Julio 2014 - Petroleum 294

Julio 2014

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Indicador Integrado de Interés

Nuevo Laboratorio de Weatherford en Colombia

IN SITU TecNologíaeSceNaRIoLACPEC 2014Global Petroleum Show

Colombia 2014

Bogotá • Noviembre, 04 - 07

Revista Oficial

3Julio 2014 / Petroleum 294

Julio 2014Año 30, Nº 294

Portada:Trabajadores de la empresa mixta Petrowayuu,

en el campo petrolero La Concepción, estado Zulia (Foto: Mirna Chacín)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

IN SITU

INTERVIEW

EScENARIo

TEcNologíA

ShA

Weatherford inauguró laboratorio Integrado de Servicios en colombia

AIP celebró su 25 aniversario

consideraciones geomecánicas para la Estimulación de Fracturas en Reservorios No convencionales

Indicador Integrado de Interés:Nueva herramienta para Asignar Valor a Áreas de Exploración y Producción de hidrocarburos

Roberto Aguilera

SPE latin American and caribbeam Petroleum Engineering conference lAcPEc 2014

global Petroleum Show 2014 SPE heavy oil conference –canadá

colombia Energy Summit 2014

Tecnologías Emergentes en la construcción de Pozos Petroleros

Plan de Seis Pasos para una Remediación Ambiental Exitosa

El 5 de Junio se realizó la ceremonia de apertura de este nuevo centro que cuenta con equipos de avanzada, y desde el cual la empresa proveerá soluciones a nivel regional

Tras una exitosa trayectoria, la compañía colombiana Asesoría en Ingeniería de Petróleos, AIP, ha logrado consolidarse como empresa suplidora de servicios en un mercado de alta exigencia, compitiendo con compañías nacionales e internacionales

El 21 de Mayo en Bogotá se llevó a cabo este conversatorio patrocinado por Schlumberger en el marco de las conferencias organizadas por CAFE-SPWLA Sección Colombia

En este trabajo se integran en una sola herramienta, distintos segmentos para evaluar el “valor” de propiedades o parte de ellas, las cuales tengan expectativas para la exploración y producción de hidrocarburos

Por Martín Essenfeld, Consultor Internacional y Omar Medina, PetroNova, Colombia“Cada yacimiento no convencional es un

proyecto de investigación”El especialista de la Universidad de Calgary estuvo en Colombia compartiendo sus conocimientos invitado por ACIPET

Bajo el tema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas” LACPEC puso en relieve la gran cantidad de reservas en la región de América Latina y el Caribe y su potencial de producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados, gas y líquidos

El GPS contó este año con más de 2.000 empresas expositoras y más de 60.000 asistentes en el Stampede Park de Calgary, en una jornada conjunta con el SPE Heavy Oil Conference – Canadá, atendida por más de 1.200 profesionales de la industria de los hidrocarburos

Los nuevos proyectos de expansión de energía en Colombia, con énfasis en las áreas de planificación, finanzas, operaciones, tecnología, infraestructura y construcción, fueron analizados en el marco de esta cumbre que congregó a cerca de 400 participantes de diferentes nacionalidades y 65 expositores

Dentro de la amplia gama de tecnologías emergentes para la construcción de pozos, en este trabajo se mencionan algunas de alto impacto como la perforación con el revestidor, los sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles

Una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa

Por María Gabriela Requiz, Consultora Ambiental, Vepica

SECCIONEScUADRANTEcAlENDARIoWAREhoUSEÚlTIMA PÁgINA

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Contenido

Laboratorio de Análisis de Rocas y Fluidos

Carlos Colo, YPF; Néstor Saavedra, Ecopetrol- ICP; Jeff Spath, Schlumberger; Pedro Silva, Pemex E&P; Orlando Chacín, Pdvsa

Esquemático del Proceso de Estimación Probabilística del Indicador Integrado de Interés

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4 Julio 2014 / Petroleum 294

www.petroleumag.com

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

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

COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCarrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. BogotáTel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 [email protected]

USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 [email protected]

ECUADORCésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: (59 32) 244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

Jorge Zajia, Editor

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

EDICIóNJorge Zajia, Editor [email protected] Socorro, Directora [email protected] Perozo, Directora [email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor [email protected] Albarracín, [email protected]

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

FOTOGRAFÍA Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved

Cornisa

El gobierno de Venezuela ha manifestado públicamente que se debe reducir el con-

sumo de combustible en unos 100.000 barriles diarios. Esto representa -en números redondos- casi 20% de los más de 600.000 bpd que ha señalado Pdvsa que se consumen actualmente.

El Ministerio de Energía y Minas no ha dicho qué medidas instrumentaría para lograr ese objetivo, pero se ha revelado que se aplica-rá un racionamiento al consumo de vehículos particulares y muy tímidamente se ha hablado de la posibilidad de subir los precios de los combustibles, que en Venezuela son de los más baratos del mundo, según ha reconocido la misma presidencia de la República al seña-lar que el gobierno está subsidiando más del 90% de lo que vale y que en dinero contante y sonante supera los 20 mil millones de dólares.

En esta misma página hemos sostenido que aumentar el precio de los combustibles en Venezuela para generar ingresos fiscales, es menos inflacionario y nocivo para su maltre-cha economía que la devaluación del bolívar.

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

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

Esta es la pista que deben seguir quienes tienen en sus manos la búsqueda de soluciones, para comenzar a enfocar su acción en el meollo del asunto y permitir que los venezolanos pue-dan disfrutar de sus combustibles sin raciona-miento, como lo disfrutan otras naciones que no tienen reservas de petróleo y gas, y no por ello les faltan los preciados carburantes. La solución a esta situación tan negativa para Venezuela no es sencilla. La diferencia abismal y dramática de los precios de los derivados del petróleo en uno y otro lado de las fronteras es un incentivo muy bravo que estimula este delito, que en la práctica se podría equiparar al negocio ilícito de los carteles de la droga.

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

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

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

Escriba sus comentarios a: [email protected]

Alto costo de la gasolina barata


INDIcE DE ANUNcIANTES

www.winsted.com

www.gruposugaca.com

www.slb.com

www.packersplus.com

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www.panthersmachinery.com

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www.anteksa.com

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www.lmkr.com/geographix

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www.magnetrol.com

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www.jereh-pe.com

35

www.lhramericas.com

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www.tradequip.com www.vallourec.com

www.welltec.comwww.weatherford.com

1320

www.clampon.com

15

www.expooilandgascolombia.com

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www.saudiaramco.com

www.halliburton.com

El pasado 30 de Mayo se llevó a cabo el 2do. Torneo de Golf organizado por la Fundación Amigos Petroleros de Colombia,

el cual contó con la participación de 144 jugadores y 54 compa-ñías del sector que decidieron apoyar a la Fundación Mueve Tu Mundo, constituida desde 2011 en Orito, Putumayo, enfocada en la rehabilitación de discapacitados.

La Fundación Amigos Petroleros fue creada con el fin de fo-mentar el esfuerzo individual de las personas vinculadas al sector petrolero, para así lograr mediante la integración un impacto social positivo. En tal sentido, en el cumplimiento de su misión, la institu-ción proporciona ayuda económica a otras fundaciones abocadas a mejorar las condiciones sociales del pueblo colombiano.

El evento deportivo se desarrolló en las instalaciones del Car-mel Club, en Bogotá, reuniendo a representantes de las empresas Azabache Energy INC, Halliburton, Schlumberger, Weatherford,

Panthers Machinery, Tayrona Offshore Services y Axure Techno-logies, entre otras. En atención a su visión en materia de respon-sabilidad social y a su compromiso con la industria petrolera co-lombiana, Petroleum también brindó su respaldo a esta iniciativa.

La junta directiva de la Fundación Amigos Petroleros la inte-gran Jorge Buitrago, de Pacific Rubiales; Nelson Navarrete, Pe-troamerica; Norvall Newhan, Tecniambiente; Jorge Trujillo, Ana-darko; Hermes Aguirre, Halliburton; Luis Valderrama, Ecopetrol y Ricardo Ortíz, National Oilwell Varco.

El monto recaudado será destinado a la construcción de un centro de rehabilitación básico y a un proyecto auto-pro-ductivo que les permita ser auto-sostenibles en el tiempo. El centro abrirá sus puertas a pacientes de Orito y Puerto Asís, donde existen aproximadamente 900 personas discapacitadas, muchos de ellos por minas.

La actividad estuvo orientada a respaldar a la Fundación Mueve Tu Mundo, la

cual trabaja en favor de personas discapacitadas en el Putumayo

Los directivos de la Fundación: Norvall Newhan, Tecniambiente; Luis Valderrama, Independiente; Jorge Trujillo, Anadarko; Jorge Buitrago, Pacific Rubiales; Nelson Navarrete, Petroamerica; Hermes Aguirre, Halliburton; junto al ex-futbolista Ricardo Pérez, el “Gato”

www.amesalud.com

www.nov.com/rig

www.saxonservices.com

www.cwcolombia.com

www.zandp.com

www.vivavenezuelafest.com


Cuadrante

Ecopetrol adelanta la reestructuración de su área administrativa. La Junta Directiva aprobó en sesión del 13 de Junio la creación de la Dirección General de Operaciones, la cual reportará directamente a presidencia y estará liderada por Camilo Marulanda

López, actual gerente de Cenit. A la nueva área reportarán las Vicepresidencias de Negocios de la empresa (Desarrollo y Producción, Exploración, Downstream, y Transporte).

La Planta de Lubricantes Shell, ubicada en Valencia, Venezuela, cumplió en el mes de Mayo de 2014, 17 años sin incidentes de tiempo perdido. El Presidente de las Compañías Shell en Venezuela, Luis Prado, felicitó al personal por tan importante logro, que pone de

manifiesto su compromiso con la salud de cada compañero de trabajo, la seguridad de las instalaciones industriales y la conservación del ambiente que rodea a esas facilidades operativas, consideradas modelo de excelencia operacional e integridad dentro del Grupo Shell.

Canacol Energy Ltd. completó la adquisición de un 10% adicional de participación en el Bloque LLA23, ubicado en la Cuenca de los Llanos, Colombia, en el cual tiene ahora una participación operativa de 90% y Petromont el 10% restante. La compañía anunció

además los resultados de las pruebas de producción del pozo Labrador 4 y Leono 3, también ubicados en el contrato LLA23, los cuales probaron una tasa total combinada de 2.898 barriles de crudo liviano por día (2.608 bopd netos para Canacol). La tasa de éxito de perforación en el Bloque LLA23 es del 100%. Se anunció asimismo un aumento en la meta de producción promedio de la compañía en 2014, pasando de entre 12.500 y 13.500 boepd a una meta entre 13.000 y 14.000 boepd, con una tasa de salida esperada para Diciembre de este año de aproximadamente 18.000 boepd.

Petróleos Mexicanos inauguró el Laboratorio de Asistencia Técnica de Pemex Petroquímica (PPQ), el cual cuenta con tecnología de punta y capital humano de excelencia. El Director General de Pemex, Emilio Lozoya Austin, destacó que esta facilidad permitirá

adoptar nuevos procesos de transformación, desarrollar nuevas aplicaciones para la industria petroquímica y mejorar las existentes, además de ofrecer asistencia técnica y capacitación, lo que aumentará la calidad de los productos que PPQ produce. Construido con el apoyo técnico del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt), el nuevo laboratorio localizado en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), cuenta con equipos analíticos de última tecnología y máquinas procesadoras que replican prácticamente todos los procesos que lleva a cabo la industria plástica en México.

El Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) emprendió un proceso de crecimiento y expansión, tanto de su infraestructura como de su capacidad investigativa, para responder a los retos tecnológicos de la industria petrolera y a las necesidades del sector petrolero

de Colombia. La sede de Piedecuesta del centro de investigación e innovación de Ecopetrol está en proceso de ampliación con la cons-trucción de un nuevo edificio que albergará oficinas, talleres y laboratorio. También construye un laboratorio para inyección de aire. EL ICP contará asimismo con sedes en los Llanos Orientales, especializada en crudos pesados, y el Caribe colombiano, especializada en operaciones costa afuera.

La producción en el presal brasileño ya supera los 400 mil barriles por día. La Gerente Ejecutiva de Petrobras para el área de Libra, Anelise Lara, dijo durante su participación en el panel “Exploración y Producción en Aguas Profundas”, en el World Petroleum

Congress celebrado en Moscú, que ese nivel se alcanzó solo ocho años después del primer descubrimiento, más rápido que el desarrollo de otros campos en aguas ultraprofundas en el mundo. La producción acumulada en el presal se situó en 343 millones de barriles de petróleo y gas equivalente (boe), de Septiembre de 2008 a Abril de 2014. La ejecutiva resaltó el índice de éxito geológico del 100% en la provincia del presal y destacó la disminución del tiempo de perforación de los pozos en la región, pasando de 134 días en 2006 (cuando se perforó el primer pozo) a 60 días en 2013.

La corporación SEG Advanced Modeling (SEAM) fue seleccionada por el Research Partnership to Secure Energy for America (RP-SEA) para recibir US$1.9 millones destinados al financiamiento de la tercera fase del proyecto de investigación “Pressure Prediction

and Hazard Avoidance” (Predicción de la Presión y Prevención de Riesgos), que evaluará el avance de las metodologías para la presión pre-taladro y predicción de peligros, y proporcionará un foro de colaboración donde expertos de la industria darán prioridad a los retos actuales en el uso de la velocidad sísmica (y otros atributos sísmicos). El programa SEAM es una asociación entre la industria y la Society of Exploration Geolphysicists (SEG), diseñado para avanzar en la ciencia y la tecnología geofísica mediante la construcción de modelos del subsuelo y la generación de conjuntos de datos sintéticos.

