Junio 2010 - Petroleum 245

JUNIO 2010 / No 245 / Petroleum 1

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Portada:

JUNIO 2010Año 26, Núm. 245

L a R e v i s t a P e t r o l e r a d e A m é r i c a L a t i n aLa plataforma semisumergible “Aban Pearl”, que operaba Pdvsa como parte de su proyecto gasífero

Mariscal Sucre, se hundió en aguas del mar Caribe tras una falla en su sistema de flotación, sin ocasionar pérdidas humanas ni daños al medio ambiente. (Foto: Cortesía Fairmount Marine)

Caracterizada por el balance de temas relacionados con la tecnología, los negocios y asuntos regulatorios en la industria de E&P costafuera, la OTC mantuvo su tradición como el espacio más importante para la presentación de revolucionarias tecnologías para el sector

E & P

Renovado entusiasmo en el sector offshore

Esquema del Método SAGD26

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20 Riesgos y recompensas a grandes profundidades

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IN SITUIV Seminario Técnico Internacional de AVGAL En el marco de la celebración de su décimo aniversario la Asociación Venezolana de Galvanizadores realizó en Caracas el Seminario “Impacto y Control de la Corrosión en Infraestructuras y Edificaciones”. Expertos en el tema de corrosión reafirmaron la urgencia de preservar el patrimonio público y privado del país

Powerwave, tecnología que incrementa la recuperación y extiende la vida de los campos abandonadosPerú reanuda licitación de áreas de hidrocarburos

Tomás Primitivo Bustos Cruz, Schlumberger En las arenas petrolíferas de Venezuela, la producción in-situ expone a la formación a cambios de temperatura, presión y volumen, que a su vez someten a la roca a ciertos esfuerzos, aumentando potencialmente la productividad o socavando la integridad de la formación

El incidente petrolero ocurrido con la explosión de la plataforma Deepwater Horizon ha puesto la mirada en los riesgos de las operaciones petroleras en alta mar a grandes profundidades, así como la efectividad de las respuestas ante emergencias

Deepwater Horizon

Optimización de los diseños de proyectos garantizando la integridad de la roca sello en los yacimientos de arenas petrolíferas de Venezuela

Contratos de E&P de Hidrocarburos en Suramérica – Parte ICompartimos la primera parte de la síntesis del documento original publicado por la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, que aporta una completa visión sobre el perfil de los contratos de E&P vigentes en varios países de la región

ESCENARIO

TECNOLOGÍA

ÚLTIMA PAGINAArranca nueva etapa en la FPO

REPORTE

OTC 2010

Las recién creadas empresas mixtas Petrocarabobo y Petroindepencia, que operarán en el área Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco, producirán 800.000 barriles diarios de petróleo en 2016

Proyecto piloto de Petrobras lleva al límite la separación trifásica submarina


JUNIO 2010 / No 245 / Petroleum 3Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2010 Reservados todos los derechos. All rights reserved

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

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EJorge Zajia, Editor

La actividad petrolera no se detiene

EdICIóNJorge Zajia, Editor

[email protected] Socorro, Directora

[email protected] Perozo, Directora

[email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor

[email protected]ía Zajia, [email protected]

Juan González Moreno, [email protected]

PrOdUCCIóNVíctor M. Vílchez, Director de Arte

vvi [email protected] Villalobos, Diseñador Gráfico

rvi l [email protected]

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

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CIRCulACIÓN Freddy Valbuena

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ASESORES EDITORIAlESAníbal R. Martínez / Petróleo

Diego J. González / Gas Natural

MARACAIbOCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas

Maracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261)783 0389

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Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas.

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TEXAS OFFICEricardo Soto

5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: 713 663 7898. Tel/Fax: 469 362 2067. Cel. 832 265 6162

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HOuSTONStephen loughlin / AD-EXPO Marketing Intl.

14714 Emerald Cypress Lane, Cypress, TX 77429, USATel/Fax: 1 281 373 1811 - Cel: 1 832 265 5054

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QuITOCésar Guerra N. / DYGOIL

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PETROlEuM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera

latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina

y los Estados Unidos.El precio de la suscripción anual es:

Países Andinos US $ 60; América Latina US $ 80; USA y Canadá US $ 120; Resto del Mundo US $180.

Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.

Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

REPRESENTANTES INTERNACIONALESREPRESENTANTES INTERNACIONALES

MERCAdEO y vENTASMERCAdEO y vENTAS

OFICINA CENTRALOFICINA CENTRAL

El acucioso periodista e investigador especializado en el tema petrolero, José Suárez Núñez, publicó en la edición del 24 de Mayo del diario TalCual (www.talcualdigital.com) un artículo profuso en cifras y datos sobre la situación mundial del petróleo, donde, citando los reportes más recientes de

la OPEP y de Agencia Internacional de Energía (AIE), dice que la Organización de Países Exportadores de Petróleo a pesar de contar actualmente con una capacidad de producción de petróleo de 34.5 MMBPD, apenas está produciendo 29.2 millones; es decir, que tiene cerrados 5.3 millones, de los cuales Arabia Saudita tiene 3.8 millones.

El experimentado comunicador señala que los informes citados reportan que Venezuela registra una producción de 2.07 MMBPD, lo cual contrasta significativamente con la producción divulgada por Pdvsa que indica que el país miembro fundador de la OPEP está produciendo alrededor de 3.2 MMBPD.

No tenemos las herramientas de “inteligencia de mercado” para avalar una u otra posición, pero si podemos sugerir que esta discrepancia tan marcada en los volúmenes de producción debería ser aclarada para despejar todas las dudas.

En su artículo, Suárez Núñez abunda en datos y cifras. Dice que de los miembros de la OPEP, Argelia, Ecuador, Irak, Nigeria y Venezuela están produciendo a plena capacidad; en tanto que Angola tiene cerrada una producción de 15.000 BPD, Irán 100.000, Libia 150.000, Qatar 250.000, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait 300.000 cada uno y, finalmente, Arabia Saudita 3.8 MMBPD.

Un tópico que llama la atención en su artículo es la estrategia de Estados Unidos de explorar en sus campos maduros y en la perforación de pozos horizontales. En el gigante del norte, la actividad de taladros perforando pozos se ha incrementado 64% en un año, pasando de unos 600 taladros el año pasado a más de 1.500 en la actualidad, de los cuales 950 están buscando gas. Canadá también incrementó significativamente la actividad de perforación al pasar de 53 taladros hace un año a 121 en la actualidad.

En América Latina se encuentran activos 370 taladros, donde destacan México con 110 equipos, Brasil con 64 y Venezuela con 63.

Consultando otras fuentes y valorando las opiniones de los hombres del petróleo reunidos en Houston durante la OTC 2010, miramos el futuro del petróleo con mucho optimismo, pues a pesar del descenso de los precios en las últimas semanas, la actividad no se detiene. Dentro de esa ola de creciente actividad, destaca Colombia país que se ha consolidado como el destino petrolero mas atractivo de Sur América y hoy cuenta con unos 100 equipos de perforación de todas las capacidades, perforando pozos exploratorios, de avanzada y de desarrollo.

En el ambiente se respira optimismo y las inversiones en el desarrollo de nuevas tecnologías y en exploración, no se detienen.

Como con mucho tino tuvieron a bien reiterar algunos de los ejecutivos de las más notables y expertas compañías petroleras durante la OTC, que la planificación aunado a un cambio de mentalidad es la clave en estos tiempos. Es lo que permite resistir el clima de recesión más severo y poder seguir avanzando e invirtiendo en el futuro.

En el contexto de un panorama económico aún turbulento, de lo único que hay certeza es que las necesidades de energía seguirán creciendo, al igual que el rol de la industria para suplir ese “voraz apetito”. Por tanto el trabajo no cesa, aunque el mayor o menor éxito en la competencia dependerá del enfoque innovador, el compromiso, el talento, la inversión y el equilibrio de cada compañía; de la forma en que cada cual asuma el desafío de adicionar reservas, de incrementar producción y de contribuir a la seguridad energética.

