Septiembre 2012 - Petroleum 272

Septiembre 2012 / No 272 Petroleum 1

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LATINVE&P 2012 XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

Sistemas de levantamiento artificial de NOV Monoflo

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

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Revista OficialBogotá

Oct 30 - Nov 02, 2012

Elsa Jaimes Presidenta del XI Simposio

Bolivariano

Septiembre 2012 / No 272 / Petroleum2


Septiembre 2012 Año 28, Nº 272

Contenido


Portada:

Directiva 2012 -2014 Cámara Petrolera de Venezuela

IN SITU

Con su portafolio de soluciones innovadoras la división Monoflo de National Oilwell Varco contribuye al crecimiento de la Industria Petrolera de América Latina

A partir del 1 de Septiembre inicia actividades el primer bróker físico de crudo y productos refinados de América Latina

Plan de Negocios de PetrobrasDeclaran comercialidad de Cardón IV

Fugro adopta tecnología SKUA de Paradigm

Ecopetrol anunció hallazgo en el Golfo de México

Saxon Services comparte su experiencia en el fortalecimiento de una cultura de seguridad en las operaciones de taladros de perforación

TECNOLOGÍA Y COMERCIOESCENARIO

INTERVIEW

E&P

PREVIEW

Tecnologías de vanguardia son desplegadas para recuperar y desarrollar de manera eficiente las vastas reservas de gas en

Norteamérica (Foto cortesía BP)

www.petroleumag.com38

6

8 Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales

LATINVE&P 2012

XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

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131415

44

Elsa Jaimes Romero, liderazgo efectivo18 El primer LATINVE&P reunió a líderes del sector de hidrocarburos de Latinoamérica

26 La comunidad mundial de geocientíficos del petróleo asistió a una fructífera jornada de integración de conocimientos, en el marco XI simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

18

26

Elsa Jaimes Romero

V Colombia Investment Conference Oil&Gas

Enercol 2012 – XXIX

Tecnología de levantamiento artificial de NOV Monoflo

Pontevedra Energy Exchange inicia operaciones en Colombia

Fórmula Saxon, una estrategia que sí da resultados

CUADRANTECORNISASECCIONES 42 GENTE WAREHOUSE CALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA51 52 54 56

Halliburton Latin America reunió en Bogotá a representantes de compañías operadoras para compartir sus experiencias en la aplicación de tecnologías MLT

El 26 de Julio tomó posesión la Junta Directiva del organismo, presidida por Alfredo Hernández Raffalli

Del 10 al 13 de Julio se realizó en Cartagena el evento organizado por ARPEL, con el respaldo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Asociación Colombiana del Petróleo

La celebración de los treinta años de la creación del Simposio dio un matiz especial al desarrollo de su décima primera edición, celebrada del 29 de Julio al 1 de Agosto en Cartagena

La actual Gerente de Exploración de OGX Petróleo e Gás en Colombia, Presidenta del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano, comparte en esta entrevista aspectos de su formación como geólogo, su visión del liderazgo gerencial y gremial, y el rol de la mujer en la industria

Con el fin de promover las inversiones en petróleo y gas, del 17 al 19 de Octubre se realizará en Cartagena el magno evento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

Del 5 y 6 de Septiembre se desarrolla en Bogotá esta jornada organizada por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía y Ecopetrol

SEGURIDAD


Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2011 Reservados todos los derechos. All rights reserved


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

ProduCCióNPaola Guevara, Diseñadora Gráfica [email protected]

COORDINACIÓN GENERALMireille [email protected]

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena [email protected]

CIRCuLACIÓN Freddy Valbuena [email protected]

SuSCriPCioNES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 [email protected]

ASESORES EDITORIALESAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Gas Natural

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

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

Cornisa

Jorge Zajia, Editor

PDVSA 2002

Han transcurrido diez largos años desde que Marcela Ibarra publicó un trabajo de investigación en VISIÓN Estratégica: Órgano Informativo de la Región Marina Suroeste de Pemex Exploración y Producción, (Publi-

“Sin embargo, existen muchas empresas exitosas e íntegras que se han formado a base de implantar y respetar valores y códigos de ética, han logrado transparencia y objetividad en su

información, además de una cultura sólida de rendición de cuentas” Marcela Ibarra Gallegos, Pemex E&P

cación Trimestral, Febrero 2003, Año 6, Vol. 4), donde daba cuenta de los “Resultados de Operación 2002” de la RMS y los comparaba con los de las otras regiones de Pemex, con los consolidados de PEP y los de las principales compañías petroleras estatales y privadas del mundo. En ese informe, sobresalen los resultados mostrados por Petróleos de Venezuela S.A., Pdvsa, la cual se destacaba a nivel mundial por el alto -altísimo- rendimiento de su gestión.

“Recordar es vivir”. Y como los hechos históricos son como los recordamos y no como realmente sucedieron y bien sabido es que quienes escriben la historia la “maquillan” de acuerdo a sus intereses, con toda la buena intención nos permitimos reproducir los Indicadores de Desempeño, publicados por la profesional de Pemex, donde, por cierto, no le da ninguna concesión a su compañía, y por el contrario las cifras objetivas y reales, muestran un desempeño discreto de la formidable estatal petrolera azteca, al compararla con las principales petroleras del orbe.

Nuestro propósito claro e inocultable es mostrarle a las nuevas generaciones de petroleros venezolanos y a todos los ejecutivos, profesionales y técnicos de la industria petrolera mundial y, en especial, a la de América Latina, estas cifras que evidencian porqué Pdvsa -después de la nacionalización de la industria petrolera en Diciembre de 1975- se convirtió en una de las empresas más destacadas del mundo, orgullo del gentilicio petrolero venezolano.

Esta es una oportunidad de lujo, también, para rendirle un reconocimiento público a los hombres y mujeres, de todas las nacionalidades, que con su trabajo honesto y profesio-nal, hicieron posible ese desempeño, hoy muy tergiversado en aras de mezquinos intereses subalternos. Todas las cifras están expresadas en US$/Barril.

Costos de Descubrimiento, 2001: Es la suma de todos los gastos en la identificación y estudio de las áreas que pueden contener reservas de petróleo y gas: Pdvsa 0.06, Fina 0.53, Repsol 0.55, BP 0.58, Petrobras 0.64, Exxon 0.80, Shell 0.90, Chevron 1.26, ENI 1.42, PEP 1.79 y RMS 1.82.

Costos de Desarrollo, 1999-2001: De acuerdo con las prácticas internacionales, son los costos incurridos para acceder a las reservas probadas y para su monetización: Pdvsa 0.84, Repsol, 2.18, BP 2.58, Fina 2.97, Exxon 3.17, Shell 3.36, Chevron 3.60, ENI 3.85 y PEP 10.0.

Costos de Extracción, 2001: Son lo incurridos para operar y dar mantenimiento a los pozos y a las facilidades de producción: RMS 3.09, Fina 3.29, PEP 3.45, Pdvsa 3.49, ENI 3.95, BP 4.27, Chevron 4.41, Repsol 4.67, Exxon 5.02, Petrobras 8.28 y Conoco 12.12.

Costos de Producción, 2001: Son los gastos totales, incluyendo la depreciación, la amortización y los financieros: Pdvsa 4.84, PEP 5.55, RMS 5.90, Fina 7.25, Repsol 8.64, Chevron 8.68, Exxon 8.81, ENI 9.50, BP 9.57, Petrobras 11.96 y Conoco 12.12.

La “matemáticas” no fallan y esos números fríos fueron los que llevaron a Pdvsa a co-locarse entre las tres empresas petroleras más importantes del mundo, con una producción de petróleo equivalente, que en esa época, coqueteaba con los tres millones de barriles por día, a un precio promedio de exportación de unos 20US$/Bbl.

Aunque no conocemos un estudio reciente que muestre los resultados operacionales de las más notables petroleras del mundo, podemos inferir que con una producción de petróleo y gas reportada superior a los 3.0 MMBPD y un promedio de ventas de exportación que ronda los cien dólares por barril, la formidable estatal venezolana debe superar con creces esas cifras. Es a lo mínimo que pueden aspirar los herederos de la estirpe de Juan Pablo Pérez Alfonso, el Padre de la OPEP.


Pdvsa anunció un acuerdo que pone fin a un arbitraje ante el tribunal del Banco Mundial por la nacionalización de los activos en proyectos de gas de la estadounidense Exterran, el cual se producirá tras un pago de cientos de millones de dólares en

un plazo de cuatro años. La estatal informó que “se acordó la suspensión del arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones, Ciadi. Una vez pagada la totalidad de la compensación, el arbitraje quedará terminado y todos los reclamos renunciados”. Las partes acordaron que al cierre de la operación se pagará 40% de la compensación por la transferencia de los activos y la transacción de reclamos, mientras que el saldo remanente será cancelado en cuatro cuotas.

Ecopetrol Óleo e gas do Brasil, subsidiaria de Ecopetrol, adquirirá 30% de participación a Vanco Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gas Natural, subsidiaria de la estadounidense PanAtlantic, en los bloques de exploración BM-S-72 (SM-

1100), BM-S-63 (SM-1036) y BM-S-71 (SM-1035) en la cuenca Santos, en el offshore brasileño. La operación debe ser aprobada por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil, tras lo cual la subsidiaria de PanAtlantic, retendrá un interés de 40% en las concesiones y continuará como operador de la campaña de perforación exploratoria que arrancó el 7 de Julio con la perforación del pozo Sabia-1X en el bloque BM-S-72. Panoro Energy ASA y Brasoil Round 9 Exploracáo Petrolifera Ltda. conservan 15% cada una.

Petrobras probó la existencia de petróleo en aguas profundas de la Cuenca de Ceará durante la perforación del pozo 1-BRSA-1080-CES (1-CES-158), conocido como Pecém. El pozo se localiza a unos 76 km. del municipio de Paracuru, en una

lámina de agua de 2.129m. La profundidad actual es de 4.410m y la perforación continuará hasta los 5.500 m. El descubrimiento ocurrió en reservorios siliciclásticos de la Formación Paracuru, constatada por indicios de hidrocarburos durante la perforación, el análisis de los perfiles y los resultados de las pruebas por cable. Petrobras es la operadora de la concesión BM-CE-2, con 60% de participación en consorcio con la empresa BP Energy do Brasil, que posee el 40%.

YPFB Chaco reportó el hallazgo de reservas de gas natural con el pozo Dorado1003D ST1, ubicado en el bloque El Dorado, 70 km. al sur de Santa Cruz, en Bolivia. El pozo alcanzó una profundidad de 4360 m y se estima una producción de

12 mmpcd de gas. El Presidente Ejecutivo de YPFB Chaco, Rafael Martínez Vaca, dijo que este resultado positivo abre la posibilidad para emprender el desarrollo del Campo Dorado Sur, que implica perforar aproximadamente cinco nuevos pozos en esta área, cuya reserva estimada es de 30 BPC. La empresa también está perforando los pozos Junín 4 (bloque Santa Rosa) y Bulo-Bulo 12 (bloque Chimiré), ambos en fase de terminación.

Royal Dutch Shell lideró este año el ranking de las 500 empresas de Fortune Magazine, divulgado a finales de Julio. La petrolera holandesa ocupó el primer lugar, con más de US$484.000 millones en ingresos y US$30.900 millones en ganancias

en 2011. Según el reporte de Fortune, Shell continuó teniendo un buen desempeño en los primeros meses de 2012, reportando en el primer trimestre del año un crecimiento de 11% en sus ganancias. Ocho de las diez primeras compañías de la lista están en el negocio energético, con Exxon Mobil ocupando la segunda posición, seguida de Wal Mart (que pasó del primero al tercer puesto), BP, Sinopec Group, CNPC, State Grid, Chevron y ConocoPhillips.

Petrobras y Pemex figuran tambien en la lista de Fortune, ocupando la posición 23 y 34 a nivel global, respectivamente, y el primer y segundo lugar entre las compañías de América Latina. La estatal venezolana Pdvsa mejoró también su actuación al

pasar del puesto 66 en 2010 al 36 en 2011. Pese a la crisis mundial los beneficios de las empresas en el índice Fortune 500 crecieron 13.2% en 2011, con una cifra de negocios por US$29.500 millones. La colombiana Ecopetrol alcanzó la posición 303 de esta lista elaborada con base en la facturación y ganancias de las multinacionales.

Chevron proporcionará a la empresa mixta Petroboscán un financiamiento por US$ 2.000 millones, según lo estipulado en el documento de intención suscrito el 18 de Julio por la operadora petrolera y la estatal Pdvsa. Petroboscán

recibirá financiamiento a largo plazo (el último plazo de repago será el año 2025), tendrá una tasa igual a Líbor + 4,5 sin otros costos adicionales, y será destinado a la realización de obras para mantener y aumentar la actual producción de crudo promedio de 115.000 bpd del campo Boscán (Zulia), y cumplir así con el plan de remediación requerido por el Ministerio de Petróleo y Minería, informó Pdvsa en un comunicado.

Petrobras, junto con sus socios BG Group, Petrogal Brasil y Repsol Sinopec, y por medio de sus afiliadas Tupi-BV y Guará-BV, aprobó la firma de diez contratos por US$ 4,5 mil millones para la construcción e integración de los primeros seis

módulos topside de las ocho plataformas FPSO que se utilizarán en el desarrollo de los proyectos del presal, bloques BM-S-9 y BM-S-11 (Cuenca de Santos). El proceso de contratación de los dos módulos topside y de los paquetes de integración restantes para los ocho FPSOs se debe completar en los próximos 18 meses.

Cuadrante


In Situ

El nuevo equipo está integrado ade-más por Alberto Held y Alejandro

Vicentini, como primer y segundo Vice-presidente, respectivamente, y como Di-rectores, Álvaro Pérez, Rafael Ramírez, Luis Van Dam, Joaquín Sarria, Miguel del Valle, Ronald Páez, Massimo Giuro-llo, Giovanni Furlanetto, Enrique Novoa, Francisco Berti y Gabriela Rachadell.

Para este período se mantendrá la participación en la Directiva de los Capítulos Regionales: Alexis Medina, Anzoátegui; Alexandru Lascarov, Ca-rabobo; José Ángel Astudillo, Monagas y Erwin Lingg, Zulia.

Plan de TrabajoLa Cámara Petrolera de Venezuela

reiteró el compromiso de ejercer la re-presentación colectiva de sus asociados ante los organismos oficiales y privados, y desarrollar el plan de trabajo para los dos próximos años, el cual establece como líneas maestras de gestión:

• Fortalecer la solidaridad del gremio.• Propender al incremento de la acti-

vidad del Sector Productivo en el ramo de los hidrocarburos, petroquímico y del carbón, así como al incremento del

En el marco de la trigésima tercera Asamblea General Ordinaria del organismo rector del sector petrolero venezolano, se eligió y tomó posesión el equipo directivo presidido por Alfredo Hernández Raffalli, cuyo plan de trabajo se

enfocará en el fortalecimiento del gremio

Junta Directiva 2012 - 2014 de la Cámara Petrolera de Venezuela

consumo de bienes y servicios produci-dos en el país, para que sean utilizados por las empresas petroleras, petroquí-micas, de gas y carbón del Estado o de los particulares.

• Propiciar el crecimiento y fortaleci-miento de la participación en las Empre-sas Mixtas entre las empresas afiliadas a la Cámara y Petróleos de Venezuela, o entre esta y las empresas nacionales e interna-cionales, facilitando el encuentro entre las partes, y ofreciendo soporte en cualquier ámbito de la negociación para el mejor desarrollo y crecimiento del sector.

• Propiciar acuerdos entre las dis-tintas universidades del país, organi-

zaciones docentes y científicas a nivel nacional e internacional, Pdvsa y la Cámara, para lograr la formación y capacitación del personal profesional, técnico y artesanal requerido en el plan de desarrollo Siembra Petrolera.

• Ampliar la visión del conglomerado empresarial nacional en relación a las oportunidades de participación en el plan.

• Fomentar entre los afiliados nue-vos esquemas societarios que permitan la participación en los mega proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Así como también, gestionar mejores condi-ciones de participación de las empresas nacionales en los diferentes procesos

de contratación que se promuevan dentro de estos importantes proyectos.

La Cámara Pe-trolera de Venezuela cuenta con cinco capí-tulos regionales y una sede nacional, agru-pando 525 empresas afiliadas pertenecien-tes a diversos sectores que ofrecen bienes y servicios a la industria de los hidrocarburos.

El nuevo equipo directivo de la Cámara Petrolera de Venezuela tiene por delante una importante tarea que realizar en defensa y fortalecimiento del sector que representa

Alfredo Hernández Raffalli asumió el liderazgo del sector petrolero privado venezolano


El 19 y 20 de Junio, Bogotá fue el escenario para la realización de un exitoso programa auspiciado por Halliburton Latin America, orientado al intercambio de experiencias en la aplicación de sistemas de tecnología Multilateral en niveles III,

IV y V en la región

Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales

Representantes de quince compañías operadoras de Venezuela, Ecuador

y Colombia atendieron a la convocato-ria de la compañía líder en el suministro de soluciones para la industria petrolera, en una iniciativa de difusión de las apli-caciones de instalación y completamien-to de tecnologías MLT.

A dar la bienvenida a los asistentes al foro, Luis Gussoni, Gerente de la línea de servicios Sperry Drilling para Latino-américa, dijo que “la tecnología Multila-teral proporciona soluciones avanzadas para el drenaje del yacimiento que po-sibilitan entre otras ventajas: reducir los costos de capital y producción, al permi-tir un mayor número de pozos por loca-ción, incrementar la exposición y redu-cir la caída de presión en el yacimiento, incrementar los volúmenes de produc-ción y reducir el impacto ambiental en zonas especialmente sensibles”. Por tal motivo resulta importante difundirla, no solo desde la perspectiva de la experien-cia en los proyectos desarrollados por Halliburton, sino abordándola desde la experiencia de las aplicaciones en los proyectos de los clientes.

El objetivo del evento fue analizar desde distintos enfoques los desafíos de las aplicaciones de las tecnologías de ins-talación y completamiento Multilateral en la región Latinoamérica en Campos Maduros, Crudos Pesados, Desarrollos Costa Afuera e Hidrocarburos no Con-vencionales y revisar las experiencias ad-quiridas en la materia.

La temática central de la agenda de este Primer Foro Latinoamericano de Soluciones Multilaterales incluyó ex-

periencias de las compañías operadoras en la instalación de juntas de sistemas III, IV y V, siendo abordada por José Palermo de Petrocedeño-Venezuela, en su conferencia “Tecnología Multi-lateral y de Geonavegación como una solución para un óptimo drenaje de crudo pesado de arenas heteroliticas y delgadas en el bloque Junín de la faja del Orinoco”, y por Sandra Rodrí-guez de Ecopetrol-Colombia en su conferencia “Ecopetrol –Uso de siste-mas multilaterales para reducir costos e incrementar producción en el Campo Castilla- Caso Histórico”. Ambos temas fueron descritos desde puntos de vistas técnicos, económicos y del aumento en la producción.