La Energy Information Administration prevé que el suministro de crudos dulces ligeros seguirá superando el de medianos y pesados hasta 2015, ya que más del 60% del crecimiento de la producción consistirá en este tipo de crudos. Cerca del 96% de los 1,8 mi-

llones de bpd de crecimiento de la producción de petróleo en Estados Unidos durante 2011-13 consistió en calidades de crudo ligero de 40°API o más alta y un contenido de azufre de 0,3% o menor, según reporte del 6 de Junio de la EIA. Políticos y representantes de la industria han debatido sobre la atenuación de la prohibición de las exportaciones de crudo de EE.UU. a fin de evitar una competencia de precios que podría poner en peligro el crecimiento de la producción. Un estudio de IHS publicado en Mayo refiere que la medida podría dar lugar a un mayor impulso de la producción estadounidense, precios de la gasolina más bajos y un máximo de 1 millón de puestos de trabajo adicionales.


In Situ

Weatherford inauguró laboratorio Integrado de Servicios en colombia Javier Betancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

(ANH), despejó la cinta inaugural en la ceremonia de apertura de la nueva facilidad. Las instalaciones fueron visitadas por ejecutivos de más

de 30 operadoras y otras autoridades del sector

Reinaldo Zahn, Vicepresidente Latin America, Weatherford; Javier Betancourt, Presidente de la ANH; Pietro Milazzo, VP Sales & Marketing Latin America, Weatherford

Vista general del nuevo laboratorio desde el cual Weatherford atenderá requerimientos en la región de América Latina

Localizado en la zona norte de Bogotá y 1400 m² de superficie, el primer labora-

torio integrado de Weatherford en Colombia proveerá también soluciones a nivel regional, contando para ello con equipos de avanza-da para el análisis tradicional de fluidos y núcleos, combinado con servicios especiali-zados como propiedades de rocas de lutitas (SRP), geoquímica, fluidos de perforación y fracturamiento, y pruebas de elastómeros para bombas de cavidad progresiva (PCP).

En el marco del programa inaugural de-sarrollado el 4 y 5 de Julio, y tras la bienve-nida por parte de Germán Zarate, Director Comercial de Weatherford Colombia, los asistentes fueron guiados en un recorrido completo por la instalación. Hubo además presentaciones técnicas a cargo de expertos internacionales de la compañía, entre ellos Mike Walker, Director of Business Develo-pment - Weatherford Laboratories; Chad Hartman, Chief Technical Advisor; Paul Walker, General Manager - Geochemical Services; Mike Dixon, Manager de Weathe-ford Laboratories y Dick Drodz, Senior

Petroleum Geochemist, quienes ampliaron detalles sobre los nuevos Servicios Geoló-gicos y de Laboratorio PVT. El alcance de los servicios de Evaluación de Fluidos, para Sistemas PCP y Frac y Control de Arena fue expuesto por los especialistas Aleyda Santamaría y Alberto Mendoza.

El laboratorio cumple con las normas ISO 9001 y OHSAS 18001 e integra cua-tro servicios: Análisis de Rocas y Fluidos; Evaluación de Fluidos de Perforación y Terminación; Ensayos de Materiales para Equipos de Bombeo por Cavidades Progre-sivas (PCP) y Laboratorio para Estimula-ción de Pozos y Control de Arena.

laboratorio de Rocas y Fluidos Ofrece soluciones para el pozo, con

tecnologías de estabilización y preser-vación del núcleo, fotografía, transporte del núcleo, muestreo y desorción de gas; Servicios de Geociencia del Pozo, como difracción de rayos X (XRD), fluores-cencia de rayos X (XRF) y Source Rock Analyzer (SRA); Análisis de Fluido del

Yacimiento que ofrece PVT, muestreo y almacenamiento; Servicios Geológicos con análisis petrográficos con tomogra-fías computarizadas, difracción de rayos X y fluorescencia de rayos X; Análisis Rutinarios de Núcleos (RCA), entre ellos análisis RSWC, núcleo convencional y tapones de núcleo; Propiedades de rocas lutíticas, análisis de tamaño de grano (LPSA) y fotografía digital. En servicios de administración, Weatherford ofrece alma-cenamiento, rastreo de muestras, gerencia de proyectos y sala de visualización.

laboratorio de Evaluación de Fluidos de Perforación y Terminación

Cuenta con facilidades para el diseño de fluidos de perforación, compatibilidad Fluido/Formación. Dispersión: determina las tendencias dispersivas de las arcillas en el fluido de perforación, Acreción: establece el porcentaje de adhesión de las arcillas o lutitas, LSM (Medidor de Hin-chamiento Lineal) aplicable a la medición de las características de hinchamiento de


In Situ

las arcilllas y/o lutitas, Succión Capilar para caracterizar las lutitas y optimizar la concentración de electrolitos en el fluido de perforación para disminuir los problemas con las formaciones lutíticas. Control de Calidad de Productos (Barita, Bentonita, PAC LV/HV, Cal, Cal Viva, Cloruro de Cal-cio, Cloruro de Potasio, Almidón y Goma Xántica Carbonato de Calcio).

E n s a y o s d e M a t e r i a l e s p a r a Equipos de Bombeo por cavidades Progresivas (PcP)

Este laboratorio tiene como fin maxi-mizar el performance del PCP, utiliza la autoclave generadora solucionando los problemas asociados con el envío de muestras de fluidos a laboratorios en el exterior. Reduce tiempos, garantizando

la seguridad de la operación y ofrece re-sultados confiables en pruebas.

Servicios de laboratorio para Estimula-ción de Pozos y control de Arena

Ofrece pruebas de fraccionamiento hidráulico y ácido, estimulación ma-tricial, inhibición de incrustaciones, inhibición de orgánicos, muestreos de fluidos y pruebas de compatibilidad entre aditivos, compatibilidad flui-do, mojabilidad visual y detergencia, conglomeración de arena, tens ión interfacial, crushing de apuntalantes, granulometría de gravas y apuntalantes, reología de fluidos de fracturas, tiempo de asentamiento, corrosividad de siste-mas ácidos y tolerancia a Ca, Fe y Ph de fluidos de inhibición.

laboratorio MóvilUna unidad para fracturas autosufi-

ciente utilizado en el campo de operación. El vehículo tiene la estructura y equipos como kit de filtración, sistemas para aná-lisis colorimétrico de Ci, Fe y alcalinidad y baño termostatado.

Innovación TecnológicaComo una de las mayores compañías

de tecnología y servicios para el sector petrolero, Weatherford opera actualmente ocho laboratorios en seis países de Amé-rica Latina y más de 40 a nivel mundial. Su red global abarca más de 100 países e incluye 1.000 puntos de servicio y 25 de investigación, desarrollo e instalaciones de entrenamiento.

Laboratorio Control de Arenas Laboratorio de Análisis de Rocas y Fluidos


In Situ

Jorge Luis Grosso, Expert Senior Emerald Energy, junto a Marcelo Frydman, Latin America Unconventional Geomechanics Advisor Schlumberger

CAFE-SPWLA sección Colombia pro-movió una conferencia dirigida por

Marcelo Frydman, ingeniero mecánico con 21 años de experiencia trabajando en la industria, actualmente Latin America Unconventional Geomechanics Advisor de Schlumberger, quien presentó el do-cumento “Geomechanics considerations for hydraulic fracturing stimulation in unconventional shale reservoirs”.

El experto señaló que los yacimientos no convencionales son extremadamente heterogéneos, dos rocas de la misma composición deberían tener propiedades

consideraciones geomecánicas para la Estimulación de Fracturas

hidráulicas en Reservorios No convencionales

El 21 de Mayo en el Scotiabank de Bogotá se llevó a cabo este conversatorio patrocinado por Schlumberger en el marco de las conferencias organizadas por CAFE-SPWLA Sección Colombia

parecidas pero en los no convencionales esto no sucede, las propiedades pueden ser totalmente diferentes. Señaló la im-portancia de tener en cuenta el concepto de roca anisotrópica para estos modelos, así como las diferencias de una propiedad horizontal a una vertical. Sostuvo que estimar los esfuerzos según propiedades anisotrópicas permitirá entender cómo se propagará la fractura.

Frydman destacó la relevancia de los núcleos en este tipo de yacimientos. La anisotropía y combinar el registro eléctrico y el núcleo, son partes esenciales del modelo.

Dijo que es difícil crear fracturas trans-versales en pozos no convencionales. “Hay técnicas y tecnologías pero es muy impor-tante considerar el ambiente de esfuerzos y sus variaciones”.

César Patiño, Presidente SPWLA-CAFE dio a conocer los esfuerzos que se realizan en Colombia en el tema de no convencionales. Mencionó que se están generando centros de investigación en Bucaramanga y Sogamoso y que es fundamental establecer sinergia entre gobierno, industria y academia para trabajar en la reducción de costos en los planes que se avecinan en el sector.


In Situ

Con un emotivo acto realizado el 12 de Junio en sus instalaciones en Bogotá,

AIP compartió con su personal y relacio-nados la celebración por su 25 aniversario. Los trabajadores hicieron entrega de una placa de reconocimiento a los fundadores de la compañía, los ingenieros de petróleos Claudia Henao, Juan Mario Aguas y Juan Carlos Acevedo.

Creada en 1989, AIP se ha destaca-do por ofrecer servicios de monitoreo y optimización de la producción en pozos de petróleo, agua y gas, haciendo uso de equipos y sensores de última generación. Su Gerente General, Juan Mario Aguas, señaló que la firma es un ejemplo en el país de quienes deciden apostar por la creación de su propia empresa. “Decidimos unirnos y cada uno aportó algo diferente según sus conocimientos. Teníamos buenos contac-tos en la industria petrolera colombiana, identificamos las necesidades del sector y comenzamos a realizar actividades que ningún ingeniero quería hacer”, dijo.

AIP ha enfocado su éxito en varios pi-lares de crecimiento: Servicios de Calidad, Alianzas Estratégicas, el Factor Humano, Nuevos Talentos y el Fortalecimiento de Relaciones con las Comunidades.

Actualmente ofrece soluciones integra-das en el desarrollo de proyectos relacio-nados con la caracterización, adquisición,

Tras una exitosa trayectoria, la compañía colom-biana Asesoría en Ingeniería de Petróleos, AIP, ha logrado con-solidarse como empresa suplidora de servicios en un mercado de alta exigencia, compi-tiendo con compa-ñías nacionales e internacionales

Juan Mario Aguas, Claudia Henao y Juan Carlos Acevedo, fundadores de AIP

manejo y análisis de yacimientos, así como también consultorías, asesorías y capacita-ciones en diferentes ramas de la ingeniería de petróleos y áreas afines.

En cuanto a las alianzas estratégicas, AIP es representante en Colombia de Geographix, el sistema de exploración más utilizado en el país y en el mundo para geofísica, petrofísica, geología e ingeniería.

En materia de nuevos talentos, la mayor parte de su personal está en un rango de edad entre 25 y 30 años, por lo cual fomenta una fuerte relación con la academia con el fin de incentivar a los futuros profesionales a aportar soluciones a la industria, apoyándolos en sus prác-ticas laborales y en la realización de sus tesis. De igual forma, existen personas que han construido toda una vida laboral al interior de la organización. “El carisma, el compromiso, el ambiente familiar, el respeto entre líderes, es algo que genera crecimiento y que desarrolló en mí un gran cariño por la organización”, comentó Leyda Parra, Coordinadora de Negocios con más de 20 años en la empresa.

Asimismo, AIP basa sus relaciones con las comunidades en el respeto y apoyo mutuo, como un punto estratégico de su gestión, ofreciendo trabajo y condiciones de mejora a las personas pertenecientes a la zona en donde operan.


25aniversario

AIP celebró


Roberto Aguilera fue invitado por la Asociación Colombiana de Ingenie-

ros de Petróleos (ACIPET) a impartir la conferencia “From Conventional To Tight

Gas To Shale Gas: The GFREE Aproach”, en la cual compartió los resultados de es-tudios exitosos realizados particularmente en Estados Unidos y Canadá, que pueden ser útiles para la industria colombiana y latinoamericana.

El especialista es Ingeniero de Petróleos de la Universidad de América de Bogotá, con maestría y doctorado de la Universidad Colorado School of Mines. Tras una dilata-da y exitosa carrera en la industria, desde 2006 se desempeña como catedrático e investigador de la Universidad de Calgary, y es también profesor e invitado especial en la Universidad China del Petróleo (Huadong).

En su disertación expuso el alcance del programa del equipo de investigación GFREE (Geoscience, Formation Evalua-tion, Reservoir Drilling, Completion and Stimulation, Reservoir Engineering, Econo-mics and Externalities), del cual es creador y que ha sido desarrollado durante ocho años en la Universidad.