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Cuadrante

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Baker Hughes y VS Fusion culminaron uno de los estudios de monitoreo de fracturamien-to hidráulico microsísmico más grandes realizados hasta el momento. En el proyecto ejecuta-do para la empresa Apache Canada. en la cuenca Horn River, al norte de Canadá, se usaron geó-fonos en dos pozos de observación simultáneamente por más de 30 días. Eventos microsísmicos fueron grabados en 13 pozos adyacentes a los de observación. Apache usó la data en tiempo real para ex-perimentar diferentes patrones de perforación y luego hacer los cambios en el programa de fractura-miento. La información permitirá optimizar la perforación de futuros pozos y los diseños de completación.

La producción petrolera de Colombia subió 19,5% en Abril, a 776.000 barriles por día. La produc-ción diaria de Ecopetrol y sus asociados subió 13,9%, a 679.000 bpd, en tanto la vinculada a los contratos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos aumentó 83%, a 97.000 bpd. Colombia registra una fuerte recuperación de su producción petrolera por las mayores inversiones de las grandes firmas mun-diales en el último lustro ante la mayor seguridad e incentivos estatales, así como por los proyectos de recupera-ción de campos maduros de Ecopetrol.

Petrobras encabeza el ranking latinoamericano de ventas, con US$104.900 millones en 2009 según un informe de la consultora privada Economática. Las ventas de Petrobras representaron el 21% de las 30 mayores empresas de capital abierto de la región. La petrolera tuvo una ganancia de US$ 4.200 millones en el primer trimestre de 2010, que implica un alza de 23% frente a igual período del año pasa-do. Ecopetrol se ubicó en la séptima posición del ranking de Economática con US$ 18.127 millones.

Schlumberger presentó la versión 2010 de su software Petrel* que ofrece nuevas capacidades que ayudan a comprender el análisis de riesgo en programas de exploración. La nueva versión agre-ga la función modeling-while-interpreting* que crea automáticamente una aplicación estructural durante la interpretación, permitiendo a los geocientíficos poner a prueba incertidumbres y pasar un complejo programa estructural directamente al ámbito de modelado. Capacidades adicionales para mejorar la caracterización del yacimiento incluyen geobody mejorado, que facilita la definición de los cuerpos del yaci-miento y atributos sísmicos para una mejor comprensión de las litologías y la caracterización de fracturas.

Technip ganó un contrato de Statoil para el diseño, fabricación y suministro de tuberías flexibles para proyectos en Noruega. El contrato por un período de tres años, se ejecutará desde el centro de operaciones del grupo en Oslo y cubre el suministro de risers flexibles, líneas de flujo y equipos asociados. La tubería flexible será fabricada en la planta de Technip en Le Trait, Francia.

Dresser-Rand suplirá turbomaquinaria de avanzada para cuatro unidades FPSO, tres de Petrobras destinadas a los campos presal de la cuenca Santos en las costas de Brasil, y la cuarta al Mar del Norte en el Reino Unido. La dotación cuyo monto asciende a 120 millones de dólares, comprende 14 trenes de compresión centrífuga que constan de 18 casings, dos turbinas a gas tipo DR-61G y sus cuatro sets de generadores.

Pacific Rubiales Energy subirá 65% su producción petrolera en Colombia, a 225.000 barriles diarios netos. Al cierre de Marzo se ubicó en 129.686 barriles y al 30 de Abril en 136.000. El aumento de producción se concretará mediante la entrada de nuevas unidades de producción y transporte en el campo Rubiales. Durante el primer trimestre de 2010 la empresa incrementó sus ingresos en 246%, al sumar US$ 380,5 millones vs US$110 millones en igual periodo de 2009, como resultado del aumento en la producción y optimización de la estrategia de comercialización, y el crecimiento combinado de los precios del petróleo crudo y gas.

Las reservas recuperables de gas natural en los lotes 56 y 88, operados por el Consorcio Camisea, au-mentaron a 15.92 TCF, reveló la consultora Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI), contratada por el Ministerio de Energía y Minas para confirmar el grado de riqueza gasífera en estos dos lotes. Estas reservas permiten asegurar gas natural hasta el 2050. Para la elaboración del informe NSAI realizó un cálculo de la reservas totales probadas (1P), probadas más probables (2P) y probadas más probables más posibles (3P).

Enap Sipetrol reportó un nuevo descubrimiento en Egipto, en el bloque East Ras Qattara, ubicado en el Western Desert de ese país. El pozo Diaa-1 fue perforado hasta una profundidad de 3.700 metros con un flujo de producción promedio de 1.200 barriles/día de crudo. Con este hallazgo – el séptimo en East Ras Qattara - la compañía chilena eleva la producción de petróleo a 8.000 barriles/día en Egipto, donde también desarrolla actividades exploratorias en los Bloques Romana, en la península del Sinaí, y Sidi Abd El Arman, costa afuera- Mar Mediterráneo.



In Situ

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R epresentantes del sector académi-co, empresarial, del sector oficial y gremios profesionales participaron en el seminario organizado para

difundir conocimientos y alertar sobre el riesgo que significa el deterioro del acero afectado por la corrosión y su costo econó-mico, humano y ambiental; mostrar que la corrosión es prevenible mediante procesos validados científicamente; e informar el proceso, uso, aplicaciones y ventajas del galvanizado en caliente.

Diez años divulgando los costosos efectos de la corrosión

Esperanza Vera, Asesora de Comu-nicación y Relaciones Institucionales de la Asociación abrió el programa de presenta-ciones con una charla sobre el cumplimiento de la misión de AVGAL y sus objetivos. En su primera década de actividades la Asociación ha establecido alianzas estratégicas con la Academia y sus centros de investigación, así como los colegios de ingenieros y arqui-tectos. También ha hecho un importante esfuerzo para involucrar a representantes del sector público que tienen competencia en los materiales constructivos utilizados en infraestructura.

Vulnerabilidad frente a la corrosiónMiguel Sánchez, Director del Centro

de Estudios de Corrosión de LUZ y profesor titular de las cátedras Ciencia de los Mate-riales, Ingeniería de Corrosión, Corrosión de Materiales de Construcción, y Corrosión en la Industria Petrolera y Petroquímica, desarrolló el tema de “La corrosión como factor de riesgo en la estabilidad de las construcciones”. Puntualizó la vulnerabili-dad de Venezuela frente a la corrosión de su infraestructura, que aumenta por falta de prevención. Recomendó incorporar en los proyectos el riesgo que representa la corro-

sión y proteger el acero con recubrimientos adecuados, entre los cuales se encuentra el galvanizado en caliente y el sistema duplex (galvanizado y luego pintado), para evitar los riesgos de deterioro y destrucción de obras fundamentales, que son patrimonio de todos los venezolanos.

David Vela, economista especializado en Administración de Proyectos, Comercio y Logística de Minerales y Metales, ocupa desde 2002 la Dirección Ejecutiva de LATI-ZA y además participa como Presidente del Comité de Elaboración de Normas Técni-cas de Galvanizado en Perú.

Mencionó que en Estados Unidos don-de hay una cultura hacia el uso del acero galvanizado, la corrosión genera costos por 370 billones de dólares, o el 4% del PIB. En Europa llega al 3% del PIB. Sobre el pano-rama en América Latina, acotó que la re-gión tiene 150 plantas de galvanizado, para proteger la infraestructura, evitar riesgos, y ahorrar divisas, con una capacidad anual de acero galvanizado de 1,35 millones de tone-ladas / año.

Vela aprovechó su presencia en Venezuela para promocionar la celebración de la Segunda Conferencia Latingalva, del 13 al 15 de Sep-tiembre en Cartagena de Indias, Colombia.

La meta es superar obstáculosLeone Rossi, Presidente de AVGAL, ex-

puso la situación de la industria del galvanizado en Venezuela, sus inicios, desarrollo, capacidad instalada y problemas que confronta para utilizar plenamente esta capacidad.

Destacó que las plantas existentes pueden atender el mercado nacional y contribuir a la exportación de productos de acero galvani-zado de alta calidad y precios competitivos. Hizo un llamado a los entes oficiales respon-sables de los programas de viviendas, equi-pamiento social, vialidad e infraestructura, así como a las empresas privadas que utilizan elementos constructivos de acero, a conside-rar la calidad y durabilidad de las obras, así como el uso racional de los recursos. Afirmó que hoy más que nunca, se impone una cul-tura conservacionista, adoptar previsiones y estar preparados frente a eventualidades, para resguardar la vida de los ciudadanos y la estabilidad de las construcciones.