Jorge Vélez, Gerente de Desarrollo de Negocios de Halliburton-Colombia señaló que en un momento importante

como el que vive la industria petrolera latinoamericana, “es necesario generar espacios de diálogo que pongan a Halli-burton de frente a la industria”, por ello, dijo, la realización de este foro abre es-pacios de discusión que contribuyen a la revisión de las aplicaciones de sistemas Multilaterales niveles III, IV y V, y a las aplicaciones de tecnologías de completa-miento inteligente. “Y la mejor forma de hacerlo es trayendo a nuestros expertos involucrados en los proyectos de la región y a nuestros clientes para contar sus expe-riencias”, acotó.

El cierre del foro estuvo a cargo de Hermes Aguirre, Vicepresidente de Halliburton Colombia, quien reiteró el compromiso de “Crecer Juntos” que tiene la compañía con sus clientes y en general con la industria y los países en los que está presente.

In Situ

El foro auspiciado por Halliburton permitió a un grupo de especialistas analizar los desafíos en materia de aplicaciones de instalación y completamiento Multilateral en campos maduros, crudos pesados, desarrollo costafuera e hidrocarburos no convencionales


El primer bróker físico de crudo y productos refinados de América Latina

eligió a Colombia para la puesta en marcha de sus operaciones a partir del

1 de Septiembre de 2012

Pontevedra Energy Exchange inicia operaciones en

Colombia

L a firma Pontevedra Energy Exchange SAS - EnEx.Co, con sede en Greenwich, Connecticut, con amplia experiencia en

el mercadeo y logística de hidrocarburos en todo el continente americano, busca ser la punta de lanza en Colombia de una nueva modalidad de comercialización de hidrocarburos -apli-cada con éxito en Canadá-, aprovechando la ventaja de ser la primera compañía de este tipo en la región, posicionando su plataforma tecnológica de comercialización en línea customiza-da al mercado colombiano.

Liderada por Daniel Pechman, reconocido trader de cru-do de Glencore y ex VP de Comercialización y Planeación de la Refinería de Cartagena y Andrés Felipe Calderón, quien trabajó en el desarrollo comercial de la Ronda 2010 y 2012 de la ANH, esta compañía busca dar una opción al mercado de crudo colombiano para optimizar sus transacciones y generar nuevos mercados dinamizando el comercio de este commodity.

EnEx.Co. es la herramienta eficaz, confiable, eficiente, transparente y económica como respuesta a los siguientes interrogantes: ¿Cómo un productor local se asegura de ven-der su crudo por el mejor precio? ¿Cómo el financiero de la compañía puede auditar el performance de venta de sus comerciales? ¿Cómo los organismos públicos aseguran ade-cuados precios de transferencia para liquidación de regalías e impuestos? ¿Cómo un productor puede ampliar su horizonte de venta para asegurarse buenos márgenes según la oportu-nidad? ¿Dónde puede verificar precios reales de transaccio-nes dentro de su mercado de referencia?

Las operaciones realizadas en la plataforma EnEx.Co. son representativas de los mercados físicos existentes lo cual provee eficiencia, liquidez y transparencia, mejorando el proceso de negociación de las partes. Los clientes estarán en capacidad de hacer seguimiento a la dinámica de los precios del mercado en tiempo real de diversas calidades de crudos colombiano, en distintos puntos de entrega.

Información y contactos: awww.enex.co o [email protected]


E&P

La suite de modelado del subsuelo acelerará y mejorará la precisión del análisis subsal en proyectos

de Fugro en el Golfo de México

Fugro adopta la tecnología SKUA de Paradigm

El modelado de velocidad SKUA garantiza precisión en el tiempo de conversión de profundidad en entornos de sal y estructuralmente complejo, haciendo uso de las operaciones 3D

Fugro Seismic Imaging utilizará la tecnología líder de modelado 3D de

Paradigm ® para construir modelos deta-llados de velocidad en el Golfo de México y en otras regiones, incluyendo modelos con estructuras complejas de sal.

Los recientes avances en la velocidad de construcción de modelo y formación de imágenes de profundidad han propor-cionado una mejor comprensión de los complejos plays subsalinos. Paradigm destacó que con la adopción de SKUA, Fugro será capaz de optimizar la inte-gridad y complejidad de las estructuras salinas en la imagen sísmica, proporcio-nando un flujo de trabajo rápido y sin problemas para actualizar un modelo de sal y asegurar modelos de velocidad más precisos y fiables para imágenes sísmicas.

La amplia gama de potentes méto-dos de modelado de velocidad que ofre-ce SKUA, de fácil aplicación, también garantizan mayor precisión, eficiencia y productividad en el tiempo de conver-sión de profundidad, además de benefi-ciar a los geofísicos de Fugro con una mayor productividad y rápidez en la eje-cución de proyectos.

“Con SKUA podemos construir modelos detallados de velocidad más rápidamente en áreas como el Gol-fo de México, lo cual era impensable con anteriores tecnologías”, dijo Steve Cole, Geofísico Jefe de Fugro Seismic Imaging. “Una cartografía precisa de la profundidad del subsal es un ejemplo de los beneficios de SKUA, vital para la evaluación del potencial de petróleo y perspectivas de gas”.

Duane Dopkin, Vicepresidente Ejecutivo de Tecnología de Paradigm, destacó por su parte que el modelado preciso de las estructuras de sal no debe ser una barrera para los plazos de pro-yecto difíciles. “La capacidad de SKUA para manejar adecuadamente las inter-faces de sedimentos de sal, interfaces de fallos en sedimentos y la incorporación del detalle de velocidad estratigráfica, ofrece a los geofísicos una herramienta para generar modelos de velocidad para la exploración y desarrollo con mejoras sustanciales en el tiempo de respuesta”, puntualizó.

www.pdgm.com


El Ministerio de Petróleo y Minería aprobó la declaración de comercialidad de las reservas probadas de gas natural no asociado ubicadas en el campo Perla, del

bloque Cardón IV del Proyecto Rafael Urdaneta, en el Golfo de Venezuela

Declaran comercialidad de Cardón IV para explotación costa afuera

La licencia para la exploración y ex-plotación del bloque fue otorgada en

Febrero de 2006 a la empresa Cardón IV S.A., cuya participación accionaria está conformada en 50% propiedad de Repsol y 50% de ENI. Las reservas probadas de hidrocarburos en el campo Perla, que as-cienden a 9,51 TCF y 182 millones de ba-rriles de condensados, fueron certificadas.

La declaración de comercialidad permitirá aprobar el plan de desarrollo del campo, que prevé colocar las prime-ras moléculas de gas natural no asociado en el mercado interno, con una produc-ción inicial de 300 millones de pies cúbi-cos por día a partir del cuarto trimestre de 2013, alcanzando 1.200 mmpcd a partir de 2019.

El Ministerio destacó el im-pacto que tendrá la explotación de estas reservas al contribuir a reducir el déficit histórico de gas que ha afectado a la región oc-cidental del país, cubriendo es-pecialmente las necesidades del sector eléctrico, de la industria petroquímica y la distribución co-mercial y doméstica.

Como parte de las condi-ciones de la respectiva licencia otorgada a Cardón IV S.A., Pd-vsa será copartícipe de 35% de los derechos que establece dicha licencia, incorporándose a las actividades de explotación pre-vistas en el Plan de Desarrollo.


E&P

Entre 2012 y 2016 los proyectos de exploración y producción recibirán US$ 141,8 mil millones, de los cuales se invertirán US$ 131,6 mil millones en Brasil

Plan de Negocios de Petrobras prioriza actividades de E&P en Brasil

De las inversiones totales previstas para el segmento de E&P en Bra-

sil durante los próximos cuatro años (US$ 131,6 mil millones), 69% (US$ 89,9 mil millones) se destinará al desa-rrollo de la producción, 19% (US$ 25,4 mil millones) a la exploración y 12% a infraestructura.

El Director de Exploración y Pro-ducción de Petrobras, José Miranda Formigli Filho, destacó que algunos proyectos, como Baleia Azul y Baúna-Piracaba, contribuirán a que la compa-ñía alcance la meta de producción revi-sada recientemente.

El primer petróleo de Baleia Azul estaba contemplado para Agosto de este año, mientras el del FPSO Cidade de

para Marzo de 2013. A su vez la primera producción del FPSO Cidade Itajaí, en el área de Baúna-Piracaba, se prevé para Octubre de 2012. La unidad, con capaci-dad de 80.000 bpd, alcanzará su pico de producción en Enero de 2014.

El ejecutivo de Petrobras explicó que la meta de producción de crudo, LGN y gas natural para 2016, en Brasil y en el extranjero, es de 3,3 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) por día, de los cuales 3,0 millones boe/día corres-ponde a Brasil.

Formigli subrayó los descubrimien-tos recientes en el presal. “El primero, en la Cuenca de Campos, en el área informalmente conocida como Pão de Açúcar, fue responsable de la apertura de una nueva frontera en la provin-cia petrolífera del presal”, dijo. Repsol es el operador del bloque y Petrobras es socio junto con Statoil. El volumen recupera-ble de petróleo se sitúa por encima de 700 millones de barriles.

El otro descubrimiento es el de Car-cará, en el presal de la Cuenca de Santos, donde hay más de 400m de reservorios contínuos de buena porosidad. La com-pañía continuará con las perforaciones hasta llegar al final del reservorio, tras lo cual podrá informar las estimaciones de volumen recuperable.

José Formigli, Director de E&P de Petrobras, dijo que la compañía apunta a una producción petrolera nacional de 2,46 millones de barriles por día para 2016

Anchieta, con capacidad para 100.000 bpd de producción, está programado


Los resultados de la perforación del prospecto Parmer, en aguas profundas de la porción estadounidense del Golfo de México, arrojaron presencia de gas, de condensado y petróleo. Ecopetrol America Inc. tiene una participación de 30%

en el prospecto. Los otros socios son Stone Energy y Apache

Ecopetrol anunció hallazgo en el Golfo de México

E l pozo Parmer #1 ubicado en el blo-que Green Canyon 867, alcanzó una

profundidad total de 18.900 pies y permitió adquirir registros de presión y varias mues-tras de fluido en capas del Mioceno. Los resultados arrojan aproximadamente una columna de 240 pies (73 m) con evidencias de gas y condensado, así como otra de 40 pies (12m) con evidencias de crudo. Duran-te los próximos meses, los socios del pros-pecto reprocesarán sísmica 3D y definirán el plan de delimitación y desarrollo al que haya lugar conforme a los resultados.

El prospecto Parmer está en los bloques GC 823 y GC 867, localizados en el área denominada Green Canyon, con una capa de agua de 4.200 pies (1.280 m). Cada uno

cubre un área aproximada de 23,3 km2 y están ubicados a unos 230 km de la costa de Lousiana.

Este hallazgo es el segundo en el que participa Ecopetrol America realizado en aguas profundas del Golfo de México, una de las zonas de mayor prospectividad de hidro-carburos en el mundo.

Este descubrimiento hace parte de la estrategia de internaciona-lización de Ecopetrol y es un paso más para incrementar las reservas y alcanzar la meta de producir un mi-llón de barriles limpios de petróleo equivalente en 2015 y 1,3 millones en 2020. Ecopetrol informó los resultados de la perforación del prospecto

Parmer en aguas profundas del GOM


Escenario

En el Centro de Convenciones de Carta-gena Julio César Turbay Ayala, el Foro

congregó el primer día a representantes de los organismos gubernamentales y del sector de hidrocarburos en la región para dar a conocer las próximas rondas de licitación y otras oportunidades, así como modelos de contratos e incentivos de inversión y garantías. El segundo día reunió a ejecutivos y profesionales para analizar los principales retos del sector, entre estos, el acceso a nuevos recursos y tecnologías, las estrategias regionales de inversión, los desafíos reguladores y legislativos, así como los medios de acceso a los recursos financieros y otros

Organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe -ARPEL y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, con el apoyo de la Asociación Colombiana

del Petróleo, ACP, LATINVE&P 2012 se constituyó en un escenario de primer orden donde líderes delinearon a lo largo de tres intensos días el panorama actual de oportunidades de inversión en exploración y producción de petróleo y gas en

América Latina y el Caribe

servicios; y el tercer día estuvo enfocado al análisis de las oportunidades comer-ciales del país anfitrión.

Asimismo a través de stands de expo-sición y espacios de reuniones se ofreció un escenario ideal para la promoción de rondas de licencias, la comercialización de prospectos de petróleo y gas, la búsqueda de socios comerciales, donde las empresas operadoras y las proveedoras de bienes y servicios, entre ellas Petrobras, Ecopetrol, Chevron, Pemex, Repsol, Pacific Rubiales, Pluspetrol, Perenco, Tecpetrol, Weather-ford y Schlumberger, tuvieron la oportuni-dad de proyectarse mediante el mercadeo de sus tecnologías, productos y servicios.

La instalación del Foro y Exposición LATINVE&P 2012 estuvo a cargo de Orlando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, jun-to a un presidio conformado por, Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Renato Bertani, Presidente del World Petroleum Council, WPC; y por el Secre-tario Ejecutivo de ARPEL, César Gon-zález, quienes dieron la bienvenida a este evento anual dedicado a la divulgación de programas de negocio y al análisis de los retos de inversión en el “upstream”, que en esta oportunidad reunió a más de 600 expertos, empresarios y representantes de gobiernos de América Latina y el Caribe.

Julio 11 -13 Centro de Convenciones, Cartagena, Colombia

Presidieron la instalación Orlando Cabrales, Presidente ANH; César González, Secretario Ejecutivo ARPEL; Campo Elías Terán, Alcalde Mayor de Cartagena; Renato Bertani, Presidente Consejo Mundial de Petróleo (WPC); y Javier Gutiérrez, Presidente Ecopetrol


El programa de conferencias arran-có el 11 de Julio con la conferencia de Renato Bertani, Presidente del WPC, “Panorama y tendencias de la industria de petróleo y gas en el mundo”, en la cual señaló que si bien el petróleo fácil y barato ha sido, en su mayoría, ya descubierto y desarrollado, en el futuro tendrían que ser explotadas y desarrolladas nuevas fuentes de suministro en entornos cada vez más difíciles como los de los yacimientos a gran profundidad, aguas ultra profundas y en el Ártico, entre otros.

Para el experto, a pesar de la volatili-dad, en promedio los precios del petróleo se mantendrán fuertes, en un nivel que justifique la inversión en los cada vez más onerosos campos petroleros. “Esperamos que los combustibles fósiles, incluido el petróleo, gas natural y carbón, continua-rán siendo la principal fuente de energía del planeta en las próximas décadas, lo que representa aproximadamente 65% a 70% de la matriz energética mundial en el futuro previsible”, añadió.

Bertani se refirió igualmente a la misión del Consejo de promover la ex-ploración, producción y el consumo de petróleo y gas natural para beneficio de la humanidad y particularmente reafirmó el com-promiso del organismo de apoyar a Colombia para que alcance el mayor desarrollo de su industria.

El resto del día transcurrió con las presentaciones de Bolivia, Perú, Jamai-ca, Panamá, México, Surinan, Ecuador, Uruguay, Chile, Brasil y Trinidad & Tabago; con una conferencia especial de Bob Fryklund, Director Gerente para Latinoamérica de IHS Cera, quien compartió una interesante presentación titulada “Mapa de ruta del petróleo y gas en Latinoamérica”, en la que hizo varias reflexiones sobre las opciones de inversión

Ofertas de los Gobiernos: Rondas, Prospectos y Condiciones de Inversión

en la región. Fryklund comentó que mientras las petroleras estatales expan-den sus actividades en la región, bajo el liderazgo de Petrobras, Ecopetrol, ENAP y Pdvsa, la presencia de las petroleras internacionales e independientes también se ha incrementado, pero se preguntó si era sostenible en el tiempo.

Acerca del valor de las transacciones, dijo que el número de operaciones en América Latina durante 2011 aumentó a un máximo de diez años, con reservas 2P transadas en 80% petróleo. “América Latina fue el mercado más caro para las reservas 2P, sobre una base unitaria, en gran parte debido a la alta ponderación del petróleo”, señaló.

Al examinar el valor de los activos de América Latina, acotó que Colombia por la ponderación de su petróleo y la mode-ración de su gobierno ofrece el más alto valor a la región como unidad. Brasil, si bien posee recursos nuevos y cuantiosos, también existen preocupaciones como la inflación y la política gubernamental; y Argentina, a pesar de sus nuevos y prometedores plays de esquisto, la incer-tidumbre política y la regulación de los precios de los productos básicos vulneran este valor regional.

Durante el día, en este ciclo intervinieron representantes de organismos gubernamen-tales del sector hidrocarburos de Uruguay, Brasil, República Dominicana, Panamá, Su-rinam, Trinidad y Tobago, Jamaica, Ecuador, México, Bolivia, Chile y Perú.

Cada uno tuvo la oportunidad de divulgar los esfuerzos dirigidos para promover las oportunidades de inversión que ofrecen en el sector petróleo y gas, a través de mecanismos como rondas de licitación, nuevos modelos de contratos y demás incentivos ofrecidos por sus países.

BOLIVIA: Luis Carlos Sánchez, de YPFB habló sobre las oportunidades de exploración de Bolivia de cara a la nueva Ronda Internacional 2012. Con más de 20 años como proveedor de gas natural de Brasil y Argentina, explicó que el país tiene un potencial hidrocarburífero de 19,92 Tcf de gas (9,94 Tcf de reservas probadas) y de 312,37 millones de ba-rriles de petróleo y condensados (209,81 MMBbl de reservas probadas).

El plan de exploración 2011-2020 abarca 41% del área de interés con po-tencial petrolero: con 13 áreas asignadas a YPFB, 15 áreas para la ronda 2012, 30 áreas con actividades bajo contratos de servicios y convenios de estudio, y otras 46 disponibles.

La licitación en marcha comprende cinco áreas para contratos de E&P y diez para convenios de estudio. Actualmente la convocatoria hecha pública en Marzo de este año, se encuentra en proceso de recepción de documentos . La calificación de empresas es-taba por ser anunciada. El representante de YPFB consideró que estas oportunidades le permiten al país asumir “el reto de un nuevo ciclo exploratorio”, con ventajas derivadas de los contratos de gas a largo plazo con Brasil y Argentina.