La investigación energética se centra en el desarrollo de tecnologías sostenibles tanto desde el punto de vista económico como ambiental para la gran cantidad de recursos de hidrocarburos no conven-cionales, incluyendo arenas petrolíferas y yacimientos de gas de baja permeabili-dad. El desafío radica en la maximización de la recuperación y el valor económico de estos recursos, reducir al mínimo el consumo de agua fresca, las emisiones de

RoBERTo Aguilera“Cada yacimiento no convencional es un proyecto de investigación”

Interview

El líder del equipo de investigación de la Universidad de Calgary abocado al desarrollo de metodologías económicas de producción de yacimientos no convencionales de petróleo y gas, conversó con Petroleum sobre los desafíos y soluciones potencialmente aplicables en la exploración de estos recursos en Colombia

carbono, el consumo de combustible y el impacto en la tierra.

En todo el mundo, los recursos de gas natural atrapados en formaciones apreta-das son enormes y pueden competir con el volumen de gas natural convencional, pero están en gran parte sin explotar, debido a los obstáculos que se deben superar para producirlos de manera eficiente.

“Hemos asumido este reto trabajando desde diferentes disciplinas, integradas para producir resultados en el mundo real, y ser útil a la industria”, afirma el líder del equipo conformado por miembros del cuerpo docente, estudiantes de posgrado e investigadores posdoctorales, cuyo esfuerzo de investigación es financiado por ConocoPhillips, NSERC y el Alberta Energy Research Institute, con el apoyo del Schulich School of Engineering.

Para el GFREE “lo funda-mental es el entendimiento de las rocas”, enfatizó Aguilera, en cuyo criterio existe un gran potencial en formaciones de shale (lutitas). Advierte que si bien en países como Esta-dos Unidos la industria ha alcanzado una alta curva en el desarrollo de yacimientos no convencionales gracias a la tecnología, en otras partes del mundo la explotación de estas formaciones está en una etapa de infancia y en otras ni siquiera ha nacido.

En cuanto al fracturamiento hidráu-lico, sostiene que es la única manera de recuperar el recurso debido a que muchas reservas de petróleo y gas se encuentran atrapadas en la roca. Estas formaciones son muy apretadas y la permeabilidad muy baja, de allí que el único modo de obtener cualquier tipo de producción comercial es si se fractura. Enfatizó que es fundamental considerar la parte económica del lado de la compañía, al igual que las consideracio-nes ambientales, el entorno y las comuni-dades, para lograr un equilibrio entre las

Roberto Aguilera recibió una placa de reconocimiento de manos de los directivos de Acipet, Hernando Barrero y Edgar Aguirre


Interview

necesidades que tenemos de energía y el riesgo que implica producirla.

El experto publicó datos reales en gráficos de formaciones apretadas de baja permeabi-lidad y de shale del año 1983, que muestran la permeabilidad contra la porosidad. En esa época no se podía producir comercialmente este tipo de roca, sin embargo, innovaciones asociadas con la perforación de pozos ho-rizontales y el fracturamiento hidráulico en múltiples etapas han generado nuevas posi-bilidades en yacimientos no convencionales.

Aunque no existe un protocolo definido para la determinación de porosidades y per-meabilidades en shales, las tendencias que se generan en las curvas permiten determinar las unidades de flujos en una forma razo-nable. En algunos casos se han perforado miles de pozos horizontales, aún con pocos datos, mediante exitosos fracturamientos.

Por medio de una microsimulación de la garganta poral, se puede determinar la permeabilidad, porosidad, propiedades eléctricas y mecánicas de las rocas, lo que permitiría realizar gran cantidad de trabajos prácticos. Muchas de estas meto-dologías, incluyendo métodos de análisis de unidades de flujo, producción y su de-clinación, han sido desarrolladas usando la metodología GFREE.

Aguilera destacó los resultados de un estudio en el cual se puede observar el número de campos de pozos petroleros descubiertos en contraposición al tamaño de los campos. El modelo Variable Shale Distribution (VSD) que arroja ajustes casi perfectos de los datos reales, también ha sido utilizado para calcular los volúmenes

técnicamente recuperables en el mundo y en Latinoamérica. Usando información publicada por el servicio geológico de los Estados Unidos, se ha analizado las cuencas más importantes a nivel mundial y se han hecho comparaciones entre Latinoamérica, Europa, Norte América, Medio Oriente, Asia y la antigua Unión Soviética para estimar el recobro de hidrocarburos, con-cluyendo con la necesidad de continuar la exploración en Latinoamérica.

¿Por qué algunos académicos e ingenieros de petróleos se han encargado de difundir la información que perjudica tanto a la industria?

Con todo respeto con los colegas que hacen esto, basado en mi experiencia de más de 40 años de trabajo en exploración y producción, debo señalar que los problemas que refieren no han ocurrido. Pueden pro-ducirse accidentes, como pasa en cualquier industria, sin embargo con los miles y miles de pozos que se perforan con fracturamiento hidráulico alrededor del mundo no ha habi-do problemas. Si pasa algo es excepcional ya que el nivel de seguridad que estos procesos tienen es altísimo.

¿Qué pasos debería dar Colombia para empezar el desarrollo de yacimientos no con-vencionales?

El primer paso es hablar con las comu-nidades de los lugares donde se va a operar, despejar sus preocupaciones sobre el tema y demostrar que en un desarrollo de este tipo todos ganan…que ellos también se verán be-neficiados mediante la generación de trabajo y mejora de su economía. Después de esto se debe garantizar una operación respetuosa con el medio ambiente y posteriormente se podrá hacer una serie de perforaciones y evaluaciones para determinar volúmenes de gas o petróleo que haya en el reservorio.

Para Aguilera cada yacimiento no con-vencional es un proyecto de investigación por sí sólo. Se pueden observar experien-cias, por ejemplo, en Barnett Shale en cuanto a gas o en Dakota del Norte respecto al pe-tróleo, y tras analizar el aspecto tecnológico, lo social y ambiental, se puede concluir que no son los procesos de exploración los que impactan negativamente.

¿Qué aspectos técnicos sugiere para tener en cuenta en la exploración de no convencionales?

Mucho dependerá del espesor de la for-mación que se está perforando, en general si se está hablando de una formación no muy ancha, con un espesor no muy grande, lo óptimo es hacer pozos horizontales; en una formación con un espesor bastante grande y de origen continental, con muchos canales, lo mejor será un pozo vertical. En ambos casos se deben hacer múltiples frac-cionamientos hidráulicos para así extraer el máximo volumen de petróleo y gas de estas formaciones.

El docente e investigador de la Universidad de Calgary en compañía de un grupo de sus estudiantes de Maestría y Posgrado, originarios de Arabia Saudí, Venezuela, Colombia, China e Irán

El método

GFREE ha sido trabajado

satisfactoriamente durante

los últimos 8 años en la

Universidad de Calgary para

desarrollar metodologías

económicas orientadas a un

objetivo que ha encontrado su

aplicación en la industria del

petróleo y gas”

¿Cuál es el principal problema para la explo-tación de los yacimientos no convencionales?

El principal problema es la desinfor-mación, existen medios, actores y películas que tienden a hablar mal de la industria, del fracturamiento hidráulico y de la tecnolo-gía del petróleo, se sabe desde la ingeniería que si todo se hace con cuidado no existe ningún tipo de riesgo.


Durante tres días la Society of Petroleum

Engineering celebró su conferencia anual

para la región de América Latina y El Caribe

(LACPEC 2014) en Maracaibo, Venezuela,

con la participación de 996 personas y una

temática enfocada en las necesidades existen-

tes, emergentes, futuras y sociales del sector

petrolero de upstream en esta región.

El evento multidisciplinario permitió

revisar una variedad de tópicos como el desa-

rrollo de campos en aguas profundas, campos

petroleros digitales, tecnologías emergentes,

avances en recuperación mejorada de petróleo

y reservas no convencionales.

Cerca de 160 trabajos técnicos fueron

presentados a lo largo de la conferencia, tras

una exhaustiva selección por parte de más

de 50 expertos de la industria. También se

realizaron tres sesiones plenarias en la que

se dieron cita ejecutivos de la industria en su

interés de compartir las perspectivas actuales

SPE Latin American and Caribbeam Petroleum Engineering Conference LACPEC 2014

Bajo el lema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas”, LACPEC puso en relieve la gran cantidad de reservas en la región de América Latina y el Caribe y su potencial de

producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados y el potencial en sistemas petroleros de gas y líquidos

Mayo 20-23 • Maracaibo, Venezuela

Rafael Ramírez, Presidente de Pdvsa y Ministro de Energía y Petróleo de Venezuela; Eulogio Del Pino; General Chairperson de LACPEC 2014 y VP E&P, Pdvsa; Arias Cárdenas, Gobernador del estado Zulia; y Jeff Spath, Presidente SPE 2014 y VP Relaciones Industriales Schlumberger

Plenaria 1: Carlos Colo, Gerente Ejecutivo de Exploración, YPF; Néstor Saavedra, VP Innovación y Tecnología, Ecopetrol- ICP; Jeff Spath, Presidente SPE 2014; Pedro Silva, VP Recursos Técnicos, Pemex; y Orlando Chacín, Director, Pdvsa

y futuras del sector upstream en la región.

Asimismo la conferencia incluyó activida-

des adicionales con formatos especiales, como

una Sesión para Jóvenes Profesionales, diver-

sos cursos de entrenamiento y un concurso

estudiantil de papeles técnicos. En este último,

los ganadores del primer puesto calificaron

para competir en el Concurso Internacional

de Artículos Estudiantiles de la SPE durante

la Conferencia Anual y Exposición Técnica de

la SPE, en Ámsterdam, Holanda, el próximo

27-29 de Octubre.

La apertura de la conferencia fue presidida

por el Ministro de Petróleo y Minería y Pre-

sidente de Pdvsa, Rafael Ramírez; el General

Chairperson de LACPEC 2014 y Vicepresi-

dente de E&P de Pdvsa, Eulogio Del Pino; y el

Presidente de la SPE para el 2014, Jeff Spath.

Rafael Ramírez, Presidente de Pdvsa y

Ministro del Poder Popular para la Energía

y Petróleo, compartió con los asistentes al

LACPEC la visión estatal del negocio petrolero

en Venezuela, fundamentada en las cuantiosas

reservas probadas de crudo del país, y que

-dijo- representan el 62% de participación en

el total del planeta.

PlENARIA 1: Perspectivas actuales y futuras de la industria en América latina

La sesión plenaria inaugural de LACPEC

2014 estuvo dirigida por un panel de ejecutivos

de varias operadoras y empresas de servicio

más grandes de América Latina, quienes

presentaron sus puntos de vista sobre las

perspectivas actuales y futuras de la industria.

Pedro Silva, Vicepresidente de Recursos

Técnicos de Pemex, se refirió a los planes y

retos de la petrolera mexicana tanto en su rol

como principal actor de la industria, como

de cara al proceso de apertura del sector a

la inversión privada.

“Pemex se tiene que transformar en una

empresa productiva del Estado, en ese sentido

a través de la Sener y la CNH podrá establecer

contratos de diferentes tipos; hasta ahora los

que se manejaban en México eran exclusiva-

mente de servicios, sin embargo que vamos a

entrar al ambiente internacional para estable-

cer contratos de exploración y producción, de

riesgo compartido” acotó Silva.

Sobre la Ronda Cero dijo que Pemex


Escenario

Plenaria 2: Carlos Márquez, Gerente de Exploración y Estudios de Yacimientos, Pdvsa Intevep; Pedro Eitz, Chevron Latin America; Carlos Eduardo Naranjo, Ingeniero EOR, Ecopetrol; Raphael Altman, Unconventional Resources Technical Leader, Schlumberger; y Roberto Aguilera, Profesor, Universidad de Calgary

está pidiendo ser el operador único del orden

del 30-31% de toda el área del país dejando

oportunidades relevantes a inversionistas ex-

tranjeros. Los resultados se darán a conocer

en Septiembre próximo.

“Estamos enfocándonos fuertemente en

la gente, los procesos y la tecnología” dijo el

representante de Pemex, al tiempo que resaltó

la necesidad de la industria de contar con ma-

yor recurso humano. De 62.624 personas que

emplea Pemex, 12 mil son profesionales, de

los cuales sólo 4.402 trabajan para producir

los barriles. “No son suficientes, necesitamos

más gente”, recalcó.

Carlos Colo, Gerente Ejecutivo de Explo-

ración de YPF, habló sobre el liderazgo de la

empresa en la producción de hidrocarburos

de Argentina con el 37% del total. “Hay un

crecimiento sostenido de la producción de

YPF, e hicimos una realidad la producción no

convencional en el país”, reiteró. Compartió

además algunos conceptos sobre los planes

de exploración y desarrollo en Vaca Muerta,

donde YPF ha perforado unos 160 pozos con

una producción de más de 20.000 barriles

equivalente de petróleo.

Con relación a la tecnología mencionó

el papel de la compañía Y-TEC -51% YPF

Tecnología y 49% Consejo Nacional de Inves-

tigaciones Científicas y Técnicas de Argentina-

Conicet-, cuyos primeros proyectos están

siendo enfocados en el desarrollo de recursos

no convencionales y en la producción de yaci-

mientos maduros del sector de hidrocarburos.

Orlando Chacín, Director Interno de

Pdvsa, destacó la enorme base de recursos

de petróleo y gas con que cuenta Venezuela

y que - dijo- continúa en ascenso gracias a

nuevos hallazgos.