En el marco de la celebración del X Aniversario de la Asociación Venezolana de Galvanizadores, el 23 de Abril se realizó en Caracas este seminario, con el respaldo institucional de la Asociación Latinoamericana de Zinc. Expertos en el tema reafirmaron la urgencia de preservar el patrimonio público y privado para garantizar la vida de las próximas generaciones

Miguel Sánchez, Jefe de Investigación del Centro de Estudios de Corrosión de LUZ, el cual cuenta con 8 líneas de investigación que le permiten mantener un alto nivel científico tecnológico y coordinar proyectos con otros centros, instituciones y empresas nacionales e internacionales

Laura Viloria Rendón, Directora Ejecutiva de AVGAL; Esperanza Vera, Asesora de Comunicaciones y Relaciones AVGAL; Leone Rossi, Presidente AVGAL; David Vela, Director Ejecutivo LATIZA y Miguel Sánchez, Jefe de Investigación Centro de Estudios de Corrosión LUZ

IV Seminario Internacional de AVGALImpacto y Control de la Corrosión en Infraestructura y Edificaciones


E&P

Concebida para transformar los yacimientos petrolíferos de baja producción, e incluso abandonados, en reservorios más rentables

El Departamento de Energía de los Es-tados Unidos estima que 374 millones de barriles de petróleo en ese país se quedan en el subsuelo tras la aplicación de tecno-logías convencionales de recuperación me-jorada. Si bien no todo el petróleo puede ser recuperado, extraer una pequeña parte se puede traducir en miles de millones de dólares de potenciales ingresos.

Enfocándose en este principio, la compañía canadiense Wavefront Techno-logy Solutions, desarrolló una tecnología denominada Powerwave, que a través de potentes pulsos de fluido “vacía los bolsillos” del yacimiento, mediante la dilatación momentánea de la estructura

porosa de las rocas y del suelo, lo que mejora notoriamente el flujo de líquido bajo la superficie.

La tecnología patentada de pulsa-ciones a presión de Wavefront, crea una onda de fluido altamente homogénea que “impulsa” el petróleo hacia los pozos de extracción o distribuye mejor los químicos que protegen el medio ambiente para que estén en contacto directo con los contaminantes.

La recuperación que logra esta tec-nología, puede alcanzar incluso el 20% y de esta manera prolongar la vida del campo que bajo otras condiciones sería abandonado.

Tecnología que incrementa la recuperación y extiende la vida de los campos abandonados

El Gobierno peruano reanudó el proceso de licitación de lotes para la exploración petrolera

Aunque la inyección de agua se ha uti-lizado durante décadas, su eficacia es limi-tada. El agua pasa a través de los espacios con menor resistencia, dejando tras de sí miles de barriles de crudo sin tocar. En un pozo inyector, Powerwave envía potentes impulsos de agua cada décima de segundo para formaciones con alta permeabilidad, o bien cada centésima de segundo cuando posee baja permeabilidad. Esto mueve el agua a través de la formación petrolífera con mayor uniformidad, independiente-mente de la permeabilidad.

La tecnología aumenta la eficiencia de la infraestructura existente con mínimas adiciones. En lugar de perforar más pozos, puede incrementar el factor de recobro con las actuales estrategias de producción.

Wavefront es una compañía canadien-se especialista en soluciones para estimu-lación de pozos petroleros, recuperación secundaria de crudo y la disminución del impacto ambiental sobre las corrientes de agua subterráneas: Se encuentra en proce-so de implementación de una red mundial de distribuidores para atender el creciente mercado de este sector y permitir aplicar sistemas rentables, para aumentar los vo-lúmenes de petróleo extraído y combatir eficazmente la contaminación de las áreas bajo tierra.

Powerwave

Perú reanuda licitación de áreas de hidrocarburos

El roadshow para presentar la informa-ción geológica y potencial de los lotes se inició el 18 de Mayo en Houston, Tejas, continuando en Londres, París y Car-tagena.

El Presidente de Perupetro, Daniel Saba, presentó los 25 lotes que serán licitados este año para la exploración de petróleo y gas, en su mayoría en la zona selva, y que demandará una inversión inicial de US$ 1.250 millones por parte de las empresas adjudicatarias.

Saba dijo que el proceso se empezó a

preparar en Noviembre de 2009, con el desarrollo de consultas e información a las comunidades y población que habitan en las zonas de influencia de los lotes que forman parte de la licitación.

Explicó que 24 de los lotes que se ofrecerán para exploración están ubica-dos en las cuencas de los ríos selváticos Marañón-Ucayali y en Madre de Dios, al sur del país, y su extensión oscila entre las 80.000 y las 850.000 hectáreas. Otro lote está en la costa, entre las regiones norteñas de Lambayeque y Piura.

Saba confirmó que el proceso de selección y concesión finalizará el 14 de Octubre con la entrega de los lotes. Dijo además que la licitación se realizará con total transparencia e indicó que el tamaño de la empresa, el nivel de regalías y el pro-grama adicional de sísmica y perforación de pozos serán los factores de competencia en esta subasta.

Daniel Saba, Presidente de Perupetro


Petrobras lleva adelante un proyecto piloto de separación submarina agua/petróleo que incluye pruebas de calificación, diseño y construcción de un prototipo a ser instalado en el campo Marlim, cuenca de Campos. El proyecto se origina en el incremento de las tasas de agua producida, los costos que

genera su tratamiento y la limitada capacidad de procesamiento en las plataformas existentes.

La plataforma que controlará y recibirá la producción del prototi-po es la P-37, localizada al sur del campo en aguas de profundidades de 870 metros. El pozo productor asignado al prototipo es el MRL-141, que produce crudo de 22°API y cuya agua será reinyectada a través del pozo RJS-488. El productor está localizado a 2.400 metros de la plataforma y a 320 del separador. El pozo reinyector se encuentra a 2.100 metros del separador.

El contrato para prueba, diseño y construcción lo firmaron Pe-trobras y FMC en Agosto de 2009, el cual comprende un programa de calificación iniciado en Diciembre de 2009 y que culminará en Junio de 2010. La instalación propiamente se ejecutará durante el tercer trimestre de 2011. El objetivo de FMC es desarrollar un módulo capaz de separar crudo pesado, gas, arena y agua que pueda operar a 2.950 pies de profundidad de agua. Para ello la compañía utilizará un novedoso sistema de tuberías separadoras que desarrolló conjun-tamente con StatoilHydro. Este es el primer desarrollo de un sistema de separación que realiza FMC para aguas profundas en un campo maduro, así como la primera vez que incursiona en la separación de crudo pesado y agua en ambientes marinos en el mundo.

Proyecto piloto de Petrobras lleva al límite la separación

trifásica submarinaEl novedoso sistema de separación gravitacional trifásica tubular será

puesto en práctica en el campo Marlim con el propósito de incrementar los niveles de producción. El reto está en manos de FMC Technologies,

que desarrollará el sistema submarino capaz de separar por primera vez crudo pesado y agua, y luego reinyectar el agua al pozo

La plataforma P-37 recibirá la producción del prototipo del sistema de separación


L

2010 Offshore Technology Conference Houston,TX,USA – 3 al 6 de Mayo, 2010

Caracterizada por el balance de temas relacionados con tecnología, los negocios

y asuntos regulatorios en la industria de E&P costafuera, la OTC mantuvo su

tradición como el espacio más importan-te para la presentación de revolucionarias

tecnologías. Cerca de 73.000 profesio-nales, técnicos y ejecutivos atendieron al

llamado de los organizadores, eviden-ciando un renovado entusiasmo tras la

recesión de 2009. El programa técnico amplió también su cobertura hacia las

fuentes de energía alternativas, como la energía marina y la energía eólica

Expertos de la industria de energía de todo el mundo se reunieron en el Reliant Center en Houston para compartir los avances tecnológicos en el mayor evento sobre el desarrollo de recursos costa afuera

a preocupación por el impacto del derrame de crudo en aguas del Golfo de México tras el acci-dente de la Deepwater Horizon

marcó de manera significativa la realiza-ción de la edición 2010 de la Offshore Technology Conference, si bien no le res-tó méritos a su desarrollo. Todo lo con-trario, el balance final refiere un nuevo récord de asistencia. Por otra parte, este año el evento tuvo una mayor dimensión y además del Reliant Center ocupó los espacios del Reliant Arena, para poder albergar la mayor exposición en 28 años, con más de 2.400 empresas de un total de 35 países.