Renato Bertani, Presidente World Petroleum Council

En el primer panel modera-do por Miguel Angel Mar-tínnez, de ARPEL, participa-ron Pedro Silva, Subdirector Recursos Técnicos, Pemex; Gaspar Franco, Director de Exploración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Renza Samudio, Directora de Hidrocarburos de Panamá; y Gavin Gunter, Petroleum Corporation of Jamaica


PERÚ: La intervención de Aurelio Ochoa Alencastre, Presidente de Peru-petro estuvo centrada en las oportunida-des, incentivos y garantías a la inversión en el sector de exploración y producción. Destacó la posición de Perú respecto a otros países de Sudamérica, con el cuarto lugar en reservas (12.5 Tcf) y el quinto en producción de gas (1,1 Bcf/d).

De las 18 cuencas sedimentarias con filiación petrolífera, comentó que a la fecha la mayoría de estas cuencas están siendo exploradas, con notables descubrimientos de gas y condensados en los últimos cuatro años, inclusive gas natural no convencional (en Ucayali Norte). Se mostró optimista en relación a la licitación pública internacional en el segundo semestre de este año de un total de 22 bloques para la exploración de hidrocarburos en las cuencas Marañón, Madre de Dios, Trujillo y Ucayali.

JAMAICA: Gavin Gunter, Geó-logo Senior de Petroleum Corporation of Jamaica, PCJ, fue el responsable de presentar el panorama petrolero de la isla caribeña, cuyas oportunidades de explo-ración de hidrocarburos son inmensas, desglosando los elementos claves de los contratos y los incentivos.

PANAMÁ: Renza E. Samudio, Di-rectora de Hidrocarburos de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, presentó un avance preliminar del plan de evaluación geológico integral de las nueve cuencas sedimentarias del país, con énfasis en dos principales: Bayano-Chucunaque-Atrato (en tierra) y Garachiné-Sambú (offshore) localizadas en la provincia de Darién y donde se espera licitar ocho bloques este año.

Samudio dijo que en ambas cuencas se han estimado volúmenes de hidrocarburos no descubiertos potencialmente recupe-rable en un rango de: 123 y 502 MMB con media de 304 MMB de petróleo, en la cuenca Bayano-Chucunaque-Atrato (carbonatos-clásticos); y de 173 y 743 MMB, con una media de 491 MMB para los depósitos de carbonatos y un rango en-tre 40 y 171 MMB, con media de 90 MMB de petróleo para los depósitos clásticos, en la Cuenca Garachiné-Sambú.

Entre los beneficios de la exploración y explotación petrolera, Samudio enfatizó la disminución de la fuga de divisas por compra de crudo.

MÉXICO: Gaspar Franco Hernán-dez, Director General de Explotación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México, aportó una visión general de la regulación de la actividad petrolera en este país, que busca fortalecer la planeación del sector. Dijo que la CNH continuará apoyando las actividades que cumplan con las mejores prácticas internacionales de la industria petrolera.“Uno de los retos más importantes consiste en detener y revertir la evolución desfavorable de las reservas de hidrocarburos”, dijo.

ECUADOR: Ramiro Cazar Ayala, Viceministro de Hidrocarburos, se refirió a las Rondas, Prospectos y Condiciones de Inversión en Ecuador, destacando el eje de una política petrolera centrada en consolidar la soberanía del Estado Ecuatoriano sobre sus recursos natura-les, apoyarse en la inversión extranjera para el incremento de las reservas y la reactivación de los campos maduros, garantizando una explotación hidrocar-burífera social y ambientalmente susten-table, mediante una estricta mitigación de riesgos ambientales y la redistribución prioritaria de la renta petrolera entre las comunidades localizadas en las zonas de explotación petrolera.

Los desafíos de la política petrolera son: Incrementar las reservas y la producción de petróleo y gas, consolidar la seguridad jurídica de la inversión extranjera, mi-nimizar la importación de combustibles y disminuir el subsidio, reoganizar a Pe-troEcuador y PetroAmazonas y financiar los grandes proyectos petroleros, como lo son la refinería del Pacífico y la reactiva-ción de campos maduros.

URUGUAY: Santiago Ferro, Jefe de Administración y Contratos de la Unidad de E&P de Ancap, la compañía nacional petrolera de Uruguay, detalló los resultados de la II Ronda en exploración “offshore” que culminó recientemente y que prevé la inversión de US$1.562 millones de dólares para impulsar el desarrollo del sector de hidrocarburos del país. Ferro afirmó que Uruguay no ha sido explorado lo sufi-ciente, con apenas dos pozos perforados en el “offshore” por parte de Chevron y declarados secos.

De allí la importancia de esta ronda en la que se lograron contratos de producción compartida a 30 años, con posibilidad de extenderse durante 10 años más. “Uru-guay ofreció una geología prometedora, combinada con términos atractivos, al tratarse de un área de frontera, en la que se considera que habrá mucha actividad en aguas profundas durante los próximos tres años”, afirmó el representante de Ancap.

CHILE: José A. Ruíz, Jefe de la División de Seguridad y Mercado Hi-drocarburos del Ministerio de Energía de Chile, habló sobre las medidas adoptadas en el país para estimular el desarrollo del

Escenario

Pedro Silva, Subdirector de Gestión de Recursos Técnicos de Pemex E&P, se refirió extensamente a las oportunidades de exploración y producción en México y a las figuras de los contratos integrales, cuyo objetivo es atenuar la declinación de la producción, aumentar el factor de recobro, incorporar reservas, maximizar el aprovechamiento del gas, respetar el ambiente, modernizar la administración tecnológica, desarrollar el talento técnico y asegurar los estándares internacionales.

Luego del almuerzo se continuó con el orden del día establecido, cuyo mode-rador fue César González, Secretario Ejecutivo de ARPEL, el cual se inició con la conferencia de Fryklund, condensada arriba. Acto seguido continuaron las in-tervenciones:

SURINAN: Marny Daal-Voge-lland, Gerente de Contratos Petroleros de Staatsolie, lanzó la “Suriname 2013 In-ternational Bidding Round” con el lema de La Cuenca de Suriname-Guyana: El Próximo Gigante.

LATINVE&P ofreció un panorama de las rondas de licitación y oportunidades de E&P en la región, así como de los

incentivos para la inversión directamente de las agencias gubernamentales y empresas

estatales de petróleo. Se analizaron las oportunidades, estrategias y soluciones para

el desarrollo de negocios en el upstream y acceso a nuevos

recursos hidrocarburíferos


mercado del gas, ante la gran dependencia de combustible argentino para su consumo interno. En este sentido mencionó el positivo avance de proyectos como la cons-trucción de las terminales de Mejillones y Quintero.

Ruíz compartió cifras re-

y con reservas probadas de crudo en el orden de los 15.000 millones de barriles, el país tie-ne expectativas de incrementar estos niveles apostando al desarrollo de la provincia del pre-sal de las cuencas de Santos y Campos. Esta zona potencial en aguas profundas abarca unos 149.000 Km2, apenas 26% bajo concesión y 71% disponible.

Estimó que el desarrollo de oportuni-dades en esta area prevé al menos unos US$400.000 millones hasta 2020 en bienes y servicios. El país necesitará invertir fuer-temente en infraestructura (plataformas, barcos de suministro, oleoductos, puertos, astilleros, acero, etc).

“El país -dijo Jablonski- vive un mo-mento especial en el sector petrolero e in-tenta tomar ventaja de ello para impulsar su desarrollo”. Un instrumento fundamental

de este impulso es la política de contenido local en sintonía con las inversiones en I&D. “La enorme demanda de bienes y servicios en Brasil es un importante nicho para los proveedores y las inversiones extranjeras serán bienvenidas, siempre y cuando cum-plan con las metas de Brasil”, concluyó.

TRINIDAD & TOBAGO: Wilson Lalla, Asesor del Ministerio de Energía de Trinidad y Tobago, anunció la reali-zación de una nueva ronda de bloques en Octubre próximo.

El representante del séptimo país productor mundial de GNL, dijo que la zona a ofrecer contiene varios pozos pro-ductores. “Hay sísmica que soporta este modelo y que puede conducir a muchas oportunidades para compañías medianas y pequeñas”, aseveró.

El panel sobre inversiones en E&P conformado por Miguel Angel Martínez, de Arpel; José A. Ruiz, del Ministerio de Energía de Chile; Silvio Jablonski, de la ANP de Brasil; Wilson Lalla, del Ministerio de Energía de Trinidad y Tobago y Héctor de Santa Ana, Director E&P de Ancap

cientes que muestran un aumento en el consumo de gas a nivel nacional y de un mercado potencial que no ha sido satisfe-cho. De acuerdo a las proyecciones a finales de la actual década debería duplicarse la capacidad energética de la nación.

Subrayó el potencial de recursos no convencionales en la cuenca madura de Magallanes, donde dijo que los recursos convencionales que quedan son menores. “En la parte no convencional de Magalla-nes, hay prospectos de “tight gas”,” shale oil” y “shale gas”, aseguró.

BRASIL: Silvio Jablonski, Jefe de Ga-binete de la Agencia Nacional de Petróleo –ANP, de Brasil, dio a conocer las oportuni-dades del sector brasileño de petróleo y gas. Con una producción actual de 2.2 millones de bpd de petróleo y líquidos de gas natural,


Moderador: Héctor Manosalva, Vi-cepresidente de E&P de EcopetrolDisertantes:

Richard Chuchla, VP Exploración América Latina de ExxonMobil, quien disertó sobre el potencial global y regio-nal de este recurso no convencional y su análisis económico.

Edgar Chapman, VP América La-tina de Weatherford, se enfocó en los desafíos y soluciones tecnológicas para el upstream.

Pedro Silva, Subdirector Gestión de Recursos Técnicos de Pemex E&P, quien se refirió a las políticas e incentivos para su explotación.

Escenario

La plenaria sobre Gas y Petróleo de Esquisto contó con las intervenciones de Oscar Villadiego, Ecopetrol ; Pedro Silva, Subdirector de Gestión de Recursos Técnicos Pemex E&P; Edgar K. Chapman, VP para América Latina de Weatherford y Richard Chuchla, VP Exploración América Latina ExxonMobil

El tema del licenciamiento socio ambiental fue abordado en la segunda plenaria por Francisco Pinilla, Socio Perú y Ecuador, ERM; Ronald Manosalvas, Jefe Gestión Ambiental, Te-cpetrol de Ecuador; Sandra Martínez, Gte. Asuntos Ambientales y Comunidades, PlusPetrol (moderadora); Iris Cárdenas, Directora General Asuntos Ambientales Energéticos, Min. Energía y Minas, Perú y Jorge Rodríguez, Jefe Gestión Ambiental de Tecpetrol

Plenaria I: Gas y petróleo de esquisto: Oportunidades regionales, desafíos de acceso, soluciones tecnológicas y análisis económico

Moderadora: Sandra Martínez, Gerente Asuntos Ambientales y Comuni-dades de PluPetrol

Panel de Diálogo:Rafael Torres, Director Consulta Pre-

Plenaria II: Licenciamiento ambiental: Diálogo sobre aspectos normativos, desafíos claves y búsqueda de soluciones para la

agilización de licencias

Plenaria III: Acceso a mercados de capital: Contexto económico y regulatorio, dinámica de licenciamiento, fuentes y mecanismo de acceso

al financiamiento y servicios de asesorías de negocios críticos

via del Ministerio del Interior, Colombia.Francisco Pinilla, Socio Perú &

Ecuador, ERM.Iris Cárdenas Pino, Directora de

Asuntos Ambientales del Ministerio de

Energía y Minas de Perú.José Alberto Rodríguez, Jefe de la

Unidad de HSE de Ecopetrol.Ronald Manosalva, Jefe de Gestión

Ambiental de Tecpetrol Ecuador.

Moderador: Steve Devito, Director Regional Teams Americas, IHS Cera

Disertantes:Andrew Derman, Socio de Thomp-

son & Knigt, se refirió al marco normativo

y fiscal contractual de E&P.Guillermo Jalfin, VP de Gestión

de Producción para América Latina de Schlumberger, presentó un trabajo sobre los contratos de servicios financiados del

Ecuador, un nuevo esquema de riesgo/recompensa.

Raymundo Sánchez, Principal de ATKearney, disertó sobre los servicios de asesorías en negocios críticos.

Desarrollo de Negocios Upstream: Oportunidades y Estrategias, Desafíos y Soluciones


La cuarta plenaria se centró en la expansión regional de negocios, con la participación de Luis A. Pacheco, VP de Planeación de Pacific Rubiales; Horacio Vergara, de Accenture México; José Carlos Vilar, Gerente Ejecutivo América Latina, Área Internacional de Petrobras; Steven Crowell, CEO de Pluspetrol y Evandro Correa Nacul, Director de Repsol Región Pacífico

Steve Devito, Director Regional Teams Americas de IHS Cera, moderó la tercera plenaria sobre Acceso a Mercados de Capital en la que intervinieron Raymundo Sánchez, Principal, A.T. Kearney; Guillermo Jalfin, VP Gestión de Producción AL, de Schlumberger y Andrew Derman, Socio, Thompson & Knight

Plenaria IV: Expansión regional de negocios: Impulsores y estrategias, experiencias y lecciones

Moderador: Horacio Vergara, Socio a cargo de la industria de Energía de Accenture, México. Disertantes: José Carlos Vilar, Gerente Ejecutivo América Latina e Internacional de Petrobras, habló sobre la expansión regional de negocios.

Steven Crowell, CEO de Pluspetrol, presentó una profundo y muy completo análisis sobre las oportunidades de inversiones en exploración y producción de petróleo y gas en América Latina y el Caribe. Luis A. Pacheco, VP de Planeación de Pacific Rubiales, realizó una disertación

sobre la experiencia de Pacific titulada “Petróleo y Sustentabilidad, una obra en Progreso”. Evandro Correa Nacul, Director Ejecutivo Región Pacífico de Repsol, se refirió a las oportunidades de negocios que ofrece la explotación del gas natural en América Latina.


Escenario

Ceremonia de Clausura

Colombia Aguas ArribaPlenaria V:Colombia: Desafíos claves de infraestructura y operaciones en

E&P, estrategias y solucionesEn el tercer y último día de

sesión, se centró en el contexto de negocios, oportunidades de inversión y desafíos para el de-sarrollo de la actividad upstream en Colombia.

Moderadora: María Vic-toria Riaño, Presidenta Equion.

Panel de Diálogo:Andrés Mejía, Gerente Ex-

ploración de Perenco Colombia.Juan Carlos Quintero,

Gerente Evaluación de Crudos de Ecopetrol.

Luis Eduardo Cabrera, Gerente Producción y Trans-porte de Parex Resources.

Gerardo Villela, VP de Campetrol.

La última sesión moderada por María Victoria Riano, Presidenta Equion, se enfocó en los principales retos para Colombia, con los aportes de Andrés Mejias, Gte. Exploración, Perenco; Juan Carlos Quintero, Gte. Evaluaciones de Crudos, Ecopetrol; Luis Eduardo Cabrera, Gte. Producción y Transporte, PARED Resources y Gerardo Villela, VP de Campetrol

Alejandro Martínez, Presidente ACP

Orlando Cabrales presidió la clausura del I LATINVE&P, junto a Evandro Correa, Presidente del Comité E&P de ARPEL y Milton Costa Filho, Presidente Saliente de ARPEL

LATINVE&P 2012 se clausuró con dos conferencias dictadas por Oscar Villadiego, Vicepresidente de HSE y Sostenibilidad Operativa de Ecopetrol, quien expuso sobre la evolución de la empresa estatal, su marco estratégi-co y planes de inversión; y Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, quien habló sobre las tendencias e impulsores del mercado colombiano de petróleo

y gas; y Orlando Cabrales, Presidente de la ANH, para referirse a las rondas, prospectos y condiciones de inversión en el país.

El Presidente de la ANH, Orlando Cabrales Segovia fue el encargado de la clausura oficial del foro, acompaña-do por Evandro Correa Nacul, Direc-tor Ejecutivo para la Región Pacífico de Repsol y Milton Costa Filho, Presidente saliente de ARPEL.


Oscar Villadiego, nuevo Presidente de ARPEL

Oscar Alfredo Villadiego Medina, Vicepresidente de

Salud, Seguridad y Medio Am-biente de Ecopetrol, preside des-de el pasado 12 de Julio y por un período de dos años la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe, ARPEL.

Villadiego, quien reemplaza en el cargo al brasileño Milton Costa Filho, de Petrobras, es In-geniero de Petróleos egresado de la Universidad América. Ingre-só a Eccopetrol en 1986, como profesional de la División de Ya-cimientos, iniciando una trayec-toria en la que ha desempeñado distintos cargos, entre ellos Ge-rente de Producción de la Re-gional Llanos (2001) y Vicepre-sidente de Servicios y Tecnología (2008).

ARPEL es una asociación sin fines de lucro que reúne a empre-sas e instituciones del sector pe-tróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Fue fundada en 1965 como un vehí-culo de cooperación y asistencia recíproca entre empresas del sec-tor, con el propósito de coadyu-var activamente a la integración y crecimiento competitivo de la industria y al desarrollo energé-

tico sostenible en la región. Ac-tualmente sus socios representan más del 90% de las actividades del “upstream” y “downstream” en la región.

Actualmente ARPEL reúne a 33 asociados, todos empresas e instituciones del sector de hidro-carburos con operaciones en La-tinoamérica y el Caribe.

Reunidos al término de una de las numerosas sesiones de LATINVE&P: Miguel Angel Martínez, Arpel; Gerardo Villela, Schlumberger; Amanda Pereira, Arpel; Mauricio Vargas y Ricardo Ramírez, Schlumberger; Milton Costa Filho, Petrobras; Oscar Villadiego, Ecopetrol; Silvio Jablonski, ANP Brasil; y Juan Carlos Sosa, Grupo Petróleo YV


La celebración de los treinta años de la creación del Simposio dio un matiz especial al desarrollo de su décima primera edición, cuyos resultados

ratifican su sitial entre los eventos técnicos de discusión más importantes en Latinoamérica:1.200 asistentes en representación de más de 15 países de los cinco continentes, la mayor muestra tecnológica en la historia del simposio, ocho cursos cortos, cinco charlas magistrales, 52 presentaciones orales, 119 presentaciones de carteleras, y entre varias novedades, el desarrollo de una

Sesión Especial Paralela de Adquisición Sísmica y el montaje del área de Oportunidades de Negocios Exploratorios

Profesionales de distintas empresas y países se hicieron presentes en el

Centro Internacional de Convenciones y Exposiciones Las Américas de Cartage-na, que este año sirvió de sede al princi-pal evento organizado por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, ACGGP, que en atención a su lema ofreció una agenda para com-partir e integrar conocimientos con el fin de incrementar el éxito exploratorio, a través de un importante número de

contribuciones en Análisis de Cuencas y Sistemas Petrolíferos, Fronteras Emer-gentes, Yacimientos Siliciclásticos, Car-bonatos y Evaporizas, Yacimientos no Convencionales, Geología estructural, Geofísica, Campos Activos y Tecnologías de Producción.