“Este año hemos hecho descubrimientos

por el orden de los 1.000 millones de barriles”

anunció. Destacó la cuenca Barinas-Apure

en el centro sur del país, “donde el primer

pozo descubridor está incorporando 10.000

bpd. Sin embargo, aseguró que en la Faja del

Orinoco es hacia donde se observará el mayor

crecimiento en próximos años.

PlENARIA 2: los recursos no vonven-cionales en América latina - constru-yendo la curva de producción

Pedro Eitz, Chevron Latin America, habló

sobre los logros y retos de la petrolera en la

región, especialmente en Argentina, Colombia

y Venezuela. En este último participa a través

de cuatro empresas mixtas junto a Pdvsa: Pe-

troboscán, Independencia, Petroindependencia

y Petropiar, con una producción total en el

país de 280.000 bpd y el recobro de más de 2

millardos de barriles.


Carlos E. Naranjo, Ingeniero EOR,

Ecopetrol, aseguró que en materia de no

convencionales, en Colombia se visualizan

oportunidades para evaluar el potencial, prin-

cipalmente en las Cuencas del Valle Medio y

el Catatumbo junto a socios estratégicos, de

manera de incrementar las reservas y pro-

ducción en este segmento. Habló de un plan

ambicioso de perforación de unos 200 pozos

entre 2014 y 2015 y de 400 pozos adicionales

en los siguientes cuatros años.

Raphael Altman, Unconventional Re-

sources Technical Leader, Schlumberger,

hizo referencia al manejo de la tecnología

para obtener una mayor comprensión de

los yacimientos no convencionales. El reto

-dijo- es aminorar la brecha de conocer más

estos reservorios antes de fracturarlos. “No

podemos aplicar la misma tecnología en un

yacimiento de shale que en otro. No hay dos

iguales”, explicó. Los yacimientos de este

tipo en Latinoamérica implican costos ope-

racionales elevados y una logística compleja,

por lo que el impulso de esta actividad será

mas lento que en Norteamérica.

Roberto Aguilera, Profesor en la Uni-

versidad de Calgary, concluyó que sin duda

hay una gran dotación de petróleo y gas

convencional y no convencional, así como

líquidos de gas natural en América Latina y

el mundo. Recomendó dedicarse activamen-

te a la investigación y el desarrollo de esta

dotación. Dijo que la piedra angular de los

proyectos de petróleo no convencional está

en ser comprender la roca.

PlENARIA 3: creando capital humano y tecnología para el desarrollo sostenible

Javier Alfredo Iguacel, Director Gerente,

Pluspetrol, apunto que en Argentina, “tenemos

el marco social, ambiental y técnico a punto

para avanzar en el desarrollo de no conven-

cionales. El desafío de vuelta es hacerlo bien

y apostar como ingenieros a que se haga bien,

que nuestras empresas le presten atención a

estas tres facetas”.

César A. Granados, Country Manager,

Venezuela - Trinidad&Tobago, Weatherford,

coincidió que mediante el desarrollo de la

tecnología es posible superar los desafíos

ambientales, de seguridad, reducir los costos

y aumentar la productividad, creando un ne-

gocio más rentable y sostenible.

Sebastian Valdivieso, Director de Opera-

ciones, Equitable Origin, llamó a enfocar los

Plenaria 3: César A. Granados, Country Manager, Venezuela - Trinidad&Tobago, Weatherford; María Cristina Bejarano, Unidad de Gestión Social, Ecopetrol; Javier Alfredo Iguacel, Director Gerente, Pluspetrol; Pedro Eitz, Chevron Latin America; José Luis Bashbush, México RTC Director, Schlumberger; y Sebastián Valdivieso, Director de Operaciones, Equitable Origin

Escenario

esfuerzos en tres pilares: el talento humano,

el desarrollo de capacidades locales y en una

gestión de proyectos que considere las mejores

prácticas y la tecnología de punta.


Las nuevas inversiones y oportunidades de desarrollo en el mercado energético

colombiano fueron discutidas durante el desarrollo de la agenda del Colombia Energy Summit, organizado por Latin Markets con el objetivo de hacer públicas las perspectivas de crecimiento del sector a partir de la óptica de destacados especialistas nacionales e inter-nacionales, promover estrategias e incentivar la inter-conectividad y colaboración.

El programa estuvo conformado por un total de once presentaciones y trece sesiones de panel que permitió a los participantes tener una visión ampliada del mercado. Los nuevos proyectos en marcha o en planifica-ción, al igual que las lecciones aprendidas en otros países, importantes de considerar para hacer frente a los principales desafíos en el sector petrolero, minero, energético, petro-químico, eléctrico, renovable, financiero, de riesgo y en materia legislativa.

Luis Giusti, Director General del Centro Latinoamericano de Energía, tuvo a cargo la apertura de la agenda, enfocando su inter-

Escenario

Los nuevos proyectos de expansión de energía en Colombia, con énfasis en las áreas de planificación, finanzas, operaciones, tecnología, infraestructura y construcción, fueron analizados en el marco de

esta cumbre que congregó a cerca de 400 participantes de diferentes nacionalidades y 65 expositores

Luis Giusti, Director General del Centro Latinoamericano de Energía, durante la apertura del evento

Javier Betancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH

vención en el análisis de las percepciones globales sobre el fin del petróleo, lo cual –dijo- no se concretará mientras haya inno-vación en tecnología aplicada. Citó el caso de Estados Unidos con el desarrollo de los no convenciona-les, experiencia que plantea un desafío para otras naciones con potencial en este tipo de recursos.

Tras compartir su análisis sobre los recursos de hidrocarburos a nivel global, Giusti concluyó que se debe dar una solu-ción al manejo de protocolos. “En Colombia existen excelentes condiciones para apostar por la exploración, pero debe afrontar de lleno diferentes retos”, acotó.

Indicadores, retos y oportunidades del sector de hidrocarburos colombiano

Este tema fue desarrollado por Javier Be-tancourt, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, quien reiteró que el principal objetivo es incrementar las reser-vas, en tanto constituyen retos apremiantes el relacionamiento con las comunidades y el desempeño ambiental, dado que la principal dificultad para los proyectos de explora-ción radica precisamente en las complejas realidades sociales y la desconfianza que la actividad genera en las comunidades.

Específicamente en materia de reservas, mencionó que en un escenario base, el país tiene el potencial de adicionar más de 9 mil

millones de barriles de crudo 12 Tera Pies Cúbicos de gas en los próximos 20 años. En el tema de recursos no convencionales, Colombia cuenta con siete cuencas de shale gas y shale oil, lo que lo ubica como el tercer país en Suramérica con mayor potencial en este tipo de recursos después de Argentina y Brasil. En cuanto a prospectividad 6 bloques fueron adjudicados en la Ronda Colombia 2012 y 18 bloques ofertados en la de este año.

En materia de Recursos Costa Afuera existen 19 bloques en exploración, 3 TEA’s y 16 de E&P ofertados en la Ronda 2014, los términos de referencias ofrecen mejores condiciones económicas. Mencionó un estudio de la Universidad Nacional de Co-lombia, según el cual el potencial de recursos costa afuera podrían multiplicar por seis las reservas de crudo y triplicar las de gas en territorio nacional.


Escenario

Este panel tuvo por objetivo incentivar la exploración y producción en Colombia en los recursos no descubiertos de gas, la incor-poración de recursos no convencionales en la matriz energética, shale plays y offshore.

El moderador fue Rafael Herz, Vice-presidente de Exploración de la Asociación Colombiana de Petróleo, ACP, y participa-ron como panelistas Luis A. Pacheco, VP Planning & IT de Pacific Rubiales Energy; Humberto Calderón Berti, Presidente de Vetra Energía; Ricardo Sarmiento, Vicepre-sidente de Assets and Delivery de Talisman Energy; y Diego Alfonso Carvajal, Vicepre-

Investigación y Desarrollo en gNl y glP

Mirada al sector de hidrocarburos en colombia, exploración y producción

Jorge Linero, Líder de Desarrollo, Equion Energy; Beatriz Herrera, Subdirectora de Hidrocarburos, UPME; Daniel Caicedo, CIPE; y Manuel Hernando Naranjo, Natural Gas Manager, Pacific Rubiales

Oscar Trujillo, Ocensa; Raymundo Sánchez, ATKearney; David Alfredo Riaño, TGI; y Carlos Alberto Vargas, Sociedad Colombiana de Geología

Este panel tuvo como norte mostrar nuevas tecnologías y proyectos sobre el gas natural licuado (GNL) y el gas líquido de petróleo (GLP), así como los desafíos y reservas existentes de GNL.

Al abordar el tema de “Inversiones y nue-vos desarrollos en Colombia GNL y GLP”, Beatriz Herrera, Subdirectora de Hidrocarbu-ros de UPME, concluyó que el esfuerzo explo-ratorio ha sido importante y ha aumentado la media de pozos de 120 a 150. Agregó que hay una expectativa de incremento en pre-cios futuros de gas natural y una demanda creciente de grandes obras de infraestructura en generación y transmisión de seguridad.

Por su parte Manuel Hernando Na-ranjo, Natural Gas Manager de Pacific Rubiales, presentó el proyecto de GNL. Explicó que existe un gran número de

reservas en el norte de Colombia que no se pueden aprovechar por el transporte y acceso restringido a mercados limitados, y que el mer-cado regional de energía depende de los combustibles líquidos. Se re-firió al proyecto Caribbean FLNG, que tiene una cadena regional de suministro que comienza por la licuefacción, el transporte marino y

El tema de los oleoductos del país fue de-batido en un panel por David Alfredo Riaño, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de TGI; Oscar Trujillo, Gerente General de Ocensa; y Raymundo Sánchez, Socio, ATKear-ney, quienes profundizaron en la realidad en materia de transporte de hidrocarburos, las oportunidades de crecimiento y perspectiva financiera, durante la sesión moderada por Carlos Vargas Jiménez, Presidente de la So-ciedad Colombiana de Geología.

Oscar Trujillo, Director General de Ocensa, destacó que su oleoducto es el

sidente de New Ventures de Canacol Energy.El sector de hidrocarburos en Colombia

creció 7% en 2013, superando el crecimien-to de toda la economía, sin embargo, en contraposición este año la producción se ha visto afectada por ataques a oleoductos y bloqueos, sin llegar a afectar a la explo-ración sísmica que sigue a buen ritmo y rompiendo récords en el primer semestre.

Rafael Herz presentó los retos explora-torios a mediano plazo para lo cual se deben impulsar las oportunidades en yacimientos no convencionales y en la exploración costa afuera con miras de ofrecer condiciones de

inversión ya que sí existe interés por parte de los inversores extranjeros. Los especia-listas concluyeron que se debe atender las condiciones de inversión, ya que la industria ha querido invertir en Colombia pero que no ha podido hacerlo por problemas de tiempo en licencias ambientales, consulta previa, falta de claridad regulatoria en tér-minos ambientales, entre otras condiciones. Asimismo el gobierno debe trabajar en estos puntos claves para viabilizar operaciones y se deben dar soluciones de orden público y conflictividad social, que van desde los ataques hasta temas de consulta previa.

Transporte, tuberías y refinerías

la regasificación; el LNG será transportado desde el campo la creciente por 88 kms de tubería hasta el puerto Morrosquillo y finalmente concluirá en el FLNG (Flota de Gas Natural Licuado). Será la primera planta flotante de licuefacción que aportará soluciones de regasificación a Panamá, Costa Rica, Aruba, Jamaica, República Dominicana y Aruba.

Jorge Linero, líder de Desarrollo de Equion Energy, explicó los avances alcan-zados por esta operadora, que destaca por ser el tercer productor privado de crudo, el segundo de gas natural y el primero de LPG a nivel regional. Reiteró la impor-tancia de la exploración y producción en GNL y GLP no sólo en Colombia si no en todo el continente.

más grande del país ya que tiene 836 km de tierra y 12 en alta mar, transportando el 59% del crudo que se produce en el país y el 54% del que se exporta por Coveñas. Dijo que desde hace 10 años no han tenido problemas de ataques contra su infraestructura. Señaló que existen muchas oportunidades de crecimiento pero que esto no es posible si no se enfrentan los retos sociales y ambientales que existen en todo el país. Para esto Ocensa se prepa-

ra operando con cuidado y precaución con el medio ambiente, fortaleciendo las relaciones con la comunidad.


Ronda colombia 2014

Administración Ambiental y Social

colombia, un excelente país para invertir

Escenario

Raymundo Sánchez, socio de ATKear-ney, explicó que la compañía ha prestado servicios en varias partes del mundo en transporte de gas y petróleo, desde y hacia la refinería. En materia de ductos de trans-porte, señaló que si bien la mayor parte de constructores e inversores se encuentran en los Estados Unidos, las regiones de

Mauricio Maldonado, ANLA; María Claudia Díaz, IPD Latin América; y Alpidio Godoy, Consejo Colombiano de Eficiencia Energética

Centroamérica y Suramérica tienen un gran mercado potencial. Aseguró que los inver-sores ven oportunidades en países como Colombia para aumentar su red y seguirse expandiendo en el resto del continente. Se-ñaló que la reestructuración de la planta de Barrancabermeja traerá cambios positivos en transporte y logística.