Susan Cunningham, Chairman de OTC – VP Senior de Exploración de No-ble Energy – tuvo a bien destacar que “si-

gue siendo un reto forjar un camino hacia el futuro con tecnologías innovadoras y enfoques para suplir de forma segura la energía que el mundo necesita”. Muchos de los conferencistas que intervinieron en las sesiones plenarias se mostraron opti-mistas respecto a como se resolvería la si-tuación del derrame, poniendo a toda la industria a trabajar estrechamente para impulsar más innovaciones en materia de seguridad.

Durante los cuatro días de jornada las sesiones técnicas cubrieron una amplia gama de temas, incluyendo condiciones meteorológicas y oceanográficas, la di-námica de la tectónica de la sal, el pro-cesamiento submarino, innovaciones de perforación y los nuevos enfoques opera-cionales. Asimismo, el programa general

La seguridad de las operaciones es un asunto que la industria petrolera offshore toma muy en serio, afirmó Susan Cunningham,

Chairman de OTC

Escenario

Fotos: Gary Barchfeld / Petroleum


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Susan Cunningham, Chairman de OTC, entregó a Hugh Elkins el Distinguished Achievement Award for Individuals por sus contribuciones en más de 53 años de servicio en la industria petrolera offshore

El Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions fue otorgado a Anadarko Petroleum y Enterprise Field Services

Los hermanos Al y Luis Vielma durante el Award Luncheon

contó con una lista completa de desayu-nos, almuerzos y mesas redondas sobre perspectivas de la industria en el entorno empresarial actual, con la participación de reconocidos expertos.

Dado su enfoque primordial en la tec-nología, la conferencia presentó estudios de casos y novedades sobre los últimos proyectos de las majors en aguas profun-das, así como de compañías nacionales de petróleo y empresas de servicios, aunque también hubo un acento más marcado en el amplio espectro de fuentes de energía de alcance global. Las sesiones generales

Durante el almuerzo anual de reco-

nocimientos que realiza la organización OTC para distinguir las contribuciones sobresalientes de personas y empresas, Su-san Cunningham logró dar un matiz de equilibrio al acto, al reconocer el impacto del lamentable accidente de la Deepwater Horizon, expresar sus condolencias a las familias afectadas y ofrecer su apoyo a los colegas y organismos que están trabajando para resolver la situación, mitigar su im-pacto y descubrir las causas del suceso.

“Todavía no sabemos exactamente qué pasó, pero sí que debemos trabajar juntos para asegurar que no vuelva a suceder en ninguna otra parte (…). El mundo no va a dejar de necesitar energía, y este hecho es lo que impulsa a los mejores cerebros a reunirse cada año en OTC”, agregó.

Dos Premios al Logro Distinguido fue-ron otorgados. El primero, el Distinguished Achievement Award for Individuals, conferido a Hugh Elkins por sus contribuciones en más de 53 años de servicio en la industria petrolera offshore. Antes de su retiro Elkins fue Director de Desarrollo Comercial de National Oilwell Varco, NOV. Previamente, por más de 20 años, ocupó posiciones eje-cutivas de ingeniería en Hydril. Elkins desa-rrolló la tecnología estándar de la industria de seis pies de radio para cabezales de pozos submarinos y fijación de los preventores de reventones, que permite la intercambiabili-dad de equipos submarinos.

El Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions fue otorgado a Anadarko Petroleum y Enterprise Field Services, en reco-nocimiento al récord de la Independence Hub por su colaboración innovadora en la creación de una solución de infraestructu-ra coordinada que proporciona acceso a las reservas en aguas ultra profundas. Al recibir la distinción los representantes de ambas compañías reconocieron el aporte que mediante el trabajo en equipo hizo el personal de contratistas y proveedores de bienes y servicios, permitiendo hacer rea-lidad este desarrollo de gas ultradeepwater, el primero en su tipo.

Charles D. (Chuck) Davidson, Presidente y CEO de Noble Energy fue el orador invitado en este acto, con el tema “La realidad de hoy desde lo imposible de ayer”. Con más de 35 años de experien-cia en la industria energética, Davidson,

de panel permitieron profundizar en el futuro de las actividades de exploración de petróleo y gas, la creación de puestos de trabajo y la economía, las perspectivas de las operadoras internacionales en el upstream en Brasil y la mezcla de energía adecuada para las próximas décadas, entre otros aspectos claves.

Como novedad la agenda incluyó el OTC On Demand, un programa interac-tivo que permitió el acceso en línea a las presentaciones.

Otra actividad destacada fue el panel de discusión sobre tecnología BOP y

requerimientos de presión en tubería y el diseño de risers, así como las charlas sobre prácticas recomendadas de actualización de la API.

El popular programa Next Wave para jóvenes profesionales brindó un día com-pleto al análisis de tópicos cruciales en la industria como las carreras, los desafíos geopolíticos y “el cambio de tripulación”. Líderes y profesionales expertos compar-tieron con los asistentes las mejores mane-ras de prepararse para los inevitables ciclos de la industria y planificar una satisfactoria y duradera carrera.

Awards Luncheon HonorsLa organización OTC reconoció con el Distinguished Achievement Award las contribuciones sobresalientes de Hugh Elkins, en 53 años

de trayectoria en la industria, y a las empresas Anadarko Petroleum y Enterprise Field Services


antes de unirse a Noble, fue Chairman, Presidente y CEO de Vastar Resources, subsidiaria de ARCO. Es miembro de varias organizaciones profesionales, del National Petroleum Council, del directorio del Gas Technology Institute y de la Junta Consultiva de University of Texas.

Asumir lo imposible da lugar al cambio

Davidson compartió su visión sobre la tasa de éxito de la industria al materializar proyectos que antes se consideraban impo-sibles. Citó como ejemplos los plays de gas shale en Estados Unidos, que comenzaron con el Barnett Shale en Texas y creció rá-pidamente a muchas otras regiones gracias a la evolución de la tecnología.

Otro ejemplo, la primera prueba exi-tosa de Chevron en el terciario inferior del Golfo de México, que dio lugar al hallaz-go en el campo Jack, indicando que que podría aumentar las reservas estadouni-

Bob Fryklund, de IHS CERA moderó la primera sesión de panel que contó con la intervención de Larry Archibald, VP Senior, ConocoPhillips; Frank Patterson, VP, Anadarko; Jim Demarest, Director In-ternacional de Exploración , Noble Energy; Jim Farnsworth, Presidente, Cobalt Inter-national y Jeff Späth, Presidente, Gerencia de Yacimientos de Schlumberger.

Basándose en la estrategia de creci-miento de su compañía, Larry Archibald sostuvo que las actividades de exploración

en plays no convencionales y regiones en gran parte sin explotar en aguas profundas, como el Golfo de Bengala, tiene un papel importante en el éxito futuro de Conoco-Phillips. Observó también a muchas de las majors replicando en el mundo el exitoso desarrollo de shale plays en los Estados Unidos. Por el lado de reproducción de los recursos, espera que continúen los avances en tecnologías de perforación horizontal y completación, en tanto más empresas destinarán sus recursos de exploración a

la búsqueda de reservas en áreas dónde se sabe que existen.

Jim Demarest predijo un brillante futuro para las actividades de exploración, impulsado en gran medida por los avances en proyección de imagen sísmica, los cuales han permitido a Noble encontrar los tres campos más grandes de su historia en los últimos 3 años en Israel, en el GOM y al oeste de las costas de África. No obstante, considera que los retos de exploración persisten, incluso, con un acceso cada vez más limitado a la superficie de naciones so-beranas que optan por explorar sus propios recursos. Para seguir siendo competitivas, las empresas se centran en la búsqueda de reservas en campos cada vez más peque-ños, enfrentándose a la volatilidad de los precios y la disponibilidad de proyectos.