La calidad técnica del programa, que abrió espacio a un conjunto de presen-taciones orales, de póster y de e-póster, fue evidenciada por el gran número de trabajos premiados, complementado con

una muestra de nuevas tecnologías y solu-ciones aplicables a complejos problemas en la actividad exploratoria. La participación estudiantil tuvo igualmente un rol desta-cado, mediante actividades especialmente diseñadas para facilitar el intercambio con líderes de la industria y la consolidación de los capítulos estudiantiles que actualmente existen en la región.

Distintos eventos sociales proporcio-naron el espacio y el ambiente para la in-tegración fraterna entre los participantes.

Escenario

La instalación estuvo a cargo del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano: Mauricio Gómez, Director Financiero; Ana Elvia Suárez, Editora; Diógenes Rovira, Vicepresidente Téc-nico de la ACGGP; Egón Castro, Vicepresidente; Elsa Jaimes, Presidenta; Jaime Checa, Director Técnico; Francisco Almario, Director de Organización y Gloria Vidal, Secretaria General

Cartagena, Colombia Julio 29 - Agosto 1, 2012


La ceremonia inaugural fue presidi-da por el Vicepresidente Técnico de la ACGGP, Diógenes Rovira; los miembros del Comité Ejecutivo del XI Simposio: Elsa Jaimes, Presidenta; Egón Castro, Vicepresidente; Jaime Checa, Director Técnico; Ana Elvia Suárez, Editora; Fran-cisco Almario, Director de Organización; Mauricio Gómez, Director Financiero; Gloria Vidal, Secretaria General y el Sub Comandante de la Policía Metro-politana de Cartagena, Coronel William Ruiz. También estuvieron presentes los integrantes del equipo directivo de la ACGGP, liderado por Iván Olaya, asesores nacionales e internacionales e invitados especiales, entre ellos Roberto Leigh, a quien el Comité Organizador distinguió con una mención de honor.

En sus palabras de apertura Elsa Jaimes destacó el crecimiento y consolidación ganada por el Simposio en sus 30 años de existencia, así como los lazos de cooperación con importantes asociaciones como la American Association of Petroleum Geologist-AAPG, la Society of Exploration Geophysicists-SEG, la

European Association of Geoscientists & Engineers-EAGE, la Unión Latinoamérica de Geología (ULG), la Associacao Brasileira de Geologos de Petroleo (ABGP ) y la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet).

información, generar prospectos y perfo-rarlos. “Colombia pasó de 21 pozos exploratorios perforados en 2004 a un nivel de 126 pozos en 2011, y para este año se prevé perforar 194 pozos, de los cuales 44 están pendientes por aprobación de licencias ambientales y consulta previa”El Vicepresidente , puntualizó.

Agradeció el respaldo de diferentes empresas a través de su patrocinio, un so-porte que permite “el desarrollo de este espacio de discusión, integración y crecimiento profesional”. Destacó de manera especial el esfuerzo del equipo de trabajo que por cerca de año y medio trabajó en la organización del evento, en especial quienes conformaron el Comité Ejecutivo, nombrado por la Junta Directiva de la ACGGP 2010 – 2011, encabezada por Iván Olaya.

En la misma tónica el Vicepresidente Técnico de la ACGGP, Diógenes Rovira, en sus palabras de bienvenida dijo que en la ciudad de Cartagena de Indias se abrían las puertas “al discernimiento, al análisis y a la discusión de las ideas concernientes a la exploración de hidrocarburos”. Agradeció a los participantes, conferencistas y compañías patrocinadoras, el depositar su confianza en el evento.

El Vicepresidente del Simposio, Egón Castro, presentó una semblanza del Simposio, el cual -dijo- ha contribuido a unir a personas y empresas.Sus palabras fueron un preámbulo para el homenaje ofrecido al creador del Simposio, el geó-logo Roberto Leigh, quien en 1978 y junto con el VP de Exploración de Eco-petrol en ese entonces, Bernardo Otaola Arango, maduraron la idea de realizar un evento que sirviera como centro de acopio y diseminación de la información geológica de las cuencas subandinas. “Junto con gerentes de las principales empresas que operaban en Colombia, y apoyados por un grupo de geólogos que laboraban en Ecopetrol, organizaron en Agosto de 1982 el I Simposio que se llamó Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas de Colombia, Venezuela, Perú y Bolivia, que se llevó a cabo en Bogotá. Durante la ceremonia de clausura se decidió cambiar el nombre a Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas, el cual conserva hasta el presente y

Reconocimiento

Instalación

que fue registrado por la ACGGP”, dijo Castro.Al recibir y agradecer la distinción,

Leigh expresó que era emocionante darse cuenta cuán rápidamente pasaron 30 años desde el primer simposio. “La idea era ayudarnos unos a otros: las empresas permiten que sus geólogos, geofísicos e ingenieros divulguen información, a la vez las empresas se nutren con

la información que reciben de otras empresas, y las compañías de servicios tienen igualmente un valor muy importante con su participación y aporte tecnológico. Hablamos por tanto de una relación ganar – ganar, que ha sido una de las metas del simposio, tan importante como las relaciones de amistad que surgen en estos eventos, que es algo que propiciamos y esperamos se mantenga”.

La integración de los geocientíficos con las

asociaciones gremiales e instituciones de

gobierno es esencial para apalancar el éxito exploratorio no solo en Colombia sino en toda

la región

Apoyándose en datos oficiales Jaimes enfatizó que la producción en Colombia es hoy casi 45% más de lo que se tenía hace cinco años, no obstante, dijo, ello debe ir de la mano del crecimiento de reposición de reservas, para lo cual se debe adquirir

Un sentido homenaje rindió el Comité Organizador al creador del Simposio Bolivariano, el geólogo Roberto Leigh


Desde la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombia pasó de 12.5 millones de hectáreas a 102 millones de hectáreas contratadas hasta el año 2011, con un efecto importante en la sísmica, al igual que los pozos explorato-rios que pasaron de 10 por año (antes de 2003) a 123 pozos exploratorios perforados en 2011. Otro aspecto importante es la dispersión de la actividad exploratoria, con cerca de 34 compañías operadoras desarrollando estas labores en diferentes áreas del país, lo que se reflejada en las tasas de crecimiento de producción. La producción total de crudo equivalente del país es de 1.103.000 barriles, de los cuales 930.000 son de crudo.

En términos de ingresos para la nación, para el año 2000 el sector petrolero aporta-

ba cerca de US$ 2.000 millones en inver-sión extranjera directa, y hoy día excede los US$12.000 millones por año, lo cual es un indicador importante de confianza y del potencial del país para garantizar el fortalecimiento del sector de E&P.

de inversión. Ese fortalecimiento implica reforzar igualmente las capacidades de transporte, refinación, puertos, mercadeo, gobierno corporativo, talento humano, inversión social y muchos otros retos aso-ciados al crecimiento.

El plan en los próximos años establece una meta al 2015 de un millón de barriles por día equivalentes al 2015, y al 2020 de un millón 300 mil barriles en condi-ciones sostenibles. “Eso significa que debemos incorporar 6.2 millones de barriles en reservas del 2012 al 2020, provenientes de actividades de in-cremento de factor de recobro, exploración nacional e internacional, hidrocarburos no convencionales y de adquisición de empresas. Implica invertir en el segmento US$ 69 millones para garantizar que estos programas se desarrollen”.

En el downstream se tiene un plan de inversión de US$ 6.5 millones orientados a terminar la ampliación de la refinería de Cartagena –debe estar culminando el año entrante- que permitirá elevar de 78.000 a 140.000 barriles en promedio la capacidad de refinación del país, y adicionalmente hacer una transformación tecnológica en la refinería de Barrancabermeja que permitirá procesar en un modelo eficiente los crudos pesados que se producen en Colombia. En transporte igualmente tene-mos previsto inversiones para seguir incre-mentando las capacidades de transporte del país, en puertos, estaciones, sistemas de bombeo que permitan soportar estos crecimientos de producción.

Charlas MagistralesEfectividad de las medidas de ajuste y el proceso de transformación

El Vicepresidente de E&P de Ecopetrol, Héctor Manosalva, abrió el ciclo de conferencias magistrales desarrollado durante la mañana del primer día de jornada, con una presentación centrada en el comportamiento del sector de hidrocarburos en Colombia en los últimos años,

con la democratización de la propiedad de Ecopetrol. “La compañía se ha consolidado porque el país se ha transformado y ha hecho uso de sus fortalezas”

Por primera vez en la historia del Simposio, la ACGGP en colaboración con la EAGE organizaron una Sesión Especial Paralela de Adquisición Sísmica, cuyo desarrollo fue un rotundo éxito, con un total de 12 presentaciones a cargo de especialistas de las firmas más reconocidas en tecnología y servicios en este rubro, tales como PGS, Fugro, WesternGeco, Hocol, Mustagh Resources, Arcis Seismic Solutions, Sercel, Geokinetics, Wireless Seismic y Jaguar Exploration.

La agenda de todo un día incluyó sesiones de intercambio entre participantes y conferencistas, quienes aportaron ideas, conoci-mientos y experiencias acerca de la aplicación de nuevas herramientas de adquisición sísmica y beneficios potenciales en Colombia.

Sesión Especial

Escenario

“En cuanto a Ecopetrol somos hoy un grupo empresarial que ha aprendido a desarrollar capa-cidades para estructurar un portafolio de negocios en sus diferentes áreas de actividad y hemos venido fortaleciendo la capacidad de gestionar esos recur-sos de inversión. Hasta el año 2005 invertíamos menos de un millón de dólares, las inversiones de este año son de US$ 8.4 millones, con un plan para los próximos años cercano a los 80 millones”.

La compañía está enfocada en forta-lecer las actividades de E&P en las cuales concentra cerca del 70% del presupuesto

Ecopetrol concentra cerca del 70% de su

presupuesto de inversión en actividades de E&P, un

esfuerzo que demanda fortalecer igualmente las capacidades de

transporte, refinación, puertos, mercadeo,

gobierno corporativo, talento humano, inversión

social y muchos otros retos asociados al crecimiento

Héctor Manosalva, Vicepresidente E&P de Ecopetrol


La visión de la Agencia está enfocada a fortalecer el conocimiento geológico del potencial del subsuelo colombiano, lo cual es un mensaje importante para la in-dustria petrolera nacional, porque todo el esfuerzo administrativo, jurídico y técnico que se está haciendo hoy es para aportar elementos técnicos de juicio para agilizar e impulsar la exploración petrolera del país, aseguró Martínez, quien presentó el nuevo esquema organizacional de la ANH, implantado con el propósito de prestar un mejor servicio, agilizar los procesos y foca-lizar actividades claves para el desarrollo de la actividad exploratoria.

Enfatizó que la ANH tiene sus puertas abiertas para escuchar sugerencias de la industria a la par de reiterar el compro-miso de compartir los datos, estudios y conceptos adquiridos para impulsar el proceso exploratorio que permita mante-ner la autosuficiencia petrolera nacional con excedentes exportables.

En relación con las ventajas de la nueva estructura, mencionó en primer término el fortalecimiento del equipo técnico de la Agencia, cuyo plantel se incrementa de 60 a 160 empleados. Asimismo se van a formular políticas públicas en el sector, “lo cual es importante porque si la ANH tiene una buena articulación y comunicación con la industria podremos hacer consenso sobre las políticas que el sector necesita”. Las mejoras se traducirán además en procesos de trabajo más ágiles y eficientes, y en la parte técnica, el fortale-cimiento del conocimiento de las cuencas.

En cuanto a los proyectos, destacó la campaña de perforación estratigráfica actualmente en desarrollo, con un pozo estratigráfico en el área de Mercaderes en la cuenca de Patiño. Se han tomado aproximadamene 600 pies de corazón y perforado a unos 6.000 pies. El pozo tiene una profundidad final de aproximadamen-

te 12.000 pies. El 15 de Septiembre se pre-vé iniciar el pozo estratigráfico profundo de Buenaventura.

Tambien avanza la campaña de pozos slim hole en Sinu San Jacinto, con 8 pozos adjudicados.También estaban en fase de adjudicación los pozos slim hole en Cesar Ranchería y Cordillera Oriental. El obje-tivo de estos pozos es tomar información para hidrocarburos convencionales y no convencionales.

De igual forma se tiene una campaña de sensoramiento remoto y adquisición aerogeofísica que ha permitido identifi-car anomalías importantes en cuencas fronteras. La misma se encuentra en la cuarta fase de toma de sensoramiento remoto de la cuenca Vaupes Amazonas y se prevé hacer sensoramiento remoto y ae-rogeofísica en Goajira, Cesar –Ranchería, Valle Superior del Magdalena y Caguán Putumayo, acompañado de campañas de geología de superficie.

Entre los proyectos que están en es-tructuración, para entrar en ejecución a finales de este año y 2013 se incluye una campaña de análisis post drilling.

También está por adjudicarse este año un proyecto ambicioso, que a través de técnicas espectrales persigue preservar, analizar y definir composición mineralógi-ca, determinar valores de permeabilidad y porosidad de todos los corazones presentes en la litoteca Bernardo Taborda.

Otros proyectos no menos importantes son la campaña de rezumaderos, el banco de información petrolera para actualizar los protocolos de entrega de información, revisar las bandas de confidencialidad, e integrar y preparar datos que sean eficien-tes para futuras rondas de exploración.

El presupuesto de inversión de la ANH para los próximos tres años es del orden de US$ 444 millones - 800 mil millones de pesos, y su esfuerzo está orientado princi-palmente a sísmica y pozos, porque el objetivo primordial es cambiar los para-digmas, “de tal forma de dar un paso adelante en la búsqueda úrgente que tenemos de petróleo fresco”, concluyó Martínez.

Presente y futuro de la Agencia Nacional de Hidrocarburos El Vicepresidente Técnico de la ANH, Juan Fernando

Martínez Jaramillo, ilustró los cambios que se están suscitando en el sector de hidrocarburos colombiano y de manera particular en la Agencia, cuyo marco estratégico está

cambiando como resultado del proceso de transformación que al interior de la misma se está operando, pasando a

ser una agencia estatal con potestad para dictar políticas públicas en el sector

Asimismo se encontraban en localiza-ción tres pozos estratigráficos profundos en el Choco, un pozo estratigráfico profundo en el Valle Medio Magdalena y otro en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena en el sector de Plato. Adicionalmente se trabaja en una campaña de reprocesa-miento, enfocada en una primera etapa al noroccidente colombiano. “Vamos a complementar ese reproceso sísmico con una adquisición de más de 10.000 km de sísmica offshoreque contemplamos empe-zar en 2012”.

En el nuevo esquema organizacional de la

ANH el Consejo directivo sigue siendo la instancia rectora de las directrices y políticas de la agencia,

liderada desde la Presidencia. Se crean

cinco Vicepresidencias: Financiera y Administrativa,

Técnica, Contratos de Hidrocarburos, Promoción de Areas y Operaciones

Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico ANH


OGX sembrada en Colombia

En la actualidad OGX es responsable de la campaña más grande del sector privado de exploración en Brasil, con una cartera de 34 bloques en total, 30 en Brasil, en las cuencas de Campos, Santos, Par-naíba, Pará-Maranhão y Espírito Santo, y cuatro bloques de exploración en Colom-bia. Un portafolio bastante diversificado, con oportunidades en cuencas offshore y onshore, en aguas someras, aguas profun-das. La extensión total de los bloques es de unos 7.000 km² en mar y 36.500 km² en tierra, 24.500 km² en Brasil y 12.000 km² en Colombia.

En la cuenca de Campos que es la principal productora en Brasil, la com-pañía tiene 7 bloques. “Es una cuenca muy prolífica, y hemos perforado hasta el momento 67 pozos”, acotó Porsch. En la cuenca de Santos tiene 5 bloques 100% propiedad de OGX, en los cuales ha perforado 12 pozos, dos probados con gas y condensados y otro probado con crudo liviano de 38º API. En la cuenca de Parnaíba la empresa posee 8 bloques, con 70% de participación y es operador. En esta cuenca ya habían sido perforados previamente 35 pozos sin ningún hallazgo. A la fecha OGX ha perforado 21 pozos con tres hallazgos comerciales de gas, otros tres están en evaluación. Dos de esos hallazgos tienen ya declaración comercial, con reservas totales de un poco más de 11 TCF de gas. Esa es un área sencilla para entrar en producción, se reutilizará el gas para generación de electricidad –la empresa hermana MPX tiene la licencia para producir 3.700 MW de electricidad, y eso se obtiene con una producción de 6 mmcd de gas.

En la cuenca de Espiritu Santo se loca-lizan los únicos bloques de aguas profundas en los que participa OGX, con un interés de 50%. El otro 50% es de Perenco que también es el operador.

En total son cinco bloques. Ya se per-foraron dos pozos que resultaron secos y está por perforar el tercero. En la cuenca de Pará-Maranhão se tienen también cinco bloques. Aún no han comenzado a perforar pues siguen a la espera de las licencias ambientales. “Esta es un área muy sensible, pero estamos preparadosz y con todo listo para arrancar una vez completemos este paso, con muy buenas expectativas respecto a los resultados”, dijo Porsch.

En lo que respecta a Colombia, explicó que en uno de los bloques, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, se realizó una sísmica 2D y se está adquiriendo un programa 3D. Los otros tres son bloques frontera en la cuenca del Cesar - Ran-chería en los cuales se prevé empezar la actividad sísmica en 2012.

Este lo que resta del año la compañía continuará la campaña exploratoria en las cuencas de Campos, Santos y Parnaíba, y delimitará las acumulaciones ya encontra-das en esas cuencas. De igual forma tiene previsto emprender la campaña explora-toria en la cuenca de Pará-Maranhão tan pronto se obtenga las licencias ambientales y proseguir con la sísmica en Colombia, además de participar en las próximas rondas programadas tanto en en Brasil como en Colombia.

El Gerente Ejecutivo de OGX Oil & Gas, Ernani Porsch, habló de los principales logros y desafíos de esta compañía

brasileña creada en 2007, perteneciente al grupo de empresas EBX, conglomerado industrial dirigido por

inversionistas brasileños privados, con un perfil de inversiones en recursos naturales y energía

Escenario

Ernani Porsch, Gerente Ejecutivo de OGX Oil & Gas


Escenario

La exitosa combinación de tecnolo-gías, mejores prácticas y la recuperación mejorada asociada con reducción de costos y aprendizaje contínuo es evidente en los plays de petróleo y gas no conven-cional, donde ha habido un incremento notable en producción. ExxonMobil par-ticipa en casi todos los plays importantes dentro y fuera de Estados Unidos.