Nicolás Mejía, Vicepresidente de Asig-nación y Promoción de Áreas de la ANH, puso al tanto sobre la marcha de la Ronda Colombia 2014 proceso que ofrece 95 blo-ques, 58 convencionales continentales, 19 convencionales costa afuera, 18 de petróleo y gas en shales y se están definiendo para el segundo semestre del año los bloques no convencionales de gas asociados a mantos de

Este panel analizó el entorno socio am-biental en el que se desarrolla la industria, el rol de las comunidades en su interacción y las dinámicas contractuales a las que aspiran por el desarrollo de la actividad en el país. María Claudia Díaz de IPD Latin América, moderó la sesión en la que participaron Mauricio Mal-donado de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, y Alpidio Godoy, del Consejo Colombiano de Eficiencia Energética.

Maldonado dijo que considerar la vulnerabilidad en áreas en situación de conflicto, establecer el alcance de las cade-nas productivas y fortalecer los programas de acompañamiento, constituyen retos sociales mientras las lecciones aprendidas demuestran que las audiencias son una im-portante herramienta de participación para antes, durante y después del proyecto, y que existe la necesidad de establecer criterios y reglas de cooperación para los censos.

Alpidio Godoy, destacó el positivo impacto de la reforma de energías renova-

carbón (CBM). Dijo que hasta el momento 49 compañías han comprado el paquete de datos: 30 han adquirido los paquetes tipo I y II; 17 compañías los de tipo I, y dos com-pañías (Chevron y BP) los de tipo II.

Estados Unidos y Canadá son los paí-ses con mayor participación, resaltando igualmente el interés de 10 compañías sin operaciones en el país.

bles y de eficiencia energética colombiana aprobada el 13 de Mayo de 2014, que regula la integración de energías renovables no convencionales en el sistema energético nacional, lo que generará una independencia energética siendo un modelo sostenible y medioambiental. El experto puntualizó que la inestabilidad jurídica y la resistencia al cambio son las principales amenazas que existen para esta nueva regulación.

En el cierre de la jornada César Díaz Guerrero, Viceministro de Minas, destacó que las reservas de hidrocarburos crecieron en 2.86% y reiteró el compromiso del sector minero con los inversionistas. “Colombia ofrece las mejores condiciones para la in-versión en el sector minero energético, las oportunidades geológicas existen y sólo el

10% del país ha sido explorado”, afirmó.Aseguró que la competitividad del

sector sólo se podrá fortalecer a través de la asociatividad, orientados a consolidar una gestión que tiene como fin evitar accidentes y operar de forma ética, con las mejores prácticas de producción sin afectar el medio ambiente.


El GPS contó este año con más de 2.000 empresas expo-sitoras y más de 60.000 asis-

tentes en el Stampede Park de Calgary, en una jornada

conjunta con el SPE Heavy Oil Conference – Canadá, aten-

dida por más de 1.200 profe-sionales de la industria de los

hidrocarburosDave Hancock, Premier de Alberta, en la plenaria de apertura

La exploración y producción de petróleo pesado está experimentando constante-

mente una transformación de las tecnolo-gías que se utilizan ante los retos dinámicos que se plantean. La tercera edición del SPE Heavy Oil Conference-Canadá reunió a más de 1.200 profesionales que lideran esta industria para discutir el manejo de la inno-vación tecnológica y el futuro del petróleo pesado en Canadá. Su programa técnico multidisciplinario cubrió una amplia gama de temas relacionados con el petróleo pe-sado en un total de 22 sesiones.

Considerado como de los eventos de energía más grandes del mundo, en pa-rarelo, el GPS proporcionó acceso a una presentación dinámica de exposiciones en interiores y al aire libre por parte de empresas de más de 100 países que mos-

traron las últimas novedades, productos y servicios disponibles en el mercado energético internacional.

Fotos: Mirna Chacín


Escenario

John Hughes y Cory Fehr,

Integrity Insitu, Chestermere,

Canadá; Helge Haldorsen, 2015

SPE President y VP Strategy & Portfolio North

America Statoil; y Melissa Schluter,

SPE, Calgary

UN FUTURo DESAFIANTELas palabras de bienvenida al SPE

Heavy Oil Conference – Canadá fueron pro-nunciadas por Helge Haldorsen, 2015 SPE President y VP Strategy & Portfolio North America Statoil, seguido por Subodh Gupta, Program Committee Chairperson, Chief, Research & Development, Cenovus Energy.

La plenaria de apertura estuvo a cargo de Dave Hancock, Premier de Alberta, Pre-sidente del Consejo Ejecutivo y Ministro de Innovación y Educación Superior, quien citó que el futuro de la industria del crudo pesado sigue siendo desafiante como lo fue en el pasado. Uno de los recursos más valiosos de Canadá es el petróleo crudo, con 99% de todas las exportaciones de petróleo de la nación va hacia los Estados Unidos. Pero la clave para desbloquear es-tos recursos –dijo- está en la capacidad de seguir adelante a la espera de proyectos de transporte por tuberías.

Explicó que Alberta sigue enfrentando el desafío del acceso a los mercados debido a los problemas como la vasta geografía y las limitaciones de tubería. Los producto-res se ven obligados a aceptar crecientes

diferenciales de precios que significa que tienen que vender sus productos a un precio con descuento, lo que afecta no sólo a los productores, sino también a todos los pobla-dores, ya que también implica la reducción de las regalías pagadas a la provincia.

A pesar de los desafíos, Canadian As-sociation of Petroleum Producer, CAPP, espera un estimado de US$253.000 millones a invertir en nuevas capacidades de arenas petrolíferas en los próximos 25 años, e incre-mentar la producción a 3,7 millones bop/d.

“BEyoND hERE AND NoW”La mesa redonda “Más allá del aquí y

ahora” se centró en la superación de los retos actuales en la industria relacionada con la intensidad de la recuperación de petróleo, los impactos ambientales de la actividad y las condiciones del yacimiento cada vez más desafiantes.

Bajo la moderación de Dave Collyer, Presidente de CAPP, compartieron sus puntos de vista sobre el tema, John Bran-nan, EVP & COO, Cenovus Energy; Mike


Escenario

MacSween, EVP Major Projects, Suncor; Dan Domeracki, VP, Government and In-dustry Relations, Schlumberger; Jonathan Matthews, VP, Heavy Oil Technology Centre, Statoil Canadá; y James Cleland, Global General Manager, GE Heavy Oil Solutions. Todos pusieron en relieve las oportunidades para la innovación y la tecnología impulsada por el crecimiento debido al acceso limitado a los mercados y al mayor costo de desarrollo de proyectos en áreas remotas.

coNFERENcIAS lATINASDurante el Global Petroleum Show, La-

tinoamérica tuvo participación en una serie de conferencias a cargo de representantes de compañías petroleras y de gobierno con el objetivo de dar a conocer las oportunidades de inversión en hidrocarburos en algunos países de la región.

Carlos Mantilla, VP Contratos de Hidrocarburos, ANH; Margarita Villate, Dir. Ejecutiva Campetrol; Diana Sanclemente, Sanclemente Fernández Abogados; Fernando Vargas, Embajador de Canadá en Colombia; Lilia Manolova, Oficial de Inversión, Invest in Bogotá; Nicolás Lloreda, Embajador de Colombia en Canadá; Juan Vargas, Colombian Canadian Chamber Of Commerce; y Stephen P. Benoit, Export Development Canada

James Cleland, Global General Manager, GE Heavy Oil Solutions; Jonathan Matthews, VP, Heavy Oil Technology Centre, Statoil Canada; John Brannan, EVP & COO, Cenovus Energy; Mike MacSween, EVP Major Projects, Suncor; Dan Domeracki, VP, Government and Industry Relations, Schlumberger; Dave Collyer, Presidente de CAPP; y Subodh Gupta, SPE Heavy Oil Conference, Program Committee Chairperson - Chief, R&D, Cenovus Energy

José Bellina, Embajador de Perú en Canadá; junto a la delegación de Perupetro, representada por Oscar Miró-Quesada, Gerente de Promociones y Comunicaciones; y Carmen Gutiérrez, coordinadora del VIII Ingepet

Eduardo Achem, Coordinador de Geociencias de Gas y Petróleo del Neuquén

Carlos Mantilla, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la Agencia Nacional de Hidrocaburos dio detalles del avance de la “Ronda Colombia 2014, en la mirada de los inversionistas”. Mientras que Fernando Vargas, Embajador de Canadá en Colombia tuvo a cargo una conferencia sobre las mejores prácticas para hacer ne-gocios en Colombia.

También participó Lilia Manolova, Oficial de Inversión de Invest in Bogotá, agencia que agrupa a inversionistas públicos y privados y que trabaja para proyectar

Eduardo Achem, Coordinador de Geo-ciencias de Gas y Petróleo del Neuquén, compartió en Calgary una presentación sobre la Provincia de Neuquén “The deci-sion to grow with Energy”, en la que resaltó el potencial de esta provincia que alcanzó 100 años de producción de hidrocarburos, con una contribución en 2013 del 21% en la producción de petróleo de Argentina, y 44% del gas. Representantes de la compañía junior internacional Crown Point Energy profundizaron en el actractivo del país para el desarrollo de sus recursos de petróleo y gas convencional y no convencional.

internacionalmente a la ciudad de Bogotá. La representante enfatizó que la capital colombiana cuenta con las condiciones para convertirse en una importante hub de servicios de petróleo y gas, y que el país requerirá inversiones importantes en los sec-tores upstream, midstream y Downstream.

Hablaron ampliamente sobre las opor-tunidades de negocio en el sector de hidro-carburos de Perú, Oscar Miró-Quesada, Gerente de Promociones y Comunicaciones de Perúpetro y José Bellina, Embajador de Perú en Canadá.


Escenario

El grupo de profesionales de Jereh Group presente en el Global Petroleum Show, evento en el que exhibieron cinco de sus principales equipos para yacimientos petroleros y una serie de avanzados sistemas para simulación y adquisición de datos. Los equipos fueron en su totalidad adaptados específicamente para las condiciones de trabajo en Canadá

México estuvo representado en el GPS 2014 por su principal empresa estatal Pemex. Funcionarios compartieron información sobre los cambios que propone la Reforma Energética, proceso que incluye la posibilidad de realizar alianzas estratégicas

National Instruments mostró durante el GPS 2014 sus equipos de control y medición que incorporan tecnología de avanzada para todos los segmentos de la industria del petróleo y el gas. En su stand: Ash Beigi, Field Sales Engineer, Alberta; Gustavo Valdés, Americas Partners Marketing Manager

Hugo Martelli, Martelli Abogados; Guillermo Savasta, Desarrollo de Negocios, GyP del Neuquén; Pablo De Rosso y María José Machán, Martelli Abogados; Eduardo Achem, Coordinador de Geociencias, GyP del Neuquén; Lucrecia Frangella Saubidet, Martelli Abogados; y Benigno Rojas, Director Latin America, International and Intergovernmental Relations, Alberta Canadá


Tecnología

Indicador Integrado de Interés:

Por Martín Essenfeld, Consultor Internacional; y Omar Medina, PetroNova, Colombia

ResumenEn este trabajo se integran en una sola herramienta, distintos

segmentos para evaluar el “valor” de propiedades o parte de ellas,

las cuales tengan expectativas para la exploración y producción de

hidrocarburos.

Esta nueva herramienta fue desarrollada partiendo de procedi-

mientos presentados en el pasado por Medina (1), Yoris y Lugo (2)

y Essenfeld (3).

Luego de diseñarlo y desarrollarlo, el Algoritmo Integrador

de la información de Exploración, Producción e Información de

Campos Cercanos, se probó por métodos determinísticos y pro-

babilísticos.

A los resultados muy satisfactorios obtenidos en el pasado de las

pruebas de las herramientas de valoración de prospectos explora-

torios y de áreas de producción (por separado), se suman ahora las

pruebas de la nueva herramienta que se ha desarrollado: Indicador

Integrado de Interés.

El resultado de este esfuerzo de desarrollo se ofrece ahora a los

usuarios, para su aplicación confiable en la valoración de áreas de

interés exploratorio y de producción.

AntecedentesHistóricamente se han realizado esfuerzos muy serios por desarro-

llar herramientas que permitan jerarquizar la toma de decisiones desde

el punto de vista exploratorio. Medina (1) y Yoris y Lugo (2).

También, desde 1988 han habido esfuerzos importantes, en la

misma dirección, orientados hacia el desarrollo de herramientas

que permitan jerarquizar el “interés” o “valor” de paquetes de

trabajos a pozos, adquisición de áreas para explotación o revita-

lización, venta de participaciones para generar fondos o repartir

riesgos en Bloques Productores, y otras variantes, todo esto para

apoyar los procesos de toma de decisiones de distintos niveles de

importancia.

Es decir que, para decisiones de distintas escalas, el concepto de

“jerarquización sistemática” se ha utilizado para casos muy sencillos,

tales como elegir entre un simple reacondicionamiento u otro dentro

de la secuencia de trabajos disponibles a pozos, hasta el otro extremo

en una escala enorme de elegir o jerarquizar entre uno u otro Bloque

exploratorio, o decidir cuales sectores de Bloques Exploratorios “de-

volver” ante una situación de fondos limitados o la cercanía de las

fechas de expiración de las licencias, u otra serie de situaciones en las

que se requiere “jerarquizar opciones para tomar decisiones”.

Integración: objetivo del DesarrolloEl objetivo de este esfuerzo de investigación y desarrollo es utilizar lo

que ya se ha avanzado en el pasado en el tema de Indicador de Interés en

distintas áreas (exploración, desarrollo, y optimización de explotación)

a fin de avanzar hacia una nueva generación de Indicadores Integrados

de Interés (en lo adelante utilizando las siglas III). Es decir, se propone e

inicia el desarrollo y prueba de un prototipo de III.