Por su parte Jim Farnsworth sostu-vo que “cuando las majors empujaron la tecnología a las empresas de servicios, ayu-daron a bajar la barrera de entrada para los pequeños jugadores”. En sólo cuatro años Cobalt International pasó de tener 5 empleados a 80 empleados, enfocada en

...Escenario

Charles D. (Chuck) Davidson, Presidente y CEO de Noble Energy fue el orador invitado del Awards Luncheon

denses de petróleo y gas en un 50%. Para Davidson la evolución de la tecnología también hizo esto posible, cambiando la forma de pensar en la industria respecto a la accesibilidad en alta mar. “Estábamos acostumbrados a evaluar lo que era po-sible en el GOM por la profundidad del agua y hoy evaluamos las posibilidades por la profundidad de la perforación”.

Se refirió asimismo, a los campos de gas descubiertos en los últimos18 meses en Israel, que han ubicado a esta nación

entre los actores más importantes de gas. El primer descubrimiento impor-tante, Mari-B, realizado por Noble Energy en el 2000, originalmente tenía unas reservas estimadas de 1 TCF. La empresa logró una superficie adicional en 2007 y amplió su programa de explo-ración en 2008, dando lugar al hallazgo de Tamar, con reservas estimadas de 6-8.8 TCF. El United States Geological Service (USGS) estimó que la cuenca Tamar puede tener un potencial de 122 TCF de reservas de gas, lo que pone a Israel en el camino hacia su potencial independencia energética.

Davidson cerró diciendo que la indus-tria offshore tiene la tendencia de predecir el futuro basándose en las referencia de datos, pero hay que resistir esa tentación. “Nuestra voluntad de asumir lo imposible ha dado lugar a un enorme cambio y al éxito. Creer que todo es posible es funda-mental para ese éxito”, concluyó.

Las dificultades para el futuro de E & P El grupo de expertos que examinó el futuro de la exploración estuvo de acuerdo en que la actividad en aguas profundas seguirá siendo

uno de los “pilares” para suplir las necesidades energéticas, a pesar de su alto riesgo

El primer panel de expertos examinó el futuro de la exploración. Participaron entre otros, Robert Hobbs, TGS Mopec; Jim Farnsworth, Cobalt International; Jeff Späth, Schlumberger; Larry Archibald; ConocoPhillips; y Bob Fryklund, IHS CERA


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dos regiones clave: el área estadounidense del GOM y el oeste de África. La compa-ñía se centra en aguas profundas, subsal y plays de petróleos. “Muchas empresas se interesan en los recursos de gas, con lo cual han dejado más espacio disponible para nosotros” dijo.

Citando estadísticas de Wood-Mac-Kenzie, Frank Patterson señaló que el descubrimiento promedio en aguas profundas del GOM tiene reservas de 83

Los orgullosos representantes de las empresas Schlumberger, Halliburton, FMC Technologies, Aker Solutions, ReelWell, Expro, Wanner Engineering, WFS, ShawCor, MacDermid, TSGROUP y Rapp Hydema distinguidas con el Spotlight on New Technology 2010

Las sesiones técnicas cubrieron los aspectos más relevantes en todas las áreas de la industria de petróleo y gas offshore en el mundo, mediante más de 300 presentaciones realizadas por profesionales de operadoras y empresas de servicios

Trece tecnologías fueron premiadas en el marco de la OTC, como los sis-temas y herramientas más avanzadas para la industria de E&P offshore (ver Petroleum, Mayo 2010, No.244). Las compañías galardonadas fueron Aker So-lutions; Bredero Shaw; Expro; FMC Te-chnologies; Halliburton Sperry Drilling; MacDermid Offshore Solutions; Rapp Marine; Reelwell, Schlumberger; TS-Group; Wanner Engineering and WFS Technologies.

Al felicitar a las empresas distinguidas Susan Cunningham exhortó a las com-pañías a presentar sus propuestas para los premios Spotlight 2011. Los criterios serán los mismos: novedad, innovación, aplicación probada, interés para la indus-tria e impacto en las operaciones.

Sesiones Técnicas

Spotlight on New Technology Award

MMBOE, y el promedio en el mundo, entre el 2000 y 2009, fue de 22 MM-BOE. “El planeta consume hoy a diario el equivalente a un hallazgo en el GOM y sólo Estados Unidos el equivalente a un descubrimiento en el resto del mundo. Pat-terson pronosticó que la industria tendrá que alcanzar al menos 1.000 pozos con éxito al año para satisfacer las necesidades mundiales de energía.

Al revisar sus ideas sobre la evolución

de la tecnología, Jeff Späth dijo que gracias a los avances en el procesamiento de imágenes sísmicas se han abierto las cuencas de manera que no era posible hace 10 ó 15 años. “La tecnología ha permitido comprender el yacimiento y los fluidos son mucho más accesibles”. Schlumberger ha concretado la adquisición de compañías de con experiencia en procesamiento de datos e interpretación, así como en perforación direccional y el diseño de mechas.

Como todos los años, la OTC pro-porcionó a los ingenieros, operadores e investigadores de la industria petrolera offshore, la mejor tribuna para compartir sus conocimientos y experiencias en el desarrollo de proyectos en las distintas áreas de actividad.

Más de 300 trabajos fueron presentados durante las sesiones técnicas, las cuales permitieron cubrir todas las actividades y aspectos de la industria de petróleo y gas offshore, desde la exploración hasta el desarrollo y producción, abarcando tópicos como las operaciones de GNL y GLP; Riesgos geológicos y aplicaciones GIS; Pre-visión de huracanes, ciclones y tormentas tropicales; Avances en aplicaciones de imá-genes del fondo marino; Nuevos horizontes para FPSO; y el Desarrollo Perdido.


Topical Breakfast El Lunes 3 de Mayo Chris Ross,

Vicepresidente de Charles River Associa-tes, evaluó las principales tendencias que afectan a la industria de petróleo y gas en la fase de cambio en curso en los suminis-tros energéticos mundiales.

El martes 4 de Mayo Skemp Sue, Director Ejecutivo COET, Florida Atlan-tic University, desarrolló el tema Energías Oceánicas Renovables y Matthias Bich-sel, Director de Proyectos y Tecnología de Shell profundizó en detalles del portafolio global offshore de la compañía.

El miércoles 5 intervinieron Richard

...Escenario

Meyer, Presidente de Ocean Energy Council OTEC y Ro-bert Peterson, Vicepresidente de CRA, con el tema Tecnolo-gía Sostenible.

El jueves 6 Marco Bres-san, Gerente de Proyecto de Eni, presentó el Proyecto Longhorn; y Xizhao Jiang, CEO de China Offshore Oil Engineering Company, CO-OEC, habló de la Estrategia de Desarrollo y Oportunida-des Offshore en China.

Una amplia lista de desayunos y almuerzos conferencia com-plementó la agenda de la mayor y más prestigiosa conferencia mundial del sector petrolero offshore

La industria petrolera por venir

Frente al booth de Petrobras Antonio Ferreira, Global Account Mana-ger de Schlumberger para Petrobras; Andrew Gould, Chairman y CEO Schlumberger; Jorge Zajia, Editor Petroleum; y Fernando Gama, Senior Drilling Engineer-Technical Coordinator Petrobras America

Chris Ross, autor del libro Terra Incógnita (2007), que examina el futuro de la compañía petrolera “post-moder-na”, desarrolló el tema “La forma de la industria por venir: cambio de funciones y responsabilidades”. En su opinión un mo-mento de cambio como el actual requiere de un “extraordinario liderazgo”.

Las percepciones sobre la escasez de recursos no se basan necesariamente en el subsuelo, sino en las decisiones de los principales países que poseen los recur-sos, lo que ha dado lugar a la opinión generalizada de que la energía debe ser descarbonizada a través de opciones tales

como la energía nuclear y solar. “Pero hay otra manera”, dijo Ross, quien hizo hincapié en las perspectivas de expansión de los suministros de gas natural a partir de esquistos, liberados mediante tecnologías

Las vías tecnológicas para acceder a nuevas energías es poco claro todavía. El desarrollo de carbón de baja calidad puede ser activado mediante gasificación y se-cuestro, si bien aún no es económico, como tampoco está lista la biomasa o la energía solar, “lo estará, pero no todavía”.