En los 80´s las reservas de gas en ese país eran del orden de 500 TCF, y en la actualidad se habla de más de 2000 TCF de reservas, suficientes para una produc-ción por 80 a 100 años.

A raíz de la revolución de los plays de gas y del aumento de los precios del crudo, la industria se volcó con igual ímpetu a los plays no convencionales de líquidos, con unos 1.500 equipos de trabajo a la fecha. El play de Barnett se ubicó el pasado año en el tercer lugar de producción, y el de

Crecimiento de los crudos no convencionales en los Estados Unidos

Eagle Ford, que inicialmente fue un play de gas, comenzó a producir petróleo con mucho éxito, llegando en solo dos años a un volumen de 200.000 bpd. En los pri-meros 9 meses de 2011 se emitieron 2.100 permisos, lo que indica la intensidad del trabajo e igualmente la necesidad de tener sistemas regulatorios y de permisología ágiles para mantener el plan de ejecución de los proyectos. Por primera vez en más de 25 años el descenso en la producción se ha invertido. Según los expertos la perspectiva para el 2020 es una producción entre 1.7 y 2.0 millones de bpd.

Un aspecto importante está relacionado con el interés público y en algunos casos preocupación, que en gran parte no se basa en realidades. “Es allí donde los operadores tenemos un rol decisivo para mantener informados a los interesados, y más allá de eso, aplicar la misma creatividad usada para extraer los recursos

Fernando I. Sanabria, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración de ExxonMobil Colombia, compartió una perspectiva del crecimiento e impacto de los hidrocarburos

no convencionales, enfocándose en los aspectos técnicos y el aprendizaje derivado de los diferentes plays en operación en Estados Unidos

Fernando Sanabria, VP Ejecutivo de Exploración de ExxonMobil Colombia

del subsuelo, para dar solución a los problemas”, acotó Sanabria.

En cuanto a los puntos claves en el desarrollo de estos recursos, Sanabria puntualizó la necesidad de un marco legal estable, régimen fiscal competitivo, marco ambiental igualmente competitivo en términos de la permisología y una infraestructura de servicios de excelencia.

Parafraseando una conocida máxima sobre la búsqueda de petróleo, Yoris intro-dujo a la audiencia en lo que representa la integración de conocimiento con estas palabras: “Se puede explorar un campo nuevo con ideas antiguas (el azar muchas veces hace milagros y de repente alguien puede tener éxito); desarrollar un campo antiguo con ideas antiguas (lo más seguro es que lo abandonemos diciendo que ya no queda más petróleo, pero la realidad es que se acaban las ideas, no el petróleo. Y las dos opciones importantes son: desarrollar un campo antiguo con ideas nuevas (lo más probable es aumentar las reservas, y de hecho hay bastantes ejemplos); y desarrollar un campo nuevo con ideas nuevas. Evidentemente lo que hace es aumentar las probabilidades de éxito”.

Yoris enfatizó que usualmente lo que llamamos “ideas nuevas” muchas veces fueron propuestas hace tiempo. Llamó la atención sobre la importancia de ser

interactivos. “Debemos compartir nuestros modelos con el compañero de al lado, y no enterrarnos en la estación de trabajo sin que nadie sepa lo que estamos haciendo, porque la verdadera integración, que es el lema de este simposio, es la integración de los cerebros de la gente, de los genuinos pensantes que se ayudan de las máquinas y no al revés. .

Otros señalamientos claves de su pre-sentación fueron:

• Los recursos del futuro se encuentran en yacimientos que cada vez más se alejan de la producción fácil. Es decir, el petróleo fácil no es que se acabó pero tampoco es el más frecuente.

• La mejor visualización de la calidad de un yacimiento se logra a través de mo-delos muldimensionales, tanto en los casos de exploración como de producción, de modo que tenemos que ampliar un poco más el entendimiento.

• La secuencia estratigráfica de escala local cobra cada vez más importancia.

• El máximo aprovechamiento de las he-rramientas que aporta la tecnología actual solo se logra cuando la interpretación geo-lógica de alta calidad valida los productos.

Importancia de la geología en la exploración Franklin Yoris, Gerente de Geología de la Vicepresidencia de Geociencias de Pacific Rubiales Energy cerró el ciclo de charlas magistrales con una refrescante reflexión

acerca de la participación de la geología en la exploración

Franklin Yoris, Gerente de Geología, Pacific Rubiales Energy


Escenario

Área ONEUna de las novedades en el Simposio fue el espacio diseña-

do para las compañías interesadas en promover sus Oportuni-dades de Negocios Exploratorios, el cual fue ocupado por las empresas Ecopetrol, Gran Tierra Energy y Trayectoria Oil & Gas Colombia, cuyos módulos se transformaron en ambien-tes propicios para facilitar el conocimiento de sus actividades y promover alianzas con grupos de interés

Ecopetrol ha realizado un esfuerzo sostenido en materia de exploración, participando en las distintas rondas nacionales e internacionales, solo o en asocio con terceros. Sus principales logros, planes e inversión proyectada fueron compartidos en su plaza en el Simposio, donde captamos a Eduardo Cardozo Puentes, Víctor Ramírez, Enrique Guzmán, Felipe González, José M. Jaramillo, John Londoño (Shell E&P Americas), Sandra Mesa, Enrique Velásquez, VP de Exploración, Carolina Urrego y la guía Tatiana Vélez

El equipo de Gran Tierra Energy integrado por Diana Flolaty, Gte de Asuntos Externos; Daniel M. Truempy, Gte de Exploración y Nuevos Negocios Argentina y Carlos Guerrero Moreno, New Ventures Colombia, a quienes vemos en compañía de Elsa Jaimes. A la izq. Nora Londoño, de Reclutamiento y Selección; al fondo Saira Corzo Cruz, Asistente Comercial y las guías Laura Torres y Erika Llamosa

Trayectoria Oil & Gas Colombia desarrolla una excelente cartera de activos, los cuales fueron presentados en su módulo del Área ONE, donde captamos a su Presidente, Luis Enrique Uribe (centro) en compañía de Edgard Chajid K., Gte de Exploración; Juan F. Martínez, VP Técnico de la ANH; Narciso Chiquillo, Presidente de Geoespectro; y Elsa Jaimes y Ana E. Suárez, del Comité Ejecutivo del Simposio


El Presidente de la ANH, Orlando Ca-brales inició su intervención invitando a los “exploradores”, los geólogos y geofísicos, a generar nuevas ideas y romper paradig-mas en una tarea compartida orientada a encontrar más campos de hidrocarburos.

Reiteró que Colombia tiene una histo-ria de éxito, al lograr casi triplicar la pro-ducción de crudo en los últimos 7 años. El promedio a Julio de este año son 936.000 barriles. En materia de gas la producción todavía es comparativamente baja, pero con un potencial para crecer y poder abrir un mercado de exportación.

En materia exploratoria ha habido igualmente aumentos sostenidos en los últimos años en actividad sísmica. La meta para este año es de un poco más de 18.000 km, habiendo realizado al mes de Julio 12.000 km, lo cual constituye un buen augurio de estar al nivel del pasado año, de casi 24.000 km de sísmica, con una inver-sión estimada de US$560 millones. Desde el punto de vista de pozos exploratorios, recordó el récord histórico reportado en 2011, de 126 pozos. La meta para 2012 es de 150 pozos con una inversión estimada de US$770 millones.

En reservas, en los últimos 8 años Colombia ha logrado incorporar cerca de 3.000 millones de barriles equivalentes, en su mayor parte de crudo. En 2011 se terminó con un nivel de reservas de 2.259 millones de barriles de crudo, con una incorporación neta con respecto a 2010

de 200 millones de barriles, lo cual es un incremento importante. En materia de gas, 2011 cerró con unas reservas totales de 6.6 TCF de gas. Allí sí hubo una disminución respecto a 2010 (7.1TCF).

Ronda Colombia 2012Sobre este tema Cabrales puntualizó

que se ha ido generando un portafolio variado que da cabida a empresas peque-ñas, medianas y grandes. De un total de 115 bloques que se están ofreciendo, 13 son costa afuera, 11 de ellos en el Caribe y 2 en el Pacífico. “El Caribe es una zona que personalmente veo con mucho entusiasmo pues hay allí una actividad creciente en el corto y mediano plazo. En el Pacífico todavía hay mucha timidez y en la ANH estamos trabajando para generar un mayor interés en la industria”, acotó.

De los bloques en tierra hay 30 con potencial en hidrocarburos no convencio-nales, para los cuales fue necesario crear condiciones que hicieran atractiva la inver-sión, entre ellas un descuento de 40% en

las regalías aplicables. Otra medida es el ajuste que se hizo al contrato de E&P para reflejar esas realidades de los yacimientos no convencionales, con períodos de explo-ración y desarrollo mas amplios del que se tenía en el contrato original.

Principales desafíosEn cuanto a los principales desafíos, el

Presidente de la ANH señaló que desde el punto de vista de relaciones con las comu-nidades, operar en Colombia es cada vez mas difícil, y se requiere que las compañías se organicen. “Estamos apoyándoles para hacer un mejor racionamiento. Para esta ronda intro-dujimos un nuevo anexo referido a los términos y condiciones bajo los cuales se deben hacer los programas en beneficio de las comunidades”.

Sobre el tema del licenciamiento am-biental, dijo que el problema va mucho mas allá de las demoras. “Hay que comenzar a pensar de manera diferente, moverse hacia una mayor conciencia y reforzar acciones”. En lo que respecta a Infraestructura de Transporte hay también planes de actualización. “Seguramente en campos pequeños va a persistir el uso de carro tanques, pero en la medida que mejore la infraes-tructura claramente este sistema va a disminuir”, afirmó.

Por último, en la parte de tecnología y servicios, dijo que Colombia cuenta con personal muy calificado pero insuficiente para soportar todo el plan de crecimiento, de modo que se requiere acelerar esfuerzos para estar al nivel de los desafíos del sector.

El cierre de la jornada contó con la presencia del Presidente de la ANH, Orlando Cabrales, quien reiteró el compromiso de seguir generando desde el Gobierno las

condiciones fiscales, contractuales y económicas para que exista inversión en el sector y haya actividad exploratoria

ClausuraEscenario

Complacidos por los exitosos resultados del XI Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas, Ana E. Suárez, Mauricio Gómez, Egón Castro, Elsa Jaimes, Orlando Cabrales Segovia, Jaime Checa, Francisco Almario y Gloria Vidal

“En materia de hidrocarburos tenemos

por delante desafíos muy grandes, pero estamos

generando las condiciones fiscales, contractuales y

económicas para que haya actividad exploratoria”


lombia, con base en geoquímica de alta resolución en muestras de fondo marino y modelamiento de cuencaLuz Stella Vargas, Ecopetrol

Sistemas PetrolíferosGeneración y expulsión de hidrocarburos en el Sur de la Cuenca de Marañón-Perú. Análisis de riesgos geológicos en el sistema petrolero Chonta.Ricardo Veiga, YPF

Yacimientos Aproximación a la proveniencia sedi-mentaria de unidades paleógenas de la cordillera oriental mediante el uso de minerales pesadosFelipe Lamus Ochoa, Corporación Geoló-gica ARES

GeofísicaRobust prediction of pay sands in clastic reservoirs with seismic inversion attributes, Central Campos Basin, BrazilHeidy Correa, Shell Exploration & Production Co.

Geología EstructuralGeometry and Kinematic Evolution of The Matachines Oil Fields, Magdalena Valley (Colombia)Germán Javier Giraldo Rey, Petrobras

Mejor póster de estudiantes Yacimientos no convencionalesModelo desacoplado para predicción del arenamiento en yacimientos de crudo pesado y extra-pesadoLeidy Laura Álvarez Berrio, Universidad Nacional de Colombia

Trabajos premiadosEl Comité Técnico del XI Simposio

Bolivariano decidió distinguir en esta oportunidad un gran número de contribu-ciones, en las siguientes categorías:

Mejores presentaciones oralesNuevas Fronteras

El campo Perla, Golfo de Venezuela, His-toria de un campo inesperadoL. Benkovics, Repsol

Riesgos y ReservasEcopetrol´s Approach to Appraise Risks Associated to Petroleum System Elements in Offshore Exploration, ColombiaVíctor Orlando Ramírez, Ecopetrol

Yacimientos no convencionales Exploración de plays no-convencionales para gas en la Formación Porquero de la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, ColombiaIván Leyva, Pacific Rubiales Energy

Yacimientos Pleistocene to Recent Channel Systems from the Slope of the Magdalena FanStephen Leslie, Hess Corporation

Producción Proyecto Piloto de Inyección Cíclica de Vapor en el Campo Capella – Cuenca Caguán, ColombiaCirlia Albornoz, Emerald Energy Sucursal Colombia

Geología EstructuralThe Foothills of the Eastern Cordillera, are they a Structural Mirror?Roberto Linares, Equion Energy

GeofísicaGeophysical expression of Late Oligocene-Early Miocene Reservoirs in the Guarrojo area, Llanos Basin of Colombia: from reconnaissance to simultaneous 3D seismic inversiónMario de Freitas, Hocol

Mejores Presentaciones de Póster Nuevas Fronteras

Reevaluación de los sistemas petrolíferos en la cuenca Guajira Offshore en Co-

YacimientosModelo evolutivo de estratigrafía de secuencias en el cono de Río Grande (offshore Brasil)Maria A. Bejarano, Universidad Nacional de Colombia

Sistemas PetrolíferosCaracterización estratigráfica, geoquímica y estructural de la formación los cuervos como roca generadora de hidrocarburos en la parte sur de la cuenca del CatatumboRomel Aguilar, Universidad de Pamplona

El programa de clausura finalizó con las palabras del Director Técnico del XI Simposio Bolivariano, Jaime Checa, señalando que culminaba una ardua tarea, cuyos frutos se verán a medida que las nuevas inquietudes sembradas en las mentes de los participantes se traduzcan en acciones efectivas para seguir avan-zando en la labor exploratoria.

“El ser parte de la organización del Sim-posio me hace reflexionar acerca de la fuerza de los ideales. La fuerza del propósito de impulsar la geología del petróleo llevó a la creación de nuestra Asociación hace más de 50 años y nos ha traído hasta acá, gracias al esfuerzo de personas desinteresadas que año tras año ocupan roles directivos. La fuerza de un ideal dio origen hace 30 años a este maravilloso evento y nos sigue conquistando con renovado entusiasmo. La fuerza de las ideas nos ha llevado a ser capaces de casi ver el subsuelo mientras perseguimos nuestras metas y la fuerza de las ideas nos permitirá seguir adelante para bien de las futuras generaciones”, concluyó Checa.

Un total de quince presentaciones, entre orales y de póster, fueron distinguidas por el Comité Técnico del XI Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas


Ocupando el Salón de Convencio-nes y Pabellón del Centro Internacional de Convenciones Las Américas, el área expositiva del XI Simposio Bolivariano ofreció una completa muestra de tec-nologías de punta aplicables en la so-lución de los complejos desafíos plan-teados por la actividad exploratoria, presentadas por empresas nacionales e internacionales líderes en productos y servicios para el sector

Resolviendo desafíos es el lema que mejor describe la experiencia sin par de Halliburton en soluciones para la industria petrolera y a su talento humano, muy bien representado por Augusto Blanco, Rosita Martínez, Gerardo Mijares, Dayhan Ramírez, Solange Cepeda, Zoraya Carvajal, Ciro Ayala, Claudia Pérez, Diego Carvajal, Jorge Weiner, Andrea Guzmán, Hermes Aguirre, César Mantilla, Joaquín y Alejandro Sánchez

Schlumberger hizo honor a su tradición de excelencia, con sus tecnología, servicios y solu-ciones de avanzada para el éxito de la exploración. En su amplio stand Carlos Rey, AHN; Raúl Hernández, SIS Unit Manager; Diana Guzmán, SIS Sales Manager; Marcela Olivares; Juan F. Mar-tínez, VP Técnico ANH; Rafael Zambrano; Orlando Cabrales, Presidente ANH; Francisco Orta, ; Ana E. Suárez y Elsa Jaimes, del Comité Ejecutivo del Simposio; Luis A. Briceño, Asesor ANH

En el el booth de INOVA, líder en sistemas e instrumentos para complejos programas de adquisición sísmica, Richard Eperjesei, Jesús Romero (Petronova) José Luis Medina (Seis-mic), Mike Jaur (ION), Fernando Hernández, Doug Allinson (ION) y Jason Criss

IHS también se hizo presente en la exhibición del Simposio Bolivariano con sus soluciones y herra-mientas de avanzada para análisis geológicos, de ingeniería y petrofísica. Frente a su estand Cris-tina Barros, Carlos Albano, Kennedy Hughes, Ricardo Sotto (Global Geophysical Services), Marcos Duque (Ecopetrol), Chris Vewet (Global Geophysical Services), Zonia Nichols y César Bolívar

Diana E. Vidal, Asistente de Presidencia Acipet; Carlos G. López, Presidente LHR; Maria P. Castro, Directora de Bienestar al Asociado Acipet; José R. Bonilla, Gerente Ingenería de Yacimientos Petronorte; Diana Duarte, Ejecutiva de Mercadeo y Ventas Acipet; Luis G. Acosta, COO-aVP de Operaciones Petronorte; Camilo Soto, Director de Mercadeo LHR

La Exhibición Tecnológica


Reunidos en el estand de Geoespectro, especialistas en servicios de adquisición, procesamiento, interpretación sís-mica geológica, Juan Chiquillo, Director HSE; Néstor Moreno, Gerente Financiero; Carlos Molina(Synertech); Sindy Torres; Ciro Ayala(Halliburton); Narciso Chiquillo, Presidente; Gloria Vidal (Hocol); Enrique Velásquez, VP de Explora-ción Ecopetrol; Alvaro Rocha (Fronterra); Mauricio Gómez (Geokinetics) y Gustavo Solórzano (Mitchan)

ANTEK se apoya en su experiencia y moderna tecnología para ofrecer servicios analíticos de alta calidad. En su estand, Jaime E. Niño, Director Geoquímica&Petróleos; Henry Castro, Gerente General ; Elsa Jaimes, Presidenta del Simposio; Orlando Cabrales, Presidente ANH; Juan F. Martí-nez, VP Técnico ANH, Jorge Zajia, Editor Petroleum; y Ana E. Suárez

Posan frente al módulo de Comunicaciones por Internet, auspiciado por Pacific Rubiales Energy, Juan F. Martínez, Ana E. Suárez, Orlando Cabrales, Elsa Jaimes y Claudia Pérez

Frente al estand de Petroleum Luis Rodríguez, Zulay Socorro, César Jiménez, Freddy Chiquito, Roberto Leigh, Adiela Martínez, Carlos Arango Arbeláez, Santiago Eduardo Borthelle, George Ellis Buzan, Mireille Socorro y Ana Isabel Valbuena

Gerardo Villela, Juan F. Martínez y Sofía Díaz, Marketing & Comunicaciones de Schlumberger

Cordializando en el estand de Fugro: Pat McKenny, VP Sales & Marketing Calgary; Carol Heitmann (P1 Energy), Joe Verdeen, General Manager; Alejandro Acosta; Indira Zambrano (Pdvsa); Gilberto Prates Neto, Gte. Desarrollo de Negocios LA; Jorge Alviarez (Pdvsa Intevep); Izaskun Azpiritxaga, Gte. de Proyectos Regional; Jesús Bilbao, Gte. América Latina y Luis Braga, VP Global de Desarrollo de Negocios


Interview

Tener claros sus objetivos y la importancia de cultivar atributos claves para el crecimiento

personal y profesional, ha sido un esquema que ha funcionado perfectamente para esta geóloga

colombiana, actual Gerente de Exploración de OGX Petróleo e Gás, quien suma a su hoja de vida

el exitoso liderazgo como Presidenta del Comité Ejecutivo del XI Simposio Bolivariano de Exploración

Petrolera en las Cuencas Subandinas

Elsa Jaimes Romero

“Tan importante como el crecimiento en producción, es

aumentar las reservas”

L e vi-m o s

en Car-t a g e n a , durante el recién cele-brado Sim-posio, siem-pre atenta al desarrollo de la jornada, lo mismo inte-ractuando con participantes, expositores y con fe renc i s -tas, que traba-jando junto a cada uno de los integrantes del equipo que

le acompañó en la organización,

vigilante del éxito de cada actividad.