El mismo incluirá lo más reciente logrado en las áreas de explora-

ción, desarrollo, producción y optimización de operaciones. En estas

cuatro áreas, se incluirá en la aplicación de la nueva herramienta el

manejo sistemático de la información disponible de campos o áreas

cercanas a la que se está evaluando.

Estructura del IIISe propone estructurar la herramienta en cuatro segmentos así:

Segmento 1 Exploración (EXPL)

Segmento 2 Producción (PROD)

Segmento 3 Campos o Producción Cercana (PROC)

Segmento 4 Integración (INTE)

Segmento Exploración (EXPL) Se revisaron en detalle las Referencias 1 y 2 (Medina, Yoris y

Lugo, respectivamente) sobre herramientas específicas para evalua-

ción y ranqueo en el segmento de riesgo exploratorio.

Se decidió, en esta oportunidad, utilizar para este Segmento 1 y

en este desarrollo, el trabajo de Medina. Esta decisión se tomó en

razón de su estructura sistemática, coherencia interna, facilidad de

comprensión/utilización, y facilidad de integración a otros Segmentos.

Del trabajo de Medina (1) se adoptó la estructura para este Segmento

Exploratorio.

Así, se proponen los siguientes cuatro Factores del Segmento Ex-

ploratorio:

•Carga (CG)

•Roca Recipiente/ Yacimiento (RY)

•Trampa (TR)

•Sello (SE)

En lo referente a Carga (CG), Medina (1) separa el factor carga

en dos elementos probabilísticos: Probabilidad de existencia de roca

madre y la Probabilidad de Migración Efectiva, con los siguientes

componentes:A) Probabilidad de existencia de Roca Madre•Espesor

•Extensión areal

•Nivel de contenido orgánico

•Madurez termal

•Tipo de hidrocarburo generado

B) Probabilidad de Migración Efectiva•Vías de migración

Nueva Herramienta para Asignar Valor a Áreas de Exploración y Producción de Hidrocarburos


Tecnología

•Sincronización entre migración y formación de la trampa

En lo referente a Roca Recipiente/Yacimiento (RY), Medina (1) lo

considera un solo segmento probabilístico (Probabilidad de Existencia

de Roca Recipiente Efectiva). Sin embargo, este segmento probabilís-

tico único debe reflejar a su vez los siguientes elementos subyacentes:

•Espesor del yacimiento

•Extensión areal

•Porosidad efectiva (capacidad de almacenamiento)

•Permeabilidad (capacidad de flujo)

En lo referente a Trampa (TR), se proponen los siguientes elementos:

•Definición de la trampa

•Cierre

•Capacidad de retención

•Retención post-entrampamiento

Finalmente, el Sello (SE) aunque es un solo elemento probabilísti-

co, debe considerar los siguientes factores:

Sello Vertical•Espesor del sello

•Extensión areal del sello

•Integridad del sello

Sello lateral (yuxtaposición favorable)

En resumen, el Segmento Exploración (EXPL) en este proyecto

de desarrollo del III queda conformado por los cuatro factores antes

indicados: Carga, Roca-Yacimiento, Trampa y Sello.

Segmento Producción (PROD)Se revisaron en detalle las Referencias 3 a la 6 sobre herramientas

específicas para evaluación y ranqueo en el segmento de producción

(PROD).

Factores del Segmento Producción (Opción 1) •Caracterización de los yacimientos del área

•Tamaño de la Base de Recursos

•Requerimientos para el desarrollo de reservas

•Perfiles de producción futura

•Costos de Inversión y Operación

•Requerimientos Tecnológicos

•Fortaleza y/o política de los Operadores

•Análisis Económico Consolidado

Cada uno de estos factores consta o se compone a su vez de un

grupo de “elementos individuales”.

Factores del Segmento de Producción (Opción 2) •Yacimientos Existentes

•Pozos Existentes

La Opción 2 constituye una ruta mucho más simple en el proceso

de asignación de “valor” dentro del Indicador III.

Segmento Campos o Producción Cercana (PROC) La inclusión de este Segmento (PROC) pretende vincular al área

sometida a evaluación con el Indicador, la información más relevante

que se conozca de áreas vecinas, preferiblemente productoras.

Este segmento debería incluir los siguientes factores:

•Distancia

•Calidad de campos cercanos

•Dificultades operacionales en campos cercanos

Este segmento pretende utilizar la información de campos cer-

canos para proyectar valor, positivo o negativo, hacia el área so-

metida a evaluación.

Segmento Integración (INTE) Una vez que se ha propuesto la arquitectura de tres segmentos

(Exploración, Producción y Campos Cercanos) para el Indicador, se

genera un algoritmo o sistema de algoritmos que debe permitir lo

siguiente al usuario:

•Asignar pesos a cada segmento del mismo

•Relacionar los segmentos entre sí

•Sugerir al usuario una escala de pesos por segmento

•Indicar una escala de puntaje que asigne valores numéricos al

Indicador

Algoritmo IntegradorSe plantea, en primera instancia, para el Indicador Integrado de

Interés, una expresión del siguiente tipo:

III = F1 (EXPL) + F2 (PROD) + F3 (PROC)….. (Ecuación 1)

Donde F1, F2 y F3 son los factores de peso expresados en frac-

ción (elegidos por el usuario de acuerdo al énfasis que desee dar a

ese segmento (EXPL, PROD, PROC) en la evaluación.

En principio:

F1 + F2 + F3 = 1.0………………………….…(Ecuación 2)

y por tanto:

F1= Fracción entre 0.0 y 1.0



Enfoque Probabilístico para las Variables EXPl, PRoD y PRocAunque se realice un análisis de la sensibilidad de los resultados

del Indicador (III) al variar los pesos que representan el interés o pre-

ferencia del usuario, ello se completa para poder concluir que el III

responde satisfactoriamente a cambios, aunque fueran menores o su-

tiles, a esos pesos como reflejo del usuario.

Sin embargo, se ha observado que, a todo evento, el interés o

preferencia del usuario se puede y debe definir con certeza antes de

utilizar el Indicador. Esto es, aunque luego se haga un análisis de sen-

sibilidad de los resultados, ante posibles variaciones menores.

No se puede decir lo mismo de los Segmentos EXPL, PROD y

PROC. Especialmente EXPL y PROD deben ser variables en el tiem-

po, a medida que se recaba mayor información sísmica, se perforan

pozos exploratorios, se completan como productores algunos pozos

designados originalmente exploratorios, y en general “maduran” las

áreas en lo que se refiere a su análisis.

Figura 1. Esquemático del Proceso de Estimación Probabilística del Indicador Integrado de Interés


Tecnología

Con la herramienta probabilística se evaluaron, por esa vía, seis Esce-

narios de Bloques Exploratorios y Productores, cuyas características

generales se indican a continuación:

• Excelente Bloque Exploratorio sin producción y con moderada

información cercana

• Bloque Exploratorio con producción y moderada información

cercana

• Bloque Exploratorio sin producción ni información cercana

• Bloque totalmente productor, con bajo potencial exploratorio

adicional y moderada información adicional y moderada infor-

mación cercana

• Bloque con valores intermedios en todos los segmentos

En la Tabla 1 se muestra la comparación de estos resultados pro-

babilísticos con los valores determinísticos:

• Excelente Bloque Exploratorio sin producción y con mode

rada Información cercana

• Bloque Exploratorio con producción y moderada informa-

ción cercana

• Bloque Exploratorio sin producción ni información cercana

• Bloque totalmente productor, con bajo potencial exploratorio

adicional y moderada información adicional y moderada infor-

mación cercana

• Bloque con valores intermedios en todos los segmentos

5. También se evaluaron en la modalidad probabilística y para análisis

de sensibilidad de los resultados, cinco series de variación de pesos

de Casos Base, para un total de 30 casos ejemplo.

6. Los resultados de la evaluación probabilística de esos 30 casos,

confirman que: una vez elegidas las distribuciones probabilísti-

cas que reflejan de manera certera las suposiciones o condiciones

utilizadas en el Análisis Determinístico del trabajo, los resultados

probabilísticos P50 del Indicador Integrado de Interés se compa-

ran muy favorablemente con los resultados determinísticos.

7. Se adelanta ahora la prueba y aplicación del Indicador Integrado

de Interés a una serie de Bloques de una extensa área con prospec-

tos exploratorios y alguna producción establecida dentro y fuera

de las áreas bajo evaluación. Se incluye en el trabajo en progreso,

la desagregación de los Bloques en Áreas Parciales dentro de cada

Bloque, a fin de evaluar al final su “valor absoluto y relativo den-

tro de cada Bloque”.

AgradecimientosLos autores reconocen y agradecen a los Ings. Javier Arana y

Camilo Hernández, por su colaboración en el desarrollo de la sec-

ción correspondiente a la evaluación probabilística de variables.

Igualmente se agradece el apoyo brindado en todo momento por

la empresa PetroNova Colombia.

Referencias1. Medina Omar. “Análisis de Riesgo Exploratorio” Comunicación

personal a Martín Essenfeld, Petronova Colombia – Bogotá (Co-

lombia), Diciembre 2012

2. Yoris Franklin, Lugo Jairo. “Características de la trampa

estratigráfica de Carbonera Basal en el sureste de los Llanos

Orientales”, Pacific Rubiales Energy – Bogotá (Colombia),

Septiembre 2009

3. Essenfeld Martín. “Indicador Cualitativo de Interés – Pruebas de

campo en Venezuela”. Petróleo Internacional – Caracas (Venezuela),

Enero 2006

4. Essenfeld Martín, Vera Luis. “Desarrollo de Indicadores Cuali-

tativos de Intereses para Localizaciones de Pozos de Desarrollo

y Trabajos RA/RC”, VII Jornada Técnica de Petróleos, Sociedad

Venezolana de Ingenieros de Petróleos – Puerto de la Cruz (Vene-

zuela), Junio 1989

5. Castillo Carla, Esssenfeld Martín, Trebolle R. “Desarrollo y Prueba

de una Metodología para incrementar la Producción en Áreas bajo

Convenio Operativo”. Trabajo especial de Grado, Universidad

Central de Venezuela – Enero 2002

6. “Indicador de Interés – Metodología y Manual de Operación”

EGEP Consultores S.A, Caracas (Venezuela) – Abril 2003

7. “Risk Analysis Simulation Using the Montecarlo Method”

Palisade Corporation, Abril 2003.

Como se observa, la comparación es muy favorable, lo que demues-

tra que se tiene ahora disponible una herramienta que permite evaluar

EXPL, PROD y PROC, con procedimientos probabilísticos que consi-

deran e incluyen (con la profundidad que desee el usuario) los distintos

factores que inciden sobre la valoración de estos segmentos.

conclusiones 1. Se concluye que se ha desarrollado, evaluado y probado una nue-

va herramienta integrada (Exploración, Producción e Informa-

ción de Áreas Cercanas) que se denomina Indicador Integrado

de Interés (III).

2. El mismo integra desarrollos pasados en el Área o Segmento Ex-

ploratorio (EXPL), Área o Segmento de Producción (PROD) y

Área o Segmento de Información de Producción de Áreas Cerca-

nas (PROC).

3. Adicionalmente, se ha probado exitosamente un procedimiento

probabilístico para estimar valores de EXPL, PROD y PROC, el

cual permite incluir para cada uno de ellos los factores individua-

les descritos en el trabajo.

4. Con la herramienta probabilística se evaluaron, por esa vía, seis

escenarios de Bloques Exploratorios y Productores, cuyas carac-

terísticas generales se indican a continuación:

Tabla 1. Resultados Determinísticos vs ProbabilísticosVALOR DEL INDICADOR INTEGRADO DE INTERÉS

F1 0.20Serie A

0.30Caso Base

0.40Serie B

0.50Serie C

0.60Serie D

0.70Serie E

Caso 4.2.1Determinístico 100 140 180 220 260 300Probabilístico 109 146 182 218 254 290






Tecnología

El requisito básico de la tecnología de construcción de pozos petro-

leros, es el de proporcionar acceso seguro y económico a las formaciones geológicas del subsuelo para evaluar y/o optimizar su potencial de producción o para producir el recurso existente allí. Esto se ha reforzado por el hecho de que los recursos de petróleo y gas se encuen-tran ahora en yacimientos con un alto grado de agotamiento o en ambientes de perforación difíciles, como el Golfo de México o los yacimientos presalinos costa afuera de Brasil.

No pretende el presente artículo hacer referencia a todas las tecnolo-gías emergentes en materia de cons-trucción de pozos, porque resultaría muy extenso y por habernos referido a algunas de ellas en publicaciones anteriores de Petroleum, como la tecnología de pozos multilaterales, completaciones inteligentes, etc.

Nos referiremos en esta oportuni-dad a las tecnologías de alto impacto, susceptibles de ser comercializadas o masificado su uso en los próximos años,

Tecnologías Emergentes en la construcción de Pozos Petroleros

Dentro de la amplia gama de tecnologías emergentes para la construcción de pozos, en este trabajo se mencionan algunas de alto impacto como la perforación con el revestidor, los

sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles

Edmundo E. Ramírez, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum

en inglés). Se usa normalmente en aguas de una profundidad mayor a 5000 pies y también en pozos en tierra de gran profundidad.