Un problema clave que enfrenta un mayor uso del gas natural es la volatilidad histórica de los precios. Los productores deben considerar “la posibilidad de con-tratos a largo plazo que no estén vinculados a los precios del petróleo in situ o de los precios al contado de gas”.

En cuanto al futuro de la inversión en petróleo y gas, Ross observó que los patrones de propiedad de los recursos en el mundo ha reducido el acceso de las compañías petroleras internacionales (IOCs) a los proyectos convencionales, dejándoles con los más difíciles y com-plejos. En su criterio, las compañías petroleras nacionales (NOCs) seguirán enfocándose en su dotación de hidro-carburos, con un rol importante en la diversificación y modernización de sus economías nacionales. Puntualizó ade-más que su fuerte movilización hacia la internacionalización será “disruptivo” en el mercado, y las IOCs deben acos-tumbrarse y encontrar oportunidades para asociarse.

El crecimiento mundial de población, la expansión económica y la creciente demanda de movilidad personal impulsada por las economías emergentes seguirán generando una presión sin precedentes en la industria

de perforación hori-zontal y fracturamiento hidráulico.

“Es absolutamente sorprendente pensar en los recursos que ahora están disponibles en los Estados Unidos... Eso lo cambia todo”, puntua-lizó Ross. El desarrollo de arenas bitumino-sas también ha tenido grandes avances a tra-vés de métodos como el drenaje por gravedad asistido con vapor y un mejor procesamiento.

Chris Ross, Charles River & Associates


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Este año los “topical luncheons” dieron a los asistentes a la OTC la opor-tunidad de participar en el debate de las situaciones que actualmente enfrenta la industria.

Durante la sesión del Lunes 3 de Mayo, Craig Beasley, Jefe de Geofísica de Wes-tern Geco, habló de la aplicación de las Geociencias e Ingeniería en la atención humanitaria; Rattie Keith, Presidente y CEO de Questar Corporation, profundizó en los Mitos y Realidades de la Energía; Zuhair Al-Hussein, VP de Perforación y Workover de Saudi Aramco, en los Desa-fíos y Planes Upstream de la compañía; y John Hofmeister, fundador de Citizens for Affordable Energy, el tema ¿Por qué odiamos a los compañías petroleras?

El Miércoles 5 Steve Knowles, Presidente de Mustang Engineering, tuvo una acertada exposición titulada “Lo positivo de la recesión: Gerenciando momentos difíciles para un futuro bri-

llante”, seguida de las intervenciones de Y.L. Darricarere, CEO de Total E & P, con el tema El futuro de las reservas de petróleo; John Hollowell, VP Ejecutivo de Shell, con la presentación Oportu-nidades y retos para aguas profundas; Jill Hasling F., del Weather Research Center, respondió a la pregunta “Somos

También presentes en el brindis de Tenaris, los venezolanos Tony Barrios, María y Francisco Colella, Ferdinando Giacono, Jorge Plaza, Donald Goddard, Javier Marín, Víctor Andarcia y Roderic Gibson

Los argentinos Bruno Campetella, Leonardo J. Brkusic, Bernardo Hillmann, José María Aller y Nicolás Mantelli durante el brindis ofrecido por Tenaris en el marco de la OTC

los humanos responsables por más y más fuertes huracanes costa afuera?. Exxon-Mobil, cerró el ciclo con la presentación sobre Avances en el Programa de Cap-tura de Carbono.

Topical Luncheons


Saudi Aramco expande programas

de E & P

En el International Center Jorge Zajia, Hernando Vásquez Presidente de FEPCO; Germán Pachón y Roberto Pérez

John Hofmeister, Expresidente de Shell Oil y fundador de Citizens for Affordable Energy profundizó sobre las perspectivas de la energía en los Estados Unidos para los próximos 10

años, que sólo puede mejorar “cambiando dramáticamente la forma como los ciudadanos y el gobierno federal piensan en el suministro de energía y su uso”

En el Booth de Impact Drilling Solutions Rubén Bojani, Alejandro Rodríguez, Gonzalo Quiroz, Tony Gronlund, José Añez, Jesús Rincones, Gonzalo Quirz, Jr., y Oswaldo Gómez

En el booth de Tejas Héctor Jiménez, René Alvarado, Hernán Mora, Milton Ruiz, Steve Let-ters, Romer Bracho, Tracy Fotiades, CEO TEJAS Completions Solutions; Ricardo Soto,Petroleum; y Nicholas Behl

...Escenario

La compañía viene de un programa de expansión masiva durante 2004-2009, en que desarrolló un adicional de 2 millones de bpd para llevar su producción total a 12 millones de bpd. Al-Hussein se refirió al desarrollo del campo Khurais que entró en funcionamiento en 2009 a un ritmo de 4,2 millones de bpd de crudo liviano. Es el ma-yor desarrollo de este tipo en la industria, incluyendo más de 300 pozos horizontales y multilaterales, y el mayor campo petrolero digital desarrollado hasta la fecha.

De cara al futuro la empresa construye el campo Manifa, en el Golfo Pérsico, con una capacidad estimada de 900.000 bpd de crudo pesado. “El desarrollo offshore será mucho más grande”, dijo Al-Hussein. Sin embargo, el impacto de la recesión global obligó a aplazar la fecha originalmente prevista de este proyecto, “uno de los más complejos en la historia de la compañía”. Más de un tercio de los pozos será de alcan-ce extendido, con profundidades superiores a 20.000 pies. Los pozos estarán equipados con sensores de fondo de pozo para optimi-zar el manejo de los yacimientos.

Saudi Aramco también prevé dedicar una atención creciente al desarrollo y se-paración del gas. El objetivo es aumentar la capacidad de gas crudo de11,2 a 15,5 millones de pies cúbicos diarios para finales de 2014. La compañía también lleva a cabo un agresivo programa de exploración para descubrir o probar reservas adicionales de gas, con una meta de agregar por lo menos 5 TCF de nuevas reservas cada año. La meta para el descubrimiento de petróleo es el reemplazo de la producción anual, como mínimo.

Hofmeister está recorriendo EE.UU en una campaña para cambiar la manera de ver la energía. Mientras que los analistas y los políticos hablan de independencia energética, y otros niegan el problema cli-mático, él ofrece una visión distinta.

En su nuevo libro, ¿Por qué odiamos a los compañías petroleras? proporciona soluciones para una energía segura, ase-quible y limpia, crecimiento económico sostenido, protección del medio ambiente y estilos de vida confortables.

La industria tampoco ha ayudado a su imagen, ya que, “hemos vivido dema-siado tiempo en nuestros éxitos, o hemos sido demasiado humildes o temerosos de hablar de nuestros éxitos. Como conse-cuencia, somos los menos entendidos de la industria en el mundo”, dijo Hofmeister, para quien los tres grandes enemigos que esta enfrenta son la poca información, la desinformación, y lo más importante, la falta de información. “Estos enemigos son explotados por quienes nos gobiernan, en perjuicio de los consumidores”.

“El horizonte temporal para proyectos de energía se mide en décadas de tiempo”, explica Hofmeister, lo que hace la alinea-ción de los objetivos políticos e industriales imposible. En su opinión un plan de ener-gía sostenible para los EE.UU debe seguir cuatro principios básicos:

• Utilizar más energía de todas las fuentes, incluidos los hidrocarburos, car-bón, nuclear, eólica, solar y otras energías renovables.

• Desarrollar tecnologías para mejorar la eficiencia. Acabar con el motor de com-bustión interna, una tecnología antigua de 100 años que tiene una eficiencia de combustible promedio de sólo el 20%.

• Hacer un mejor trabajo en materia de protección del medio ambiente. Hofmeis-ter pidió la anulación del "disfuncional" debate sobre el calentamiento global, y en su lugar propuso pensar en términos de eliminación de residuos gaseosos.