“Los resultados se logran con esfuerzo”,

nos dijo, con la misma convicción con la que ha fundamentado su propio crecimiento.

Nacida en Bucara-manga -nor-deste de Co-lombia- y con

veintiún años de trayectoria como geó-logo, Elsa Jaimes integra el grupo de profesionales que está sumando su aporte a la etapa actual de la industria petrolera de este país, quienes disfrutan el ser parte de equipos de trabajo efectivos. No duda en afirmar que el punto de partida para una carrera en asenso es, definitivamente, el querer aprovechar las oportunidades. Para ella no existen “fórmulas mágicas” y sí organización, dirección y esfuerzos encausados a lograr los resultados.

Egresada de la Universidad Indus-trial de Santander –UIS, en 1991, y con un master en Geología del Petróleo de la Universidad de Texas, en Austin, inició su carrera en Lasmo, petrolera británica donde trabajó por 8 años haciendo inter-pretación geofísica, y también vinculada a labores de adquisición y procesamien-to sísmico. En 1998, se unió al equipo de exploración de Petrobras en Colombia, donde trabajó con métodos geofísicos, interpretación y en generación de pros-pectos. En 2008 decidió unirse a Eco-petrol, como Geofísico Senior en el área de Exploración Internacional, liderando el grupo de Exploración del Golfo de México hasta 2010, cuando asumió su actual posición en la exitosa empresa brasileña OGX.

Al preguntarle el por qué de su incli-nación hacia la geología, narra que inicial-mente se sintió atraída por la ingeniería de sistemas, pero tras una presentación

que realizaron representantes de la UIS promoviendo la Escuela de Geología, no dudó en presentarse. No declinó su voca-ción inicial, pues estudió ambas carreras al tiempo. Le gustaba mucho la geotecnia, pero se dio la oportunidad de realizar una práctica en el Instituto Colombiano del Petróleo y luego de hacer su tesis de grado vinculada a un proyecto conjunto del ICP y Ecopetrol. Así comenzó todo.

¿Desde su propia experiencia qué considera lo más significativo de su ejercicio profesional?

Personalmente creo que en cada eta-pa de la carrera uno va encontrándose con grandes maestros, gente que nos va aportando su conocimiento y experien-cia. Cuando uno termina los estudios piensa que ya está totalmente preparado, pero es en el ejercicio y con la interacción que tenemos con otros profesionales que comienza verdaderamente el proceso de formación. En ese sentido puedo decir que he sido afortunada, pues me he en-contrado con personas muy valiosas que me han marcado profundamente. De mi etapa en Lasmo, por ejemplo, recuerdo a Mauricio Osorio, un geólogo ya fallecido, excelente persona y gran guía, también a Gloria Rincón, e igualmente en cada una de las empresas en las que he trabajado… Mario de Freitas, en mi etapa en Petro-bras, Enrique Velásquez en Ecopetrol…han sido muchas las personas que han contribuido a mi formación profesional.


El XI Simposio¿Qué representó asumir el liderazgo en la

conducción de la XI edición del Simposio Boliva-riano y en el marco del 30 aniversario?

- Confieso que me sentí halagada con la propuesta, si bien dudé aceptar o no, pues en ese momento estaba trabajando todavía con Ecopetrol, en un cargo que demandaba viajar con mucha frecuencia y pensaba que posiblemente no iba a te-ner el tiempo para hacerlo. Coincidió con la oferta que recibí de OGX, en una po-sición con más permanencia en Bogotá, gracias a lo cual finalmente acepté traba-jar en el Comité Ejecutivo del Simposio, debo enfatizar que con un grupo de tra-bajo excepcional. Todos los compañeros del comité y en general toda la gente que trabajó en la organización, son todos muy activos y comprometidos, lo cual da una gran confianza. Viendo los resulta-dos finales, nos sentimos muy complaci-dos. Desde luego, siempre hay situaciones que sobre la marcha se van superando, pero el balance que arroja esta edición del Simposio fue excelente, tanto en la parte técnica como financiera. Estamos

hablando del evento más grande hasta ahora realizado, con 1200 asistentes, que es una cifra importante, con una muestra tecnológica que casi dobló en superficie la de la anterior edición, ocho cursos pre simposio y varias novedades, como fue la sesión paralela con la asociacion interna-cional EAGE y el área ONE.

Técnico del evento, Jaime Checa, quien se entusiasmó con la experiencia que tu-vimos en el simposio anterior con uno de los ponentes quien tuvo la iniciativa de colocar una pantalla y le funcionó estu-pendamente. Decidimos tomar la idea y con resultados altamente satisfactorios, pues logramos romper con esa concep-ción errónea que se tiene de los trabajos clasificados como póster, que tradicional-mente se les ha visto como algo secunda-rio, cuando realmente no es así. El área de póster le imprimió un gran dinamis-mo a esta jornada, al igual que las pre-sentaciones orales que también fueron de gran atractivo para los delegados.

Su mensaje para toda la gente que lograron convocar y para quienes respaldaron esta edición del Simposio

- Mis palabras son de total agrade-cimiento. Estos espacios existen porque tienen el soporte de las empresas opera-doras y compañías de servicios. Y nuestro llamado es a que continúen haciéndolo. Recordemos que estos son eventos con una trayectoria reconocida en el sector

“Fue muy placentera la experiencia de trabajar

en la organización del Simposio, con un

equipo de trabajo excepcional, integrado por gente muy activa y

comprometida”

Realmente un gran evento y es destacable el realce que dieron a las presentaciones de póster…

- Nos satisface esa acotación porque realmente fue uno de los objetivos de este Simposio. La propuesta fue del Director


de hidrocarburos colombiano y la-tinoamericano, que además tienen un aporte técnico valioso, cuya per-manencia es necesaria, pero eso será posible en la medida que puedan se-guir contando con el patrocinio de las empresas.

Una industria en crecimiento

¿En su visión cuales son los principales desafíos presentes y futuros de la Industria Petrolera Colombiana?

Como lo mencioné en la insta-lación del Simposio, somos una in-dustria en crecimiento. Se ha hecho un esfuerzo grande y hemos logrado incrementar la producción, pero te-nemos que hacerlo igualmente en reservas para poder desarrollar todo nuestro po-tencial en materia de hidrocarburos. Sin embargo las demoras en la obtención de la permisología es un inconveniente que están sufriendo todas las empresas. Enten-demos claramente que la normativa am-biental y social es necesaria, que debemos producir en forma limpia y socialmente responsable, lo contraproducente son los tiempos que esos tramite están tomando.

La ANH ha hecho una excelente labor en la promoción de las áreas. En La Ron-da 2010 se firmaron cerca de 70 contratos, todos con unos plazos de cumplimiento de tres años para hacer sísmicas y pozos, pero para hacerlo necesitamos las licencias y consultas previas, de modo que hay que lograr que en las instancias competentes esos procesos sean más ágiles y dinámicos.

La actividad gremialJaimes considera la actividad de las

sociedades vital para el fortalecimiento de las competencias técnicas y el mejo-ramiento de la calidad de la actividad profesional, por ello valora sus nexos con la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo- ACGGP , de la cual ha sido un miembro activo y ha cum-plido roles como Secretaria, Vicepresi-dente Técnico, Editora y Presidenta, este ultimo durante el período 2007 – 2008.

Como Vicepresidente Técnico tuvo la oportunidad de trabajar en la organiza-ción de distintos eventos, como field trips, conferencias y cursos, que es algo que le

gusta. Como Editora le correspondió li-derar un proceso de gran significación que acercó a la ACGGP con la Society of Exploration Geophysicists-SEG y des-de entonces las relaciones se han profun-dizado entre ambas sociedades. Elsa ha sido miembro de la SEG desde el 2000, representante en el Consejo Directivo y sirvió en el Comité de Membresía. Ya en la Presidencia las responsabilidades son aún mayores, e igualmente gratificantes. “Todos estos roles los asumí siempre im-pulsada por los colegas, que en definitiva son quienes te postulan y respaldan para ejercer ese liderazgo”, nos dijo.

Recordó con especial aprecio su rol en la Presidencia, pues fue un ejercicio directivo que tuvo como meta el fortaleci-miento de relaciones con las instituciones líderes internacionales, la American As-sociation of Petroleum Geologist-AAPG, la European Association of Geoscientists & Engineers-EAGE y la SEG, logrando materializar distintos convenios que per-mitieron desarrollar un buen programa de actualización profesional y acuerdos para favorecer también a los capítulos estudiantiles, que a través de este meca-nismo pueden tener acceso a programas de primer nivel.

Mujeres conquistando espacios en la industria

El rol de la mujer en la industria, su aporte profesional y gerencial frente al manejo de oportunidades y desafíos, fue un punto que no podíamos dejar de tra-

tar con Elsa Jaimes, quien también siente afinidad por el tema. De en-trada comentó que el panorama está cambiando y lo que antes se pensaba que era un negocio solo para hombres, comienza a abrir cada vez más espacio, especialmen-te en Colombia donde hay muchas más féminas en el gremio y cada vez más en posiciones ejecutivas y directivas.

- En 2010 tuvimos la oportuni-dad de participar en un foro de la AAPG exclusivo sobre este tópico, e investigando encontramos que en toda Latinoamérica se confronta la misma situación. Un mayor nú-mero de mujeres trabajando en la

industria, pero no tanto en cargos direc-tivos, en parte porque las mujeres profe-sionales en nuestros países, unas más que otras, tenemos facilidades para algunos aspectos y otros preferimos no afrontar-los, porque sigue pesando más en la ba-lanza el equilibrio con la vida personal, familiar, y asumir cargos de mayor res-ponsabilidad implica comprometer mu-cho mas tiempo y restarlo a esos aspec-tos vitales. Realmente esta una decisión muy difícil para muchas, sobre todo si no cuentan con el necesario apoyo, respaldo y comprensión para asumir esos desafíos profesionales.

¿Cómo lo has podido sobrellevar?- Pienso que he contado con suerte

porque mi esposo también es geólogo, y entiende bien las situaciones, nos apo-yamos mutuamente, en una relación muy par. Indiscutiblemente para mi es importante mi familia, mi hogar, mi rol de esposa y madre – tiene una hija de 15 años y un niño de 6-, pero es cues-tión de tomar decisiones correctas. No es fácil pero se puede. Creo que el mun-do de los negocios está transformándose de una forma indetenible y que cada día veremos muchas más mujeres en niveles de decisión; de hecho ya es común ver en reuniones de diferentes empresas a varias mujeres en el grupo, y eso es algo que no tiene vuelta atrás. Por el contra-rio, a futuro vamos a tener otras cole-gas asumiendo estas posiciones tanto en compañías como en el ámbito institucio-nal y gremial. Lo cual aplaudimos.

Interview

“Nuestra industria ha hecho un gran esfuerzo, en respuesta a los grandes desafìos de Colombia en materia de hidrocarburos”


Tecnología y Comercio

NOV Monoflo contribuye al crecimiento de la Industria Petrolera de América Latina

Tariq Ahmeh, Ingeniero de Aplicaciones y Gerente de Ventas de NOV Monoflo para América Latina ([email protected]) 7

Introducción Conocida por su portafolio de soluciones innovadoras para la industria

petrolera, la división Monoflo de National Oilwell Varco está permitiendo que la tecnología de levantamiento artificial sea más accesible en América Latina, al ofrecer a sus clientes las herramientas necesarias para alcanzar la mayor producción posible de petróleo y gas, al menor costo operativo y de capital.

Con una trayectoria reconocida en los países productores por excelencia de la región y con un rápido crecimiento en aquellos que comienzan a des-puntar, la compañía entiende que las relaciones a largo plazo son de gran importancia para lograr una industria petrolera más productiva en América Latina con sus reservas comprobadas de 337Bb.

Enfoque en el mercado América Latina ya es una historia de éxito en materia de

Exploración y Producción de hidrocarburos. Considerada como el tercer productor de petróleo del mundo, incluye a Venezuela, que cuenta con una de las reservas más grandes del mundo y a Colombia, que posee una producción cercana a 1 millón de bpd, la región puede lograr una producción mayor utilizando herramientas y servicios tecnológicamente avanzados.

NOV Monoflo se encuentra actualmente enfocado en Vene-zuela, Colombia y Argentina, si bien cuenta con proyectos para ampliar su oferta tecnológica hacia otros países productores de petróleo de América Latina durante los próximos años. Desde hace más de un cuarto de siglo Venezuela es el país donde la compañía ha tenido su mayor participación, hecho que para los analistas del sector petrolero no es fortuito, tomando en cuen-ta que su industria es uno de los mayores usuarios de Bombas de Cavidades Progresivas (BCP) a nivel mundial, las cuales han sido fabricadas por NOV Monoflo durante más de 75 años.

En perspectivaPara observar cómo la compañía se adapta a la industria pe-

trolera en América Latina, es útil analizar también su presencia a nivel global. Como un importante proveedor de la industria petrolera durante más de un siglo, su compañía matriz -Natio-nal Oilwell Varco- cuenta con 57 mil empleados en 47 países y ha publicado recientemente ingresos de 14,6 billones de dólares. Con referencia a América Latina, Argentina es uno de los países en el que la compañía tiene instalaciones de fabricación global e instalaciones de distribución.

La logística de América Latina es de igual o mayor impor-tancia como cualquier otra región, ya que los costos de trans-porte juegan un papel fundamental en conseguir el equipo y tecnologías necesarias para las áreas de perforación. Como re-sultado, los operadores han sido receptivos al menor impacto visual al medio ambiente que proporciona el diseño compacto

de sus equipos, su rápida instalación, puesta en operación y su capacidad de máxima optimización de costos, lo cual se traduce en tener más pozos de forma contínua y funcionando, reducien-do el tiempo de inactividad.

Líneas de producto cuentan una historia importante

En lo países en los cuales NOV Monoflo tiene presencia ac-tualmente, los operadores están familiarizados con los beneficios de la tecnología avanzada que brindan sus equipos. En cada instancia, como valor agregado se le da importancia al diseño de la BCP para que cumpla con las demandas de cada pozo en términos de eficiencia, confiabilidad y bajo costo durante todo su ciclo de vida. Es importante destacar que “rendimiento por diseño”, significa literalmente que la tecnología de fabricación y sofisticadas técnicas de producción, garantizan que siempre se logre el rendimiento del diseño. Al mismo tiempo, los operado-res reconocen otras ventajas tecnológicas de los equipos más allá de su rendimiento. Por ejemplo, el perfil compacto y silencioso del cabezal hace que este sea mucho más aceptables en zonas ecológicamente sensibles. Sin embargo, cabe resaltar que las mayores ventajas de las BCP son realmente en aplicaciones de crudo pesado y mantos de carbón (CBM).

NOV Monoflo tiene un excelente tiempo medio entre fallas (MTBF por sus siglas en inglés) en sus BCP, lo cual es evidencia de su ingeniería y tecnología de alta calidad. También cuenta con uno de los mejores historiales de seguridad para sus cabe-zales de BCP, que poseen un sistema de freno hidrodinámico patentado. Además, la compañía ha lanzado nuevas versiones de elastómeros que han creado oportunidades para ampliar su huella en toda América Latina, contemplando las condiciones variables de subsuelo y ampliando la vida útil de los equipos.

Otra línea de producto que ha ganado popularidad en la re-gión es el sistema hidráulico de bombeo mecánico, ideal para di-ferentes aplicaciones en gas y petróleo. Estos sistemas, probados en campo y de alto rendimiento, permiten la flexibilidad necesa-ria para adaptar rápidamente la longitud de carrera y velocidad, sin tiempo de inactividad innecesaria. Los operadores pueden fácilmente maximizar la producción al optimizar la eficiencia del sistema, incrementando la rentabilidad de cada pozo.

Aparte de los beneficios económicos, los sistemas hidráulicos de bombeo mecánico son rápidos y fáciles de instalar (requiere aproximadamente 3 horas) y los cables guía no son necesarios, lo que reduce riesgos de seguridad. Otro de los atractivos para el mercado latinoamericano es la habilidad para transportar fá-cilmente estos sistemas a locaciones remotas.

Mientras tanto, la compañía ha estado incorporando más per-sonal en el área de producción en la industria petrolera de América


Latina para ofrecer un mejor apoyo a los clientes. De esta manera, se ha dejado de depender de la interacción exclusiva del mercado angloparlante, convirtiéndose en una empresa con mayor alcance internacional. Conjuntamente, el énfasis de la empresa en cuanto al soporte técnico, se encuentra respaldado por la literatura, ma-nuales y documentación en español. Ello explica por qué la compa-ñía planea aumentar sustancialmente el personal de habla hispana en los próximos 2-4 años, como parte de un esfuerzo cooperativo que ha sido fundamental en su éxito. Cuando los clientes toman “posesión del funcionamiento” del equipo, están seguros de que a partir de ese momento pueden operarlo sin asistencia.

Caso de estudio: modelo de éxito en ColombiaLa presencia de NOV Monoflo en Colombia se inició hace

varios años como un vínculo directo con el trabajo que se había llevado a cabo en México (Figura 1). Los expertos en tecnología que han instalado más de un centenar de Sistemas de Bombeo Mecánico, fueron enviados a Colombia para ofrecer soporte técnico en la instalación de nuevas unidades. Su trabajo involu-cró la instalación, seguida por el servicio y el mantenimiento de las unidades, incluyendo también la documentación en español de todo el trabajo realizado.