Se trata de no usar la misma densidad de fluido de perforación desde el tope hasta el fondo del pozo, lo cual permite obtener las siguientes ventajas:a. Se puede llegar a mayor profundidad,

sin exponer la formación a altas presio-nes de la columna del lodo de perfora-ción, con menor número de revestidores

b. Reducción de la capacidad de los taladros en la perforación en aguas profundas

c. Reducción de las pérdidas de lodo d. Reducción del tiempo improductivo.

del pozo, mayor seguridad en su posiciona-miento y menores costos. Su éxito ha llevado su uso hasta en la perforación direccional.

Debe mencionarse que esta tecnología fue probada con éxito en Venezuela, en La Vela de Coro, para minimizar riesgos durante la perforación de hoyos en las zonas de gas somero, porque este proceso es especialmente útil en la perforación de zonas blandas con diámetros de revestidores grandes, en los cuales se pueden igualar fá-cilmente las tasas de penetración obtenidas mediante la perforación convencional y las ventajas en el ahorro de manejo de tuberías.

Aunque se puede usar ensamblajes de fondo (BHA) recuperables y no recupe-

rables, en la Vela de Coro se utilizó este último, también mechas PDC perforables y sistema CDS (Casing Drive System) para el apriete de la tubería de revestimiento; fueron tres factores fundamentales en el éxito de la perforación con el revestidor en la Vela de Coro.

Sistemas de perforación de doble gradiente

Uno de los tantos retos que enfren-ta la perforación de pozos en aguas profundas, es la limitada ventana que existe entre la presión de la formación y su presión de fractura. Esto hace absolutamente crítica la necesidad de que el gradiente de presión del fluido de perforación para controlar la presión de la formación, no conlleve a su fractura.

Tal vez una de los retos más im-portantes en el área de tecnologías de alto costo para enfrentar los desafíos de perforación de pozos en aguas profundas, que tiene la industria, es el desarrollo de sistemas de perforación de doble gradiente (DGDS, por sus siglas

como la perforación con el revestidor, los sistemas de doble gradiente y el uso de las tuberías expandibles.

Perforación con el revestidorPerforar el pozo con la tubería de

revestimiento, en lugar de hacerlo con la sarta de perforación convencional, elimina la necesidad de sacar esta sarta, para luego bajar la tubería de revestimiento. Además reduce las pérdidas de circulación, mejora el control del pozo, y reduce el tiempo no productivo del equipo de perforación.

Al mismo tiempo disminuye el riesgo de desviaciones no programadas o atascamiento de tuberías, menos viajes de entrada y salida


Tecnología

Tipos de DgDSComo se mencionó en el DGDS,

el pozo se perfora con gradientes de fluido diferentes en el espacio anular. La manera como esto se logra depende del entorno operativo. En todos los casos el objetivo es lograr el ajuste de la presión del fondo del pozo dentro de un rango predeterminado sin cambiar la base ni el peso del fluido de perforación.

Existe una tecnología en desarro-llo, con mucha tendencia a exten-derse, que consiste en el bombeo de aditivos sólidos livianos (LWSA´s por sus siglas en inglés), en la línea de lodo, utilizando un equipo mínimo y reduciendo riesgos en la operación. Los LWSA´s utilizados hasta la fecha consisten en esferas de vidrio y de polímeros. Mostramos a continuación la configuración de esta operación.

Como lo hemos mencionado un importante uso del DGDS, es el ahorro de sartas de tuberías de revestimiento y por tanto la posibilidad de llegar con un diámetro mayor a la profundidad

final, tal como lo mostramos en las siguientes gráficas.

Tubulares expandiblesUna de las novedades más interesan-

tes en la última década en la industria petrolera ha sido las tuberías expandi-bles porque ofrecen la posibilidad de construir un pozo de un solo diámetro o un “ monoborehole” (por sus siglas en inglés) y el diámetro final del pozo no está limitado por el diámetro inicial del pozo. Como resultado, el enfoque en los tubulares se ha concentrado en los revestidores expandibles. Grandes compañías de servicio han unificado esfuerzos en la comercialización de este tipo de tubería.

El revestimiento de producción se puede correr y expandir sin limitaciones por el diámetro del revestidor anterior. Zonas de pérdida de circulación, lutitas hinchables y otros problemas de perfo-ración se pueden controlar con estas tu-berías, según sea necesario, sin poner en riesgo la profundidad total planificada.


SHA

Según la Agencia de Protección Am-biental de EE.UU. (EPA, por sus siglas

en inglés), cada año se reportan de 1.800 a 2.400 derrames de petróleo, generados por diversas fuentes, entre las cuales encontra-mos fugas en tanques de almacenamiento, derrames ocurridos en el proceso de pro-ducción y accidentes durante el transporte del material, entre otros. Esto equivale a millones de galones de contaminantes que inundan el ambiente cada año.

La frecuencia de los derrames ha au-mentado de forma alarmante durante las últimas décadas, pasando de 2.900 barriles de petróleo y otros productos químicos tóxicos derramados en 1980 a más de 4.400 barriles en 1990. Sólo en Estados Unidos, durante los primeros cinco meses de 2013, se documentaron tres grandes derrames.

A medida que crece la demanda de ener-gía, se prevé que la producción de petróleo aumente en todo el mundo. Con ricos depó-sitos en toda la región, América Latina tiene el 20% de las reservas mundiales de petróleo. Se espera que la región, que ya es líder en la producción de petróleo, sume alrededor de 7.5 billones de barriles al día, duplicando los resultados actuales de aquí al 2025.

Plan de Seis Pasos Plan de Seis Pasos para una Remediación Ambiental Exitosapara una Remediación Ambiental Exitosa

Una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa

Por María Gabriela Requiz, Consultora Ambiental, Vepica

A pesar de un riguroso control y avan-zados métodos de extracción, se presentan fallas en los equipos, los pozos tienen fugas, las tuberías se fracturan y los derrames ocurren. Sólo en Venezuela para el 2011, fueron documentados 4.052 derrames de petróleo y otras descargas de sustancias químicas en aguas superficiales, aguas subterráneas y suelo, un aumento de más del 69% respecto al año anterior.

En respuesta, el personal del área am-biental de Vepica, en base a su experien-cia de primera mano y la experiencia de nuestros ingenieros, desarrolló un plan de seis pasos para usarse como una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa.

PASo 1: Evaluación PreliminarEste es el punto de partida. Se reco-

pila información del sitio y se analiza. Se identifican lagunas o falta de información. Se trata de un estudio teórico; un procedi-miento de revisión de todos los documentos disponibles relacionados con el sitio. Esto incluye la revisión de la historia y antece-dentes del sitio, la geología e hidrogeología del sitio, así como fotografías aéreas. Tam-bién se debe revisar la legislación nacional

e internacional aplicable. El resultado de este primer paso es el plan de remediación preliminar, que se puede ajustar a medida que avance el plan. PASo 2: caracterización del sitio

Este segundo paso, denominado Eva-luación Ambiental del Sitio (ESA, por sus siglas en inglés) Fase I, consiste en entrevistar a los propietarios, a los entes involucrados, vecinos y representantes de alcaldías. La caracterización del sitio complementa, y en algunos casos verifi-ca, la información obtenida a través de la evaluación preliminar. Al terminar la Fase I, inicia una Fase II de la ESA. En la mayoría de los casos se trata de un estudio de muestra de gases del suelo, que es un método de inspección para la detección de compuestos orgánicos volátiles (COV) - el grupo más abundante de compuestos contaminantes de las aguas subterráneas.

Si la conclusión de esta evaluación in-dica una elevada posibilidad de encontrar contaminantes en el suelo y en las aguas subterráneas, el siguiente paso es la insta-lación de pozos de monitoreo. Durante este proceso son captadas muestras de suelo y aguas subterráneas para determinar la con-centración de contaminantes. Los resultados obtenidos a partir de la instalación de los pozos de monitoreo permiten identificar el tipo y concentración de los contaminantes presentes, la extensión del área afectada y la dirección del flujo subterráneo del agua. Esta información es la clave para el desa-rrollo de la estrategia de remediación que se menciona a continuación, lo cual permite estimar el tiempo y el costo de la limpieza.

PASo 3: Desarrollo de la estrategia de remediación

En este punto, el equipo de remediación evalúa las posibles tecnologías de limpieza a utilizar, teniendo en cuenta todas las va-

Derrame de petróleo en una refinería de Venezuela (2011)


SHA

riables. Estas variables incluyen el tipo y concentración de contaminantes, el tamaño del área afectada, la accesibilidad al sitio y uso de la tierra. El uso de la tierra es la variable más importante, ya que indica los valores de limpieza que se deben alcanzar.

Las tecnologías y metodologías que se aplican con mayor frecuencia en las estra-tegias de remediación consisten en sistemas de bombeo y tratamiento, la remoción de tanque de almacenamiento subterráneo, equipos de extracción de vapores del suelo (SVE, por sus siglas en inglés), inyección de aire, bioremediación, entre otros.

PASo 4: Implementación de la tecnolo-gía de remediación

Un sistema de bombeo y tratamiento es el sistema de recuperación de producto li-bre (contaminante) mayormente utilizado. El cual es instalado en un pozo de recupe-ración, que consta de una tubería ranurada, que se extiende desde el límite superior del producto flotante hasta por debajo del nivel acuífero. En este se coloca una bomba de succión de tal manera que pueda bombear el agua y a la vez el producto. Estos siste-mas son relativamente económicos y fáciles de operar, sin embargo pueden introducir compuestos orgánicos solubles al agua durante el proceso de extracción, por eso en ocasiones es necesario un sistema de tratamiento de agua.

las burbujas de aire aceleren el proceso de remoción de los compuestos orgánicos volátiles que se encuentran solubilizados en el agua subterránea y en los espacios intersticiales del suelo, para luego ser recuperados por el sistema SVE.

Sistema de bombeo y tratamientoCortesía de Contaminant Hydrogeology por C.W. Fetter

El suelo contaminado con compues-tos orgánicos volátiles (COV) puede ser remediado utilizando un SVE. Este pro-ceso es análogo al sistema de bombeo y tratamiento para las aguas subterráneas y funciona mediante el movimiento de aire a través del área de contaminación en la zona denominada no saturada, que es el área entre el nivel acuífero y la superficie. El contaminante se moviliza con el aire y se retira, de manera similar al agua en movimiento a través de un acuífero, el aire fluirá naturalmente a través de los materiales más permeables y pasará por alto las zonas de baja permeabilidad. Es importante tener en cuenta los vapores de hidrocarburos que migran a través del suelo y se acumulan en los sótanos, donde podrían incendiarse o explotar.

En algunos casos, se instala un sistema de SVE junto con un sistema de inyección de aire para acelerar el proceso de reme-diación. El aire se inyecta en el acuífero a través de un tubo de perforación que se encuentra debajo de la zona de contamina-ción del agua subterránea. La idea es que

Extracción de vapor del suelo (SVE) e Inyección de aireCortesía de Contaminant Hydrogeology por C.W. Fetter


SHA

Un ejemplo de cómo se utilizan estas tecnologías sucedió durante los estudios preliminares para la construcción de una segunda línea del sistema metro en Caracas, Venezuela. Durante los estudios realizados por los técnicos especializados, se encon-traron con que varias estaciones de servicio presentaban derrames de gasolina en el suelo, a lo largo de la ruta sobre la cual se iba a construir la línea subterránea del metro. Expertos en remediación instalaron sistemas SVE para reducir la concentración de COV y evitar explosiones potenciales, es-pecialmente cuando la máquina perforadora pasara a través de esa área. Finalmente, la remediación fue exitosa y el túnel se terminó a tiempo, sin incidentes.

PASo 5: Remediación y mitigaciónPor lo general, la etapa más larga y más

costosa, este paso implica la operación y mantenimiento del sistema de remediación instalado. También incluye actividades de monitoreo a lo largo del tiempo. La remediación y la mitigación incluyen la operación del equipo junto con la detección de las variaciones de las concentraciones de contaminantes, que por lo general se monitorea mediante el análisis de muestras de aguas subterráneas y/o del suelo.

Los cambios en la concentración de contaminantes en el sitio podrían indicar el agotamiento de la fuente, rebote o efectos estacionales creados por períodos lluvio-sos y secos. Todos estos factores se deben evaluar con el fin de identificar posibles problemas durante el proceso de remedia-ción y para poder hacer modificaciones y optimizar las actividades de saneamiento. La supervisión de estos cambios también garantiza que el equipo está operando de acuerdo con las especificaciones y ayuda a determinar si se necesitan aportes econó-micos adicionales.

PASo 6: Reurbanización / Reutilización del Sitio

Con la limpieza completa, el dueño del sitio y/o los entes involucrados pue-den analizar todos los datos obtenidos durante los primeros cinco pasos para empezar a planear la remodelación o reutilización del área remediada. Sin embargo, es importante mencionar que no se puede hacer modificación alguna

al sitio hasta que se obtenga la liberación o declaración de limpieza absoluta del sitio. En algunos casos esta autorización legal la otorga el Ministerio del Medio Ambiente, y/o en algunos casos, el ayun-tamiento local o tribunales municipales. En nuestra experiencia, la mayoría de los sitios remediados quedan abandonados o utilizados con fines recreativos (construc-ción de canchas deportivas).