• Construir una infraestructura más eficiente, desde donde se produce hasta donde se consume.

“Seguir estos cuatro principios puede permitirnos hacer la transición a un siste-ma de energía del siglo 21”, dijo.

El VP de Perforación de Saudi Aramco habló de los desafíos que la compañía encarará

en los próximos cinco años, entre ellos, el compromiso de mantener de1,5 a 2

millones de barriles por día de capacidad de producción adicional para modular las

fluctuaciones de la demanda y mantener la estabilidad del mercado

Tiempos difíciles para el abastecimiento energético


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Sesión General de Panel

Empleo y Economía: ¿Cómo la In-dustria de Petróleo y Gas está crean-do empleos, liderando la economía e impactando a los consumidores?

David Holt, Presidente de Consumer Energy y Sander Khurana de Devon Energy lideraron el panel integrado por Sean Parnell, Gobernador de Alaska; Bob McDonnell, Gobernador de Virginia; Jack Gerard, Presidente y CEO del American Petroleum Institute (API); Randall Luthi, Presidente de la National Ocean Industries Association; y Ken Bromfield, Director Comercial de Negocios de Energía de Dow. Ellos centraron su discusión en la compleja relación entre energía y sostenibilidad eco-nómica.También analizaron la importancia de la producción de energía en el impulso de las economías estatales y nacionales y el estímulo adecuado a la protección del medio ambiente.

La mezcla correcta de la energía global? Rutas deseadas de transi-ción para garantizar el futuro acce-so a la energía

Ahmed Hashmi de BP y Hassan Gamal de Baker Hughes presidieron el segundo panel que discutió cómo la re-ciente crisis financiera mundial dio lugar a un deterioro significativo de la demanda energética a corto plazo, la consiguiente reducción de la oferta y posibles conse-cuencias a largo plazo. Intervinieron Mo-hammed Al-Qahtani, Director de Ara-mco; Ali Moshiri, Presidente Chevron Africa y América Latina; Pascal Barthe-llemy, CEO IFP; Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología Shell y Phyllis Yoshida, Subsecretaria Adjunta del Departamento de Energía USA.

Desempeño Social y Ambiental en Proyectos de Desarrollo Internacio-nal: de la conciencia “suave” a la gerencia “dura”

Chris Ross, de Charles River As-sociates Internacional coordinó el panel integrado por especialistas en Gerencia de Desempeño Social que examinó la evolución de la gestión de rendimiento social, pasando de los temas “blandos” al

La sesión general que examinó la compleja relación entre energía y sostenibilidad econó-mica contó con la intervención de Jack Gerard, CEO del American Petroleum Institute y Dave Lawrence, VP de Shell Upstream Americas, entre otros

manejo proactivo de los asuntos sociales. Participaron John Simon, VP Senior de Producción Hess Corp.; Robbie Schil-hab, Gerente de SHA ExxonMobil; Rich Haut, Investigador de Houston Advanced Research Center; Pandora Snethkamp, Consultora de Social Performance Mana-gement in International Energy Develop-ment y Jan Wehebrink, Oficial Principal de Inversiones de IFC.

Tecnología BOP: Estado del Arte y oportunidades futuras en aguas profundas

A medida que aumenta la presión para bajar los costos en aguas profundas, la tec-nología de preventores de reventones – BOP por sus siglas en inglés- se presenta como una de las más prometedoras. Este panel de expertos examinó las tendencias en la apli-cación de la tecnología con seguridad.

Greg Carter de Nautilus Offshore

Co. y Neil Patrick Kavanagh de Wo-odside Energy presidieron el panel en el que intervinieron Russell Hoshman, MMS; Brian Tarr, Shell; Earl Shanks, Deepwater Offshore Company; John Ko-zicz, Transocean; Gavin Humphreys, Stena Drilling y David Bond, Drilling, Ophir Energy.

La energía del futuro debe incluir fuentes alternativas

Los panelistas que abordaron el tema de la mezcla energética futura estuvieron de acuerdo en que toda combinación debe incluir tecnologías alternativas y limpias. “La gestión ambiental y el aumento del uso de combustibles fósiles no tienen que ser mutuamente excluyentes”, afirmó la representante del Departamento de Ener-gía, Phyllis Yoshida, quien agregó que la tecnología y la ciencia “son fundamentales para mantener y mejorar nuestro nivel de vida”. Estados Unidos importa 60% de sus requerimientos de petróleo y para reducir la incertidumbre debe hacer inversiones en nuevas fuentes de energía, incluyendo los combustibles fósiles.

El Director de Saudi Aramco, Al-Qahtani, dijo que el mundo tiene reservas para varias décadas más. Sin embargo, reconoció que Aramco debe dar un mayor impulso al gas, y mantener e incrementar las inversiones en recursos renovables y efi-ciencia ambiental. “La energía es demasia-

do importante para tener un futuro em-pañado por la ansie-dad”, dijo, añadiendo que las decisiones no

Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Shell

¿Cuál es el mix energético adecuado entre combustibles fósiles y fuentes alternativas? No hay una respuesta correcta o incorrecta, pero debe ser

establecida por el mercado y no por el gobierno, opinan los expertos

se pueden basar en emociones. Ali Moshiri, Presidente de Chevron,

estuvo de acuerdo en que todas las alter-nativas deben estar en la mesa, incluyendo investigación y desarrollo en nuevas reser-vas de petróleo y gas. “Nuestra industria ha brindado un suministro confiable durante 100 años, incluso en tiempos muy turbu-lentos”, dijo.

Reconociendo que se espera que el uso de la energía aumente hasta en un 40% en los próximos 20 años, Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de She-ll, opinó que el petróleo y el gas seguirán teniendo un rol preponderante. “Habrá aún más presión sobre el contenido de CO2, y debemos hacer todo lo posible por reducir nuestra huella”, dijo.


Degustando un café Pedro Buitano, Director Seaboard Marine; Rafael Struve, Presidente Servitrans; Luisa Chumaceiro, Gerente General Servitrans Maracaibo; y Mariela Carrillo, Sales Manager Furmanite

Un encuentro infaltable y grato el de Robert Saucedo, Mervin Gearheart y Jorge Zajia

...Escenario

Compartiendo durante el coctel de NOMADS el equipo de Ceredyne, acompañados por el legendario Mervin Gearheart y conformado por Robert Saucedo, Hollis Morris, Russell Ida, Joel P. Moskowitz, CEO, John Greer y Jeff Wadal

Industry Breakfast

Colombia El primer Industry Breakfast ofreció

una visión del sector de petróleo y gas co-lombiano, mediante las presentaciones a cargo del Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Armando Zamora y del Presidente de Ecopetrol, Javier Gutie-rrez Pemberthy. Adicionalmente, Ali Moshiri, Presidente de Chevron Africa y América Latina, presentó la experiencia de

En el brindis ofrecido por Impact Drilling Fluids y Abba Express Omer Rumbos, Alvaro Castillo, Alan Arbizú, Gerente de Ventas LA Impact; Henry Meléndez, Juan Vera, Roberto Vargas y José Helí Moreno

Frente a los salones de conferencias George Farkas, Director HIDROEX; Martha Sandia, Global BD Mgr. Testing & Subsea Halliburton; y Michel Hayek, Consultor Geología

En un recorrido por la exposición Carlos Gui-llermo López, Gerente General LHR Americas; Emilio Arranz, Gerente de Desarrollo Cliffs Drilling Venezuela; Yngrid Rincón y Esteban Zajia, Petroleum

Esta sesión organizada conjuntamente por la OTC y el Departamento de Comercio de los Estados Unidos, mostró una visión sobre cómo hacer negocios en áreas emergentes de petróleo y gas a través de distintos ciclos de conferencias. En esta

oportunidad se realizaron tres Industry Breakfast enfocados en la política petrolera y oportunidades de negocios e inversión en Colombia, Egipto y Australia Occidental

negocios de la compañía en Colombia. La introducción la realizó Mary Saunders, Subsecretaria Adjunta de Producción y Servicios del Departamento de Comercio de Estados Unidos.