Las actividades en el país han ido en aumento, debido a que la compañía no solamente instala sistemas de BCP, sino que además se ha encargado de la construcción de relaciones con distribuidores para ampliar la red comercial y fortalecer la in-fraestructura de soporte técnico, desarrollar personal con expe-riencia, así como la logística y sofisticada gestión de riesgos. Una de las alianzas más exitosas de la compañía se logró con TDA Supply & Service, la cual está jugando un papel clave mediante el soporte en la instalación y mantenimiento de los sistemas.

Colombia se ha convertido rápidamente en un modelo exi-toso en lo que respecta a la durabilidad y confiabilidad de los productos de la compañía. Un buen ejemplo es el cabezal C50 de BCP que ofrece un rendimiento óptimo con un período de funcionamiento de 60 meses en altas temperaturas y en alta hu-medad relativa en los Llanos Orientales en Colombia (Figura 2).

El avance de la tecnología en BCP también se observa en su versatilidad, como en el campo Salinas, donde su bomba 10-1200 marcó una vida de funcionamiento de 400 días sin que fuese necesario ningún reacondicionamiento. El campo Ru-

biales se caracteriza por presentar la mayor producción en el Oriente de Colombia, y la mejor de siete aplicaciones que se encuentran en el yacimiento, está produciendo 600 BFPD de 12 grados API a una profundidad de 2.754 pies (840 m). El crudo más pesado que ha producido una bomba de NOV Monoflo fue observado en una bomba 44-2100 que estaba en funcionamien-to en el campo de Capella, con un fluido de 9 grados API a una profundidad de 2.700 pies (823 m), y un 10% de corte de agua.

Con una proyección de explotación de 70% de crudo pesado en el sur y en el este, la alianza de NOV Monoflo con TDA Supply & Service ampliará la disponibilidad de nuevas tecnologías de sis-temas de levantamiento artificial para aprovechar mejor las posibi-lidades de E&P y las especificaciones de los clientes en Colombia.

Dejando huellaPaís por país NOV Monoflo está implementando activa-

mente una estrategia de crecimiento que trae a sus clientes una innovadora tecnología de levantamiento artificial de la forma más eficiente. En México, ya se encuentran instalados varios centros de distribución que ofrecen soporte día a día y cuentan con un inventario dentro del país.

En Argentina, la compañía ha invertido mucho en la capaci-dad de fabricación debido a que las plantas suministran más del 50% de la demanda en América Latina. Dichas instalaciones están comprometidas en mantener el crecimiento de su poten-cial de manufactura en la región. De igual forma y basados en la experiencia comercial en México, la compañía también está considerando fabricar productos a nivel local donde la presencia está bien establecida.

Todo esto es impulsado por el deseo de ser el líder tecnoló-gico en cuanto al diseño de equipos de levantamiento artificial, con la mayor confiabilidad y el menor costo de capital operati-vo. La compañía continúa creciendo sus líneas de productos con un portafolio que ya ofrece Sistemas de Bombas de Cavidades Progresivas, Sistemas de Bombeo Mecánico tipo Hidráulico y Sistemas de Émbolo Viajero (Plunger Lift).

Ya sea que los operadores deseen extender la vida operativa de sus equipos, reducir los costos de acondicionamiento o tener los equipos necesarios en ubicaciones remotas de forma eficien-te, las innovaciones de NOV Monoflo lo están haciendo posible para las compañías petroleras de América Latina.

Sistema hidráulico de bombeo mecánico CorliftTM NOV Monoflo instalado en Poza Rica, México

Cabezal C50 NOV Monoflo instalado en los Llanos Orientales de Colombia


Seguridad

En la búsqueda de iniciativas de alto impacto para el fortalecimiento de una cultura en seguridad en las operaciones de los taladros de perforación en Colombia, Saxon Services implementó el pasado año un exitosa estrategia

que probó su efectividad en la mejora de los indicadores de gestión hacia la excelencia

Fórmula Saxon, una estrategia que sí da resultados!

La Fórmula Saxon se fundamentó en el establecimiento de un Balanced Score

Card que permitió poner en juego aspectos claves del desempeño. A través de una me-todología de competencia entre escuderías (taladros) para llegar al pódium, los equipos de trabajo empezaron a entender la medi-ción de indicadores como una herramienta para lograr las metas propuestas y buscar retos aún mayores.

El ganar se convirtió en un objetivo cla-ro y común para todos, deseo que llevó a cada escudería a diseñar estrategias propias para alcanzar los mayores puntajes, a través de la implementación prácticas seguras de trabajo, participación proactiva en los pro-gramas de QHSE, ideas y proyectos inno-vadores para mejora de los procesos, entre otros, lo que disparó los índices de partici-pación y cumplimiento de metas en QHSE, Mantenimiento, Finanzas, Recursos Huma-nos, Operaciones y Servicio al Cliente.

En materia de resultados, destaca el comportamiento del indicador asociado a la participación en el Programa de Reporte de Observaciones de Actos y Condiciones Inseguras, que busca prevenir incidentes a través de la intervención de comportamien-tos y condiciones (programa fundamental para cumplir el principal objetivo de la organización: Cero Incidentes). El porcen-taje de participación del personal en el pro-grama en términos de reporte de una tarje-ta de observación por persona en su turno de trabajo, en promedio era de 74%, es de-cir que en una población de 100 personas, 26 personas de los taladros no realizaban ni una tarjeta en su turno de trabajo de 14 días (estadística de Mayo 2011). Con el lan-zamiento de la Fórmula Saxon en Mayo de 2011 y luego de una fuerte divulgación de las reglas del juego, en tan solo tres meses este indicador ascendió a 86% de partici-pación (Agosto 2011). Fue tanto el impac-to que transcurrido cinco meses (Octubre 2011) se alcanzó la meta con el 100% de participación, manteniéndose constante

este valor en los meses siguientes. Ante los sorprendentes resultados, el

Comité Gerencial decidió incorporar a la competencia un nuevo indicador con una meta aún más exigente: mínimo 1 tarjeta por persona diaria en el turno de trabajo, es decir que de pasar de un reporte de 1)tarjeta por cada14 días, ahora era de 14 tarjetas en 14 días de trabajo. Impuesto el reto en Noviembre 2011 donde el indicador estaba en 9%, se logró a los seis meses un 99% de participación en todos los taladros de perforación en Colombia. Estos resulta-dos solo fueron obtenidos gracias al apoyo de cada uno de los líderes de los proceso, en especial de la Gerencia.

En resumen el impacto organizacional en un año fue tal en términos de seguridad, que se evidencia como el comportamiento de reporte de observaciones e intervención diaria a actos inseguros empezó a conver-tirse en un hábito en cada individuo, lo que demuestra que realmente se están estable-

ciendo las bases de una cultura en seguri-dad hacia la prevención de incidentes.

Es así como la Formula Saxon se ha convertido no solo en una herramienta efectiva de mejora del desempeño en todas las áreas, sino que el clima organizacional ha sufrido una transformación positiva don-de los valores como trabajo en equipo, segu-ridad, integridad y respeto se han afianzado en toda la organización. La Vicepresidencia de Operaciones a raíz de los resultados ob-tenidos a decidido extender esta estrategia a todas las operaciones de Sur América, em-pezando con los taladros de Venezuela en el último trimestre de 2012.

Para el cierre de esta primera etapa, en Agosto 2012 se celebrará con todo el per-sonal de los taladros, administrativo y ge-rencial, una Fiesta de Integración al estilo Fórmula 1, llena de orgullo, satisfacción y en especial, nuevos retos para el comienzo de una segunda etapa en el camino hacia la excelencia operacional.

La implementación de una exitosa estrategia permitió a Saxon Energy mejorar el desempeño las operaciones de taladros de perforación, y consolidar en el personal valores como trabajo en equipo, seguridad e integridad


Responsabilidad Social

El 14 de Agosto se celebró en el Hotel Radisson de Bogotá el acto de grado de la primera promoción de profesionales certificados en Responsabilidad Social Individual, un programa bandera de la Comisión de Capital Humano de ACIPET, que en alianza

con la Universidad Externado de Colombia, capacitó y certificó a veintinueve profesionales de diferentes especialidades de la empresa Cepsa Colombia S.A.

Culminó Seminario Taller de Responsabilidad Individual Social

Sectorial, IRISS

A la ceremonia de clausura asistieron el Presidente Ejecutivo de la Aso-

ciación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Hernando Barrero Chaves; el Director del Área de Gestión Social de la Facultad de Administración de Em-presas de la Universidad Externado de Colombia, Gustavo Yepes López; el Di-rector del Capítulo Empresarial de ACI-PET en Cepcolsa, Carlos Iván Vera y el Gerente de Responsabilidad Integral de Cepcolsa, Eduardo Montealegre, quie-nes hicieron entrega de los certificados.

La Iniciativa para la Responsabilidad Individual Social Sectorial, IRISS cons-tituyó un espacio académico de reflexión y compromiso sobre los efectos y conse-cuencias de las actividades diarias de to-dos y cada uno de los integrantes de un sector de la economía, en este caso del sector de hidrocarburos en Colombia.

El propósito de la iniciativa es ge-nerar un cambio cultural que permita mediante actividades de sensibilización, capacitación, asesoría, acompañamiento y divulgación, el compromiso de cada individuo para la transformación de la industria y la obtención de logros signifi-cativos tanto para la industria como para la sociedad.

La iniciativa comenzó en el año 2009 con los estudiantes de las cuatro univer-sidades con facultades de Ingeniería de Petróleos y Geología del país. Como re-sultado, aproximadamente cuatrocientos estudiantes se han certificado en el Progra-ma de Responsabilidad Social Individual.

Este año el público objetivo son las compañías operadora de servicios petrole-ros, sus comunidades del área de influencia y los entes gubernamentales. Invitamos a

la construcción conjunta de una industria petrolera responsable y sostenible.

todos los actores involucrados, a sumarse a esta importante iniciativa que permitirá

Los integrantes de la primera promoción de la iniciativa IRISS en compañia del Presidente de Acipet, Hernando Barrero Chaves y el Director de Gestión Social de la Universidad Externado de Colombia, Gustavo Yepes López, entre otras personalidades asistentes al acto


El Centro de Convenciones Julio César Turbay Ayala de Cartagena, recibirá a los asistentes de esta importante jornada organizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos con la finalidad de consolidar el interés de los inversionistas, afianzar el ambiente de negocios y promover las inversiones en el sector de

hidrocarburo. El Presidente y CEO de IHS CERA, Daniel Yergan, se cuenta entre los conferencistas invitados a este evento

AGENDA PRELIMINAR

Miércoles 17 de Octubre14:00 - Registro de Participantes19:30 - 21:00 Ceremonia de Apertura & Evento Social

Jueves 18 de octubre7:00 - 8:30 - Registro de participantes8:30 - 9:00 - Instalación Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Minas y Energía, ColombiaOrlando Cabrales Segovia, Presidente Agencia Nacional de Hidrocarburos9:00 - 11:00 - Panel Ministerial“Política del Gobierno de Colombia para el Sector de Hidrocarburos”Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Minas y Energía;Frank Pearl González, Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Federico Renjifo Vélez, Ministro del Interior, y Juan Carlos Pinzón Bueno, Ministro de Defensa NacionalModerador: Ricardo Ávila Pinto, Director de Portafolio11:00 - 11:30 Café11:30 - 12:30 “Revival in the Western Hemi-sphere: The Rebalancing of World Oil”Daniel Yergin, Presidente & CEO, IHS CERA12:30 - 13:45 Almuerzo 13:45 - 14:30 - “Prospectiva de los precios internacionales”Rodolfo Segovia Salas, Ex Ministro de Obras Públicas y Transporte, Ex Presidente de Ecopetrol y Ex Miembro de la Junta Directiva de Occidental Corporation14:30 - 15:15 - “ExxonMobil’s Energy Outlook hasta el 2040”Steve Greenlee, Presidente Global de Exploración, Exxon Mobil

15:15 - 16:15 - “Infraestructura para el de-sarrollo de la industria de los Hidrocarburos”Ponentes:Camilo Marulanda, Presidente, CenitRichard Bird, VP Ejecutivo, Financiero y de Desarrollo Corporativo, Enbridge. Inc.Ricardo Roa Barragán, Presidente, TGIModerador: Alejandro Martínez, Presidente ACP16:15 - 16:45 - Café16:45 - 18:00 “Política Energética en América Latina”César Gaviria Trujillo, Ex Presidente de Colombia y Moisés Naím, Ex Director de la Revista Foreign Policy

Viernes 19 de octubre09:00 - 10:00 -“Desarrollo sostenible en la industria de los hidrocarburos”Ponente:Lord Nicholas Stern, Presidente de Econo-mías Globales del LSE Grantham Institute10:00 - 10:30 - Café10:30 - 12:30 - “Retos socio ambientales de las operaciones petroleras en Colombia”Ponentes:George Kell, Director Ejecutivo Pacto Glo-bal, ONU; Cleopatra Dumbay Hen-ry, Directora Convenio OIT 169; Achim Steiner, Director Ejecutivo, PNUMA; Adriana Soto Carreño, Viceministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Juan Camilo Restrepo Gómez, Viceministro del InteriorModerador: Tomás González Es-trada, Viceministro de Energía, Colombia

12:30 - 13:45 - Almuerzo

13:45 - 15:00 - “Potencial geológico de las cuencas Colombianas”Ponentes:Enrique Velásquez Convers, Vicepresidente de Exploración, Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO, Pacific Rubiales y Dana Coffield, CEO, Gran Tierra EnergyModerador: Luis Ernesto Ardila Lázaro, Asesor ANH15:00 - 16:00 - “Desafíos para el desarrollo de no convencionales en Colombia” Ponentes:David Hobbs, Chief Energy Strategist IHS; Robin Hamilton, Gerente de Nuevos Negocios para Onshore Americas, Shell y Jim Brown, Presidente Hemisferio Occidental, HalliburtonModerador: Carlos Garibaldi, Director de Business Development, Tecpetrol

16:00 - 16:30 - Café16:30 - 17:30 - “Desafíos para el desarrollo del offshore en Colombia”Ponentes:Héctor Manosalva Rojas, Vicepresidente de Exploración y Producción, Ecopetrol; Álvaro Racero Baena, Director Ejecutivo para el Caribe, RepsolModerador: David Hobbs, Chief Energy Strategist IHS17:30 - 18:00 - Conclusiones Orlando Cabrales, Presidente ANHJavier Gutiérrez P., Presidente de Ecopetrol18:00 - 18:30 - ClausuraJuan Manuel Santos, Presidente de Colombia

www.colombiaoilandgas2012.com

“Perspectiva de la Industria del Petróleo y Gas en Colombia dentro del nuevo contexto económico mundial”

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Expertos de la industria minero-energética se reúnen el 5 y 6 de Septiembre en Bogotá para examinar los principales retos, oportunidades y el compromiso del

desarrollo sostenible del sector, en el marco del programa organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros – ACIEM, conjuntamente con el Ministerio

de Minas y Energía y Ecopetrol

Por más de dos décadas la “Confe-rencia Energética Colombiana -

ENERCOL”, ha facilitado un espacio para el debate de los temas de mayor trascendencia del ámbito energético y económico a nivel nacional.

Bajo el lema “Sostenibilidad ener-gética: un reto de país” la versión 2012 de este evento ha convocado a con-ferencistas de alto nivel para aportar sus puntos de vista acerca de temas relacionados con el panorama ma-croeconómico del sector energético, la perspectiva mundial de la indus-tria del petróleo, la problemática de la distribución y generación eléctrica en Colombia, el potencial energético del carbón y los sistemas regulatorios, coadyuvando a una mejor compren-sión de los desafíos que encierra el de-sarrollo energético del país en el corto, mediano y largo plazo.

A tal efecto se contará con las inter-venciones de Mauricio Cárdenas, Minis-tro de Minas y Energía de Colombia; Or-lando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH; Héc-tor Manosalva, VP Ejecutivo de E&P de Ecopetrol; Ronald Pantin, CEO de Paci-fic Rubiales Energy; Leonardo Villar Gó-mez, Director Ejecutivo de Fedesarrollo; Camilo Marulanda, Presidente CENIT; Leigh Cruess, VP Internacional y de Co-

mercialización de Energía Enbridge; Juan Guillermo Londoño, Presidente Compa-ñía Colombiana de Inversiones; Alfredo Gruber Huncal, Director General de Ve-tra Exploración y Producción Colombia; Duncan Nightingale, Gerente General Gran Tierra Energy; Frank Peral, Minis-tro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Marcos Isaac Assayag, Gerente Ejecutivo CENPES – Brasil; Armando Izquierdo, Pacific Rubiales; Ana Catalina Reyes, Vicerrectora Universidad Nacional Me-dellín; Andrés Reyes Harker, Director del Instituto Colombiano del Petróleo-ICP; Luis Ernesto Mejía, Consultor Cerrito Capital; Germán Castro Ferrei-ra, Director Ejecutivo CREG; Stephen Conner, Presidente Chevron Petroleum; Mónica de Greiff, Presidenta Grupo de Energía de Bogotá; Claudia Castellanos, VP de Suministro y Mercadeo de Ecope-trol; Jorge Mario Pérez Gallón, Gerente Generación Energía EPM; Lucio Rubio Díaz, Director General ENDESA Co-lombia y Luis Fernando Rico, Gerente ISAGEN.

Autoridades, profesionales y repre-sentantes de las más importantes em-presas del sector, participarán en esta nueva jornada de análisis cuya agenda atenderá los siguientes tópicos:Petróleo• Potencial de Hidrocarburos del país:

Prospectividad.• Proyección de la actividad explorato-ria en Colombia en términos de reser-va, producción, inversión e institucio-nalidad.• Nuevo entorno para la operación y transporte de los crudos y derivados.• Requerimientos del país en recursos humanos y tecnológicos.• Colombia frente al desarrollo sostenible.

Gas• Visión actual y futura del Gas.• Retos del gas en Colombia (Regasifi-cación, abastecimiento, confiabilidad y comercialización).

Eléctrico• Evaluación del cargo por confiabili-dad.• Competitividad : esquema tarifario.• Generación : barreras a superar para el avance de los proyectos.• Expansión oportuna de los sistemas de distribución regional.

Economía• Las APP como mecanismo de promo-ción de proyectos.

Para información, dirigirse a [email protected].