Como ejemplo de una limpieza exitosa, en un pequeño pueblo al sur de Caracas, Venezuela, en una estación de servicio, uno de los tanques de almacenamiento subterráneo presentó fugas, se derramaron alrededor de 3.300 galones (12.500 litros) de combustible en el subsuelo. Debido a la topografía local, la gasolina comenzó a in-filtrarse en dos terrenos del pueblo situados a menos de 500 metros gradiente abajo de la estación. En una de las propiedades, el producto químico apareció sobrenadante en el suelo cuando este estaba siendo pre-parando para la siembra de cultivos. En la otra casa, ubicada al frente de la primera, los olores de la gasolina comenzaron a impregnar el cuarto de baño. Unos días más tarde, la gasolina flotaba visiblemente sobre el agua del inodoro.

La estrategia de remediación inicio con la ejecución de una Fase I, mediante un es-tudio de gases en suelo, fueron perforados más de 30 puntos. Con base en los resul-tados obtenidos, se instalaron 65 pozos de monitoreo en toda la ciudad.

Fue instalado un sistema SVE en la primera casa junto con un sistema de bombeo para recuperar el producto libre. La segunda casa fue demolida y los pro-pietarios fueron trasladados a otra casa local. Dentro de las áreas contaminadas, el producto libre se recuperó mediante pozos de recuperación de forma manual. El proceso de remediación tuvo una duración de cinco años, en el cual fueron realizados muestreos de aguas subterránea semestral, como parte del plan de monitoreo.

El sistema SVE funcionó de forma continua durante 12 meses. Después del primer año, la operación se redujo a cada dos semanas, hasta que la concentración de COV fue inferior a 100 ppm. Se recu-peraron aproximadamente 2.200 galones (8.330 litros) de gasolina. El área donde alguna vez estuvo la casa demolida se

usó para construir una cancha de balon-cesto. En cambio en la primera casa, el propietario esperó un año más, a que la atenuación natural completara el proceso de remediación.

ResumenEste plan de seis pasos ha demostrado

ser muy exitoso en la rehabilitación de sitios que han sido contaminados para que puedan ser reutilizados o para modificar su uso. Aún así, la mejor estrategia de remediación siempre se basa en la pre-vención. ¿Es posible lograrlo con el alto índice de actividad de producción en todo el mundo en los próximos años? Creemos que sí. Se requiere conciencia ambiental, la cual debe ser incluida durante la fase de diseño y planificación de la construcción de cualquier sitio donde se va a procesar o manipular sustancias químicas, incluyendo estaciones de gasolina, refinerías, sitios de almacenamiento de productos químicos y otras instalaciones.

Al tener en cuenta los criterios am-bientales en las primeras etapas de la ingeniería para cualquier sitio y mediante la inclusión de medidas de contingencia para contención de derrames de contami-nantes, los propietarios y administradores de proyectos pueden minimizar las proba-bilidades de derrames, fugas, fracturas de tuberías u otros accidentes.

Sin embargo, si ocurre un derrame y se hace necesaria la limpieza, estos seis pasos garantizarán que el sitio sea recuperado.

María Gabriela Requiz es Consultora Am-

biental en Consultoría Ambiental de Vepica,

líder mundial en ingeniería ambiental y

consultoría para la industria energética.

Mayor información: www.vepica.com/

servicios_ambiente.html


Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos

Calendario

01 - 03 JulioIV congreso Integral de

hidrocarburos - XXIV Exposición latinoamericana del Petróleo

Maracaibo, Venezuelawww.grupobgdeventos.com/laps-2014

23 - 25 Juliocolombia Investmentconference oil & gasCartagena, Colombia

[email protected]

20 - 21 Agosto7mo. congreso Internacional Bolivia gas & Energía 2014

Santa Cruz, Boliviawww.boliviagasenergia.comMedia Partner

04 - 07 NoviembreExpo oil & gas 2014

Bogotá, Colombiawww.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

2 0 1 4 2 0 1 4

23 – 24 Julio - campos Maduros Argentina 2014Buenos Aires, Argentina - www.campos-maduros-argentina-2014.com

09 – 10 Julio - 8th Andean Energy SummitBogotá, Colombia - www.andeanenergysummit.com

20 – 22 Agosto - NAPE 2014 South ExpoHouston, USA - www.napeexpo.com

01 – 03 Septiembre - 20th latin oil WeekRío de Janeiro, Brasil - www.globalpacificpartners.com/events

10 – 11 Septiembre - SPE Deepwater Drilling and completions conferenceGalveston, USA - www.spe.org

10 – 11 Septiembre - Mexico Energy SummitMéxico, D.F., México - www.latinmarkets.org/forums/mexico-energy-summit/

11 – 12 Septiembre - SPE Integrated Intelligent completionsRío de Janeiro, Brasil - www.spe.org/events/14ario

15 – 18 Septiembre - Rio oil & gas Expo and conferenceRío de Janeiro, Brasil - www.ibp.org.br

16 – 17 Septiembre - 2014 IADc Advanced Rig Technology conference & Exhibition - Galveston, USAwww.iadc.org

11 – 15 Agosto - XI Semana Técnica de geología Universidad Industrial de Santander - Bucaramanga, Colombia www.semanageologiauis.wix.com/xisemanageologiauis

11 – 16 Agosto - XXXIV convención Panamericana de Asociaciones de Ingeniería - UPADI Bolivia 2014Santa Cruz de la Sierra, Bolivia - www.upadibolivia2014.com

26 - 27 AgostoI Simposio latinoamericano de Talento humano y gestión del conocimiento en la Industria

de Petróleo y gasLima, Perúwww.arpel.org

25 – 27 Agosto - Unconventional Resources Technology conference - URTec Denver, USA - www.urtec.org


Warehouse

El desarrollo tecnológico de sistemas de conexión eléctrica a nivel mundial ha

evolucionado en los últimos 35 años para hacerse presente de forma activa en el siglo XXI en el cumplimiento de los niveles de confiabilidad exigida en la operación de los sistemas dinámicos de energía.

Los sistemas Blindobarras han probado su eficiencia y efectividad en la prevención y eliminación de fallas y costos de mante-nimiento asociados a sistemas convencio-nales. Esta tecnología es comercializada en Colombia por la empresa Blindobarras LLC, registrada en Bogotá y asociada con aliados nacionales e internacionales.

César Jiménez, Gerente General de la firma, destaca que la propuesta de valor de la compañía se centra en diseñar, fabricar, instalar y habilitar soluciones para todas las

Blindobarras, una conexión eléctrica inteligente que potencia la confiabilidad operacional El novedoso sistema de distribución eléctrica presente en Colombia por más de 8 años, permite una distribución más eficiente, sencilla y económica

necesidades de conexión eléctrica tanto en el sector residencial, comercial e industrial, incluyendo la Industria Petrolera. Dentro de esta propuesta, ya presente en Colombia, Perú, México, Ecuador y Venezuela, se han instalado más de 500 sistemas de capaci-dades por encima de los 5000 amperios.

La fabricación de las blindobarras la realiza la internacional Wetown-China, ex-pertos mundiales en el diseño y construcción de dichos sistemas, cuya calidad cuenta con las certificaciones emitidas por las organiza-ciones KEMA (DEKRA), OSHRAM, CIDET e ISO, entre otras, validadas por el Ministerio de Minas y Energía y la Superintendencia de Industria y Comercio Colombiano.

Las blindobarras son 100% reutiliza-bles, garantizan una mejor regulación y baja caída de tensión, mínimo tiempo de instala-

ción y de mantenimiento, y un alto grado de seguridad. Cuando se utilizan las barras apropiadas en un diseño eléctrico las posi-bilidades de fallas, incluyendo incendios, se reducen al mínimo en comparación con sistemas tradicionales. “Nuestros diseños son más compactos, livianos, robustos y fácil de instalar”.

Blindo Service, Blindo Meter y Blindo Breaker, son algunos de los sistemas dispo-nibles para la construcción y mantenimiento de redes de distribución, redes compactas y líneas energizadas; instalación de alum-brado público con medición inteligente; así como la comercialización y suministro de productos eléctricos y telefónicos de calidad mundial, entre otros.

Información y contacto: www.Blindo-barras.com; [email protected]


Como todo país en el mundo, Chile ha

buscado y busca planificar una ecuación

ideal en su sector energético. Es decir, contar

con una matriz energética diversificada, con

seguridad de abastecimiento, con precios com-

petitivos, introduciendo energías renovables

menos contaminantes e impactando lo menos

posible el medio ambiente en los desarrollos

energéticos propios. La fuerte contaminación

ambiental en su capital Santiago es un tema

que pesa en esta planificación.

gas de Argentina y cortesChile es un país deficitario en recursos

energéticos y con escasos desarrollos pro-

pios. En el sector de generación eléctrica,

apostó por gas natural de Argentina para

complementar generación hidráulica propia

y así desplazar a los más contaminantes y

costosos derivados del petróleo y también al

más contaminante carbón.

También apostó al gas natural de Argenti-

na para reemplazar contaminantes y costosos

derivados del petróleo en su sector industrial,

comercial y al GLP en el sector doméstico y

finalmente para tratar de convertir algo del

parque de transporte a GNV.

Seguramente también pretendía introducir

paulatinamente energías renovables, que no

estaban con mucha fuerza en esa época en el

radar del planeta. Chile había construido una

senda hacia una ecuación ideal en su matriz

energética.

Aconteció lo que todos sabemos. Los

múltiples gasoductos construidos desde Ar-

gentina al sur, centro y norte del Chile fueron

Si los proyectos de carbón no se desarrollan y los de agua se postergan aun más, a Chile no le queda mas que apostar por más gas natural que debe venir vía GNL

quedando vacíos y Chile tuvo que hacer un

viraje muy rápido de vuelta a los derivados

del petróleo y comenzar la búsqueda de GNL

en el mercado global. Abastecimiento de gas

natural de los vecinos Perú y Bolivia eran y

son socialmente y geopolíticamente inviables.

Impacto de los precios del petróleoPero, el golpe a Chile fue doble, debido

a que mientras los cortes de gas natural se

fueron incrementando a partir del 2002, los

precios del petróleo y sus derivados se incre-

mentaron de 25 a 30 USD/barril hasta 140

USD/barril el 2008. Desde entonces el precio

del petróleo se ha estabilizado alrededor de

100 USD/barril.

Mientras los precios del petróleo subían,

las energías renovables como el biodiesel y

las intermitentes solar y eólica sobre todo, se

posicionaban como alternativa. Estas ener-

gías aun muy costosas, surgieron con muy

fuerte impulso en Europa y desde Europa

hacia Latino América, y a Chile por supuesto.

Desde la crisis económica en Europa y con la

aparición en escena del shale gas en USA, los

fuertes impulsos hacia energías renovables

han amainado bastante, incluyendo en el viejo

continente.

Otro hecho que impacta a Chile es el ma-

remoto en Fukushima, que detiene planes nu-

cleares a nivel global y hace crecer la demanda

de GNL, principalmente en Asia, con un muy

fuerte impacto en el precio del commodity y

en sus precios spot.

Es en este escenario es que se encuentra

Chile. Lo que es peor, su sociedad no concibe

proyectos nucleares y rechaza fuertemente los

proyectos a carbón. Los proyectos hidráulicos

están en el sur, para los cuales también existe

una muy fuerte oposición ambiental para las

centrales y la transmisión.

La sociedad demanda energías limpias

renovables, que son más costosas e inter-

mitentes, pero que no son masivas para

las necesidades del país. Un poco al estilo

Europa. Empero las empresas industriales y

mineras, así como los sucesivos gobiernos de

turno quieren energía muy competitiva para

reactivar la economía y no necesariamente

la más limpia o renovable.

Si los proyectos de carbón no se desarro-

llan y los de agua se postergan aun más, a

Chile no le queda mas que apostar por más

gas natural y que debe venir vía GNL de varios

lugares del planeta.

Muchas voces se escuchan que señalan que

las futuras plantas de licuefacción en Norte

América son una solución para la dinámica

chilena. Desde el punto de vista de seguridad

de abastecimiento esto es totalmente cierto.

Pero en cuanto a precios, se debe competir

por el GNL con los mercados asiáticos y

europeos que son un mercado esponja para

el gas natural.

Al igual que Argentina, Brasil, Uruguay y

próximamente Colombia, Chile es un tomador

de precios y está a merced de los mercados

internacionales. Solo queda pedir que la oferta

de Australia, de Rusia, de Catar y de Norte

América este por encima de la demanda, para

que los precios de GNL en Chile y América

del Sur sean más bajos.

Chile también podría acceder más ade-

lante a energía eléctrica generada en el sur

de Perú a partir del Gasoducto Sur Peruano,

pero que seguramente estará vinculada a pre-

cios de oportunidad de generación eléctrica

en Chile, y de ninguna manera será energía

competitiva.

Solo proyectos de agua y complementa-

rio carbón podrán solucionar la competiti-

vidad en los precios de energía, pero hasta

el momento son socialmente inaceptables.

Este es el laberinto energético en el que se

encuentra Chile.

* Actual Socio Director de Gas Energy y

Drillinginfo

Última Página

laberintoEnergético en Chile

Álvaro Ríos Roca*


FE DE ERRATAS En la Pág. 22 de la

edición Junio 2014 / Petroleum 293, donde

dice “Pemex es la empresa de mayor pro-

ducción en aguas profundas”, debió decir

“Pemex es la empresa de mayor producción

en aguas someras”.

Documents

Julio 2014 - Petroleum 294