Egipto Arnis Judzi, VP de Terra Tek

Schlumberger y miembro de la Direc-tiva OTC moderó el segundo Industry Breakfast que contó con la intervención de Abdel Alim Taha, del Ministerio de Petróleo de Egipto; Mark Richard, VP de Desarrollo de Negocios y Marketing de Halliburton, quien habló de la “Creación de Valor Sostenible: Asegurar el éxito a través de Cooperación Mutua”; Rod Eichler, directivo de Apache y Susan Farrell, de PFC Energy, aportaron su visión sobre la perspectiva y experien-cia de la industria norteamericana.

AustraliaEl panorama del sector de petróleo y

gas en Australia fue presentado por Cole Duncan, Cónsul en Atlanta. Jim Blac-kwell, Presidente de E&P de Chevron Asia Pacífico habló de las perspectivas de negocios en Australia y Christopher M. Barton, VP de J. Ray McDermott sobre los retos y oportunidades offshore desde la perspectiva del contratista.

Ecuatorianos en OTC 2010: Marcelo Romo y Juan Hur-tado, DYGOIL; Jorge Bassante, Cónsul de Ecuador en Houston; César Guerra, Presidente DYGOIL; Ana Isabel Valbuena y Jorge Zajia, Petroleum; Guillermo Guerra, DYGOIL; María Cristina Bassante; Esteban Zajia, Petro-leum; y Anthony Gronlund, Presidente Sochem


Armando Zamora, Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, expli-có ante la audiencia en OTC cómo y por qué la inversión extranjera ha experimen-tado un aumento sustancial que se espera continúe creciendo este año, con las áreas que se ofertarán en la Ronda Colombia 2010 este mes de Junio.

El acometimiento de decisiones estraté-gicas para darle mayor dinamismo al sector petrolero colombiano, ha permitido que el

El país ofrece no sólo un potencial geológico interesante, sino también estabilidad jurídica y términoscontractuales favorables

En el Industry Breakfast sobre política petrolera y oportunidades de negocio en Colombia, Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol; Alí Moshiri, Presidente de Chevron Africa y América Latina; Mary Saunders, del Departamento de Energía de EE.UU. y Armando Zamora, Director de la ANH

Colombia, más y mejores condiciones para la inversión petrolera

país ocupe un sitial importante en el mapa de los inversionistas petroleros, estimándo-se que la inversión extranjera petrolera se ubique este año en el orden de los 3.500 y 4.000 millones de dólares.

En el nuevo proceso convocado por la ANH se ofrecerán cerca de 225 bloques en 22 cuencas colombianas, los cuales se adjudicarían en Julio, contribuyendo a aumentar sustancialmente la exploración en áreas con alto potencial.

La confianza inversionista generó un aumento de los Contratos de Exploración y Producción (E&P) y de los Contratos de Evaluación Técnica (TEA) en el país. Para 2010 alcanzan los 230, con un crecimien-to de 273% en cuatro años. Por su parte, los TEA’s aumentaron de 47 a 80.

Actualmente Colombia produce unos 760.000 barriles de petróleo por día, pre-viéndose alcanzar a finales de 2010 los 788.000 barriles. La meta apunta al mi-llón de barriles en cinco años.

Para el período 2010 – 2015 la inver-sión en exploración y desarrollo será de US$4.000 millones por año.


Reporte

El incidente petrolero ocurrido con la explosión de la plataforma Deepwater Horizon y el consecuente derra-me de crudo en el Golfo de México ha puesto la mirada en los riesgos de la explotación en alta mar y ha dado

lugar a numerosas interrogantes. Entre ellas si estará en entredicho el futuro de las operaciones petroleras altas

profundidades del mar, sin duda, una nueva frontera para la industria. Asimismo ha dado lugar a impor-

tantes reflexiones acerca de la capacidad y efectividad de las respuestas ante emergencias en instalaciones

petroleras cada vez más remotas

reciente. Si bien los primeros desarrollos costafuera se iniciaron en 1950, no es sino en 1975 que comienza un pujante despliegue exploratorio en aguas profun-das y ultraprofundas, con los primeros volúmenes de producción provenientes de las profundidades del mar apenas en 1995. Hoy la mayor actividad se registra en regiones establecidas como el Golfo de México (GOM), las costas de Brasil,

Angola y Nigeria.

Riesgos y recompensasLa perforación mar adentro es punto

de referencia para las empresas de servicio que reconocen la importancia de mante-nerse al día con el estado del arte de las tecnologías.

En este sentido, la industria costafuera ha garantizado sus propios escenarios para debatir tal avance, un ejemplo entre mu-chos es el caso de la Offshore Technology Conference que anualmente se realiza en Houston, donde se premian las innovacio-nes en el sector y también se reconocen las experiencias y contribuciones en materia de

seguridad de las operaciones en alta mar. Este año el Servicio de Manejo de

Minerales (MMS) del Departamento de Interior suspendió su programa anual de premios previsto en el marco de este escenario por una razón de mucho peso: el incidente de la plataforma de perforación Deepwater Horizon en el GOM.

Dos semanas previas al accidente, la Administración de Obama había puesto fin a una moratoria de dos décadas para la exploración de hidrocarburos en zonas marinas próximas a las costas de EE.UU., como parte de una estrategia para for-talecer la seguridad energética del país y reducir su dependencia del petróleo extranjero.

“Al proporcionar orden y seguridad a la exploración y desarrollo costa afuera y garantizar la perforación de la manera correcta y en los lugares correctos, esta-mos abriendo un nuevo capítulo para el desarrollo equilibrado y responsable de petróleo y de gas aquí en casa”, dijo al explicar el nuevo plan, el Secretario de Interior, Ken Salazar.

L os proyectos de exploración y de desarrollo de campos en aguas profundas representan algunos de los mayores retos de la actual

industria petrolera costafuera con recom-pensas potenciales para las compañías que operan en este entorno.

Ir a profundidades de agua superiores a los 3.000 pies (900 m) demanda grandes inversiones de capital, pero también gran-des desafíos, el desarrollo de soluciones tecnológicas in situ conforme a las carac-terísticas de los yacimientos y el ambiente para operar. La amplia experiencia de compañías líderes, tanto operadoras como de servicios y suministro, juega un papel fundamental para el éxito en este entorno. Por lo tanto, comprender muy bien las especificaciones del campo y su acceso remoto está ayudando a reducir los riesgos asociados a cualquier proyecto de esta naturaleza.

Definitivamente la perforación en aguas profundas es otra frontera, y den-tro la historia de la explotación petrolera mundial, se puede decir que es muy

Deepwater HorizonRiesgos y recompensas

en lo más profundo del mar

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La estrategia estaría soportada en el desarrollo de los recursos de petróleo y gas en nuevas áreas tales como la parte este del GOM, más de 125 millas de la costa de Florida; incrementando cada vez más la exploración en áreas de frontera, como el Océano Ártico y la región Central y del Sur del Océano Atlántico; con la debida protección de áreas oceánicas demasiado especiales para perforar, tales como la Bahía Bristol, en Alaska.

Esta estrategia guiaría el actual progra-ma de concesiones petroleras 2007-2012 concebido por la administración anterior (Bush), así como el nuevo programa 2012-2017 que implementará el actual gobierno.

Pero el panorama dio un giro inespera-do tras el incidente de la Deepwater Horizon, y se cree que pasará un largo tiempo para reconsiderar la estrategia inicial de Obama de dar luz verde a las compañías ávidas por extraer las grandes reservas que existen en las profundidades de toda la plataforma continental exterior estadounidense.

Tan sólo en el GOM, el MMS estima que hay entre 36 y 41,5 mil millones de barriles por descubrir de petróleo económicamente recuperable y 161-207 trillones de pies cúbicos por descubrir de recursos de gas natural económicamente recuperable.

Aunque la base de recursos en las profundidades del mar en la parte estado-unidense del GOM estuvo en duda hasta hace unos 20 años, los grandes y prolíficos yacimientos encontrados, han impulsado un aumento de aproximadamente 30% de la producción de petróleo de esta región. La marcha continúa a mayor profundidad en aguas más remotas y se espera que la producción se incremente un 20% en la década actual. La figura 1 ilustra cómo el potencial total de recursos en el GOM ha crecido dramáticamente