Teléfonos: +57 (1) 2367713 – 2367714


Cartagena de Indias Color & Alegría

AAPG International Conference & Exhibition, Cartagena 2013

Con el respaldo institucional de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

–ACGGP- salió a la luz esta singular publicación, la primera de Mario de Freitas, geólogo brasileño

residenciado en Colombia desde hace quince años, quien a través de su afición a la fotografía expresa su admiración por el país, sus paisajes, su flora, su fauna

y su gente

Colombia se prepara para recibir del 8 al 13 de Septiembre del próximo año a los delegados del evento internacional de la American Association of Petroleum Geologist

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Evento

Con una sólida formación y trayec-toria de aportes en exploración

de petróleo y gas, Mario de Freitas se desempeña como Vicepresidente de Ex-ploración y Desarrollo de Negocios en Hocol, donde junto a su equipo lidera importantes proyectos. Como él mismo expresa, sus múltiples viajes al norte de Colombia, le permitieron pasar por Car-tagena y aprovechar sus horas libres en algo que le apasiona, hacer fotografías, captando en imágenes toda la belleza de esta ciudad colonial, que atrapa a pro-pios y foráneos por la majestuosidad de

su arquitectura, el colorido de sus casas, la exuberancia de su zona histórica y la simpatía de sus moradores.

De esa afición surgió la idea de com-partir esas imágenes a través de una pu-blicación, como una iniciativa conectada a otro gran proyecto, la Fundación Image-Nations, una entidad sin fines de lucro, im-pulsada igualmente por de Freitas, con la finalidad de difundir el conocimiento del patrimonio natural y cultural de Colombia y apoyar su preservación. Image Nations recibirá todos los ingresos de venta de esta y futuras publicaciones del autor.

Impreso en Colombia, Cartagena de Indias - Color & Alegría se constituye en una joya, por la calidad de producción en la que participó Natalia Annichiarico, en el diseño y montaje, Eduardo Tasis y Alana de Freitas, en la revisión de textos, además de colegas, compañeros y amigos, cuyo apoyo permitió la materialización de la publicación.

Víctor Ramírez (Ecopetrol), Presidente Electo 2011-2013 AAPG Latin America

Region, recalcó la relevancia para Colombia de haber logrado la sede de este evento que reúne a la comunidad de geocientíficos del petróleo de todo el mundo. Por su posición geográfica estratégica, y en especial la inten-sa actividad que está liderando su industria petrolera, es el momento para albergar este importante encuentro de la AAPG, al que asisten profesionales de 40 países. Se aspira poder establecer en esta edición un nuevo ré-cord de asistencia.

“Acabamos de recibir la visita de direc-tivos de la AAPG, liderados por Ted Beau-mont, actual Presidente, quien se mostró bastante entusiasmado con la idea de que el ICE se realice en nuestro país, como una edi-ción organizada con el respaldo de la Asocia-ción Colombiana de Geólogos y Geofísicos, ACGGP”.

Como Chairman de ICE 2013 - Cartage-na, fue designado Víctor Vega (Equion), res-paldado por el equipo de AAPG en la región: Miguel Ramírez (ExxonMobil Colombia),

Presidente 2011-2013; Pedro A. Alarcón (Savia Perú), Vice Presidente 2011-2013; Jor-ge Carvache (Shell) E&P Colombia), Secre-tario 2011-2013; y Víctor Ramírez.

El equipo ha comenzado a trabajar en la organización, logística y búsqueda de patro-cinios. La parte promocional arrancará tras finalizar el AAPG ICE 2012, que tiene lugar del 16 al 19 de Septiembre en Singapur.

Sobre la actual gestión de AAPG en Amé-rica Latina, Ramírez se mostró optimista y afirmó que desde Colombia se está impulsan-do el fortalecimiento, con el apoyo de Brasil, y de los colegas de Argentina, México, Perú y Trinidad y Tobago, entre otras naciones.

“Ya se han hecho varias conferencias y even-tos especializados en offshore, no convencionales y en crudos pesados, con un importante nivel de participación, lo cual en cierta medida nos brinda soporte y confianza en la organización del evento internacional”.

Víctor Ramírez invitó a sus colegas a estar atentos a la información que a partir de este mes estará disponible en el sitio web de AAPG ICE Cartagena 2013


GenteAndrew Gould distinguido por el Oil Council

FMC Technologies

Andrew Gould, Presidente de BG Group, fue distinguido con el Oil Council’s Lifeti-me Achievement Award 2012, el cual recibirá durante la entrega de reconocimientos

del Oil Council, a efectuarse el 27 de Noviembre en el Old Billingsgate de Londres.Gold ingresó en Schlumberger en 1975, donde ocupó diversos puestos de alta direc-

ción antes de ser nombrado Presidente y CEO desde 2003 hasta su retiro en 2011, año en que fue nombrado Director No Ejecutivo de BG Group y Presidente en 2012.

La multinacional petrolera británica tiene actualmente operaciones en 25 países a lo largo de África, Asia, Australasia, Europa, Norteamérica y Sudamérica. Es el mayor supli-dor de GNL en los Estados Unidos.

“Andrew es uno de los ejecutivos más respetados y reconocidos en la industria global del petróleo y el gas. Su carrera es fuente de inspiración y sus logros son admirados en todo el mundo. Nos sentimos honrados poder otorgarle este reconocimiento contando con la aprobación de más de 50 líderes empresariales”, comentó Ross Campbell, Chief Execu-tive del Oil Council, la mayor red mundial de ejecutivos de O & G, banqueros, asesores e inversionistas, que tiene entre sus principales objetivos examinar las tendencias actuales en los ámbitos financieros, económicos y de inversión, así como su impacto en la industria de los hidrocarburos; profundizar en los retos empresariales y oportunidades de inversión; promover la realización de reuniones y eventos de networking para discutir temas relacionados con el liderazgo y el desarrollo corporativo.

Este año el Oil Council celebra su Asamblea Mundial el 26 y 27 de Noviembre en Londres, previéndose la asistencia de 1.200 ejecu-tivos. El programa finaliza con el Annual Awards Dinner. www.oilcouncil.com/event/weca

FMC Technologies, Inc. designó a Ro-bert L. Potter como Presidente de la

compañía, cargo efectivo a partir del 1 de Agosto. Potter asume esta responsabilidad que desempeñaba John T. Gremp, quien permanece como Chairman y Chief Exe-cutive Officer.

Potter ingresó a FMC Technologies en 1973 y ejercía como Vicepresidente Ejecutivo de Energy Systems, con respon-sabilidad sobre los segmentos de negocios de Tecnologías submarinas, Tecnologías en superficie e Infraestructura energética, ade-más de varias funciones de apoyo.

“Bob es un líder experimentado y muy respetado con un profundo conocimiento de nuestros mercados y tecnologías. Ha sido parte integral del éxito de nuestra empresa y deseo trabajar con él como Presidente de la empresa para consolidar nuestra posición de liderazgo en la industria”, comentó John T. Gremp.

Por otra parte, la compañía anunció el ingreso de Douglas J. Pferdehirt como Vi-cepresidente Ejecutivo y Chief Operating Officer (COO), con responsabilidad sobre tres segmentos de negocio de la compañía.

Pferdehirt anteriormente trabajó para Schlumberger Limited por 26 años en una

serie de posiciones de liderazgo, incluyendo la de Vicepresidente Ejecutivo de Desarro-llo Corporativo y Comunicación y como Presidente de Schlumberger Reservoir Pro-duction Group.

Tanto Potter como Pferdehirt reporta-rán a Gremp.

Andrew Gould

Robert L. Potter


WarehouseChevron selecciona sistemas de monitoreo BMT

La firma BMT Scientific Marine Servi-ces Inc., BMT, ganó un contrato para

proveer sistemas de monitoreo ambiental y de facilidades (Environmental and Fa-cilities Monitoring System –EFMS) para las plataformas de piernas tensionadas

(TLP) operadas por Chevron en el Golfo de México.

Los monitores EFMS registran data en tiempo real sobre el medio ambiente y los movimientos de las instalaciones. Archivan los datos para evaluar la in-

BMT Scientific Marine Services Inc. suple a la industria sistemas de vigilancia de integridad, predicción de rendimiento y verificación para todo tipo de plataformas marítimas

en un amplio número de instalaciones pe-trolíferas permanentes y temporales, con un excelente historial en el suministro de sistemas de monitoreo de integridad de plataformas de los principales operadores costa afuera en el Golfo de México, Áfri-ca Occidental, Brasil y Malasia. La com-pañía ya ha proporcionado sistemas de monitoreo ambiental y de instalaciones a cuatro unidades flotantes de producción de Chevron en el GOM (Genesis, Tahiti, Blind Faith y Jack & St. Malo).

www.scimar.com

tegridad de la TLP a través del tiempo y las interfaces con otros sistemas de control de la platafor-ma. Estos equipos miden factores tales como velocidad y dirección del viento, posición de la plata-forma, frecuencia de las olas y de los movimientos de la instalación, intervalo de aire y corrientes su-perficiales.

BMT ofrece innovadores sis-temas de vigilancia de integridad, inlcuyendo el diseño, suministro, montaje, control de calidad, ins-talación y análisis de datos, con-sultoría y mantenimiento. Sus avanzados sistemas se encuentran


ORGANIZER:

18 - 21 SEPTEMBER 2012 | HOUSTON | TEXAS | USA

International Partnerships - Investment Opportunities - Market Drivers

contact: Robert Beckmann on +44 20 7978 0025 or [email protected]

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ew

for 2012

Increased focus on

shale oil and liquids rich plays

Distinguished Speakers Include:

For further information on…

Please visit www.world-shale.com

ConferenceProgramme

Technical ForumCall for Papers

Awards CeremonyCall for Nominations

Sponsoring & Exhibiting Opportunities

Dan McGinnisGlobal Director -

Unconventional Oil & GasWorley Parsons

Nicolas Mallo Huergo Non-Executive Director

Andes Energia

J Michael YeagerChief Executive

BHP Billiton Petroleum

Steven MuellerPresident &

Chief Executive OfficerSouthwestern Energy

The Premier Meeting Place for the World’s Shale Oil & Gas Industry


04 - 06 - II Congreso Integral de Hidrocarburos - LAPS 2012 - Puerto La Cruz, Venezuela - www.grupobgdeventos.com 05 - 06 - ENERCOL 2012 - XXIX Conferencia Energética Colombiana - Bogotá, Colombia - www.aciem.org09 - 13 - Congreso Mexicano del Petróleo - Ciudad de México, México - www.amgp.org10 - 13 - World Heavy Oil Congress 2012 - Aberdeen, Escocia - www.worldheavyoilcongress.com10 - 14 - XIII Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos - Bucaramanga, Colombia - www.aceip.org11 - 12 - Global Perspectives for eepwater Presalt Exploration and Development - Río de Janeiro, Brasil - www.seg.org/events 12 - 14 - SPE/SEG Injection Induced Seismicity - Broomfield, USA - www.spe.org/events/12aden13 - 14 - Encuentro Latinoamericano de Seguridad en la Perforación “Face to Face” - Cartagena, Colombia - www.latdrillingsafety.org17 - 20 - Rio Oil & Gas Expo and Conference - Río de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br 18 - 21 - 3rd World Shale Conference & Exhibition - Houston, USA - www.world-shale.com 19 - 20 - SPE Liquids-Rich Basins Conference - Midland, TX, USA -www.spe.org/events/lrbc/2012 20 - 21 - Jornadas de Recuperación Mejorada de Petróleo - Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2012/recuperacion

Calendario 2012

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

23 - 26 - XVI Congreso Peruano de Geología / SEG 2012 Conference - Lima, Perú - www.congresosgp.com 24 - 25 - 6th Annual European Refining Markets - Bruselas, Bélgica - www.platts.com24 - 27 - ISA Automation Week - Orlando, USA - www.isaautomationweek.org 25 - 26 - SPE Petroleum Reserves Estimation Workshop - Ciudad de México, México - www.spe.org/events/calendar 25 - 27 - International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá - www.internationalpipelineexposition.com26 - 28 - XIII Ecuador Oil & Power 2012 Expo & Conference - Quito, Ecuador - www.hjbecdachferias.com

04 – 05 - 7ª Jornada Andina de Ductos - Bogotá, Colombia08 – 10 - SPE Annual Technical Conference & Exhibition - ATCE 2012 - San Antonio, USA08 – 11 - 26th Gastech Conference and Exhibition - Londres, Reino Unido10 – 12 - Heavy Oil Workshop 2012 - Bucaramanga, Colombia17 – 19 - V Colombia Investment Conference Oil & Gas ANH - Cartagena, Colombia24 – 25 - SPE Hydraulic Fracturing Workshop - Medellín, Colombia30 - Nov 01 - SPE Canadian Unconventional Resources Conference - Calgary, Canadá30 - Nov 02 - Expo Oil & Gas 2012 - Bogotá, Colombia30 - Nov 02 - 3er. Congreso Latinoamericano y del Caribe de Refinación - Buenos Aires, Argentina


Última Página

ANH..............................................................................5Antek S.A.....................................................................31Area..............................................................................52Baker Hughes.........................................................C.P.IClampOn....................................................................14CWC Group................................................................53Expo Oil & Gas Colombia.....................................47Fugro Jason................................................................15 Geoespectro..............................................................10Halliburton...............................................................C.PInelectra.....................................................................11Inova.............................................................................7Kimray..........................................................................32LHR Americas............................................................33Magnetrol..................................................................29Multiomega...............................................................21NOV...............................................................................9Oil Lift..........................................................................28Pacific Rubiales.........................................................2Panthers Machinery..............................................12Radisson Royal Bogotá Hotel.............................49Representaciones Barcan...................................32Schlumberger ........................................................P.I.Servitrans...................................................................13SPE/ATCE....................................................................41SPE Colombian Section ..................................23y51Sugaca.......................................................................45Upstream..................................................................54V Oil & Gas.................................................................55Welltec.......................................................................19Winsted.....................................................................39

Argentina y Bolivia: Respeto al Contrato

SEPTIEMBRE 2012 / No 272/ Petroleum

ANUNCIANTES

En la presente entrega hacemos un repaso a la larguísima e interesante historia de integración gasífera entre Argentina y Bolivia, así como un análisis de la reciente adenda para volúmenes interrumpibles de gas, los precios y una

recomendación respecto a la relación contractual hasta el 2026

*Actual Socio Director de Gas Energy y DI International

Álvaro Ríos Roca*7

En 1968 se firma el primer contrato de compra venta de gas por 20 años, se

construye gasoductos en ambos lados de la frontera y se inicia la exportación de Bolivia a Argentina el 1972. En materia de integración y ayuda bilateral, Argentina decide continuar importando gas hasta 1999, fecha en la que Bolivia inicia sus exportaciones a Argentina.

Durante este periodo de 26 años ambos países pasaron por una serie de turbulencias económicas y sociales, hiperinflaciones, dicta-duras y muchos hechos que son naturales a la vida de los países. Por estas razones es que el contrato fue alterado y hubo muchos cambios en los precios y en la forma de pago. Se prac-ticó el trueque. Muy en especial cabe recordar el pago durante las dictaduras militares, donde se intercambiaban “vehículos Ford” y carritos “Hanne” y otros por gas natural.

A partir de la crisis económica y finan-ciera de 2001 en Argentina, la producción de gas natural comienza a declinar por falta de exploración. Se corta la exportación a Chile,

Uruguay y Brasil y se demanda nuevamente gas natural de Boli-via. Es anecdótico recordar que el gasoducto a Brasil desde Boli-via se materializó con el respaldo de reservas de gas de Argentina, debido a que las que había en Bolivia eran insuficientes.

En 2004 se reinician las ex-portaciones hacia Argentina sin un contrato de largo plazo entre las partes, donde Argentina llegó incluso a ofrecer tecnología para el

principalmente. Argentina también ha ade-cuado algunos ductos en el norte del país y se tenía previsto la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino, del cual a la fecha no se tiene conocimiento de avance concreto y no se puede avizorar como se evacuarán los volú-menes en Argentina más allá de 2013.

En Julio de 2012 se firmó un nuevo con-trato que no afecta ni modifica el contrato de 2010 en una modalidad interrumpible para volúmenes que Bolivia tenga disponibles y pueda despachar a Argentina por encima del contrato de 2010 y bajo los mismos precios (referencia a Fuel Oils), es decir con un hori-zonte esperado de 7 a 11 US$/MMBYU

Varios analistas y entendidos han criti-cado que Bolivia ha sido benevolente en los precios de estos nuevos volúmenes interrum-pibles, en el entendido de que son precios spot y deberían ser mayores y reflejar un pequeño descuento sobre el alternativo GNL que Ar-gentina debe importar con precios entre 14 y 18 US$/MMBTU. Nuestro punto de vista ha sido el de respaldar lo firmado entre los paí-ses, entender la crítica situación en Argentina y que los precios interrumpibles, en base a un horizonte de largo plazo de integración, debe-rían ser los mismos que el contrato de 2010.

El contrato debe respetarse de ambas partes hasta el 2026 y no debe haber aprove-chamientos de un lado o del otro. Así cuando Argentina de acá a unos buenos años haya desarrollado el gas no convencional y el gas de Bolivia no le sea tan necesario, tampoco deben pretender bajarse los precios, los nive-les del TOP y los pagos deben realizarse en la moneda contractual y no en trueque.

desarrollo del gas domiciliario y gas natural com-primido, todo esto como forma de pago, situa-ción que no fue aceptada.

En 2006 se suscribe un contrato de com-pra venta de gas natural de largo plazo entre Bolivia y Argentina con una duración de 20 años. Este contrato fue considerado poco serio debido a que no incluía cláusulas de compro-misos en los volúmenes ni penalidades por in-cumplimientos y otros. En 2010 se firma una adenda seria al contrato de 2006, que detona inversiones en Bolivia y el desarrollo de cam-pos descubiertos más de una década atrás y también de infraestructura de procesamiento y transporte.

El contrato actual vigente tiene un ho-rizonte hasta el año 2026 con cláusulas de entrega mínima (DOP) y recepción mínima (TOP), y que varían según la temporada in-vierno verano y donde los precios están vincu-lados a los precios del fuel oil.

Desde 2010 a la fecha, aun bajo la nueva adenda, se han tenido incumplimientos en los volúmenes de entrega y recepción de ambas partes. Bolivia tiene prioridad de atender pri-mero su mercado interno y luego el de Brasil antes que el de Argentina. En el otro lado del espectro Argentina tiene un consumo de pico pronunciado y en épocas de baja demanda no ha estado tomando las cantidades estipuladas en el contrato. Esta situación debe corregirse y se debe tratar de darse estricto cumplimiento al contrato.

Bolivia continúa realizando inversiones para tratar de cumplir con Argentina, como el Gasoducto de Integración Juana Azurduy y las inversiones en pozos de desarrollo en va-rios mega campos como Margarita y Huacaya

Septiembre 2012 - Petroleum 272

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Transcript of Septiembre 2012 - Petroleum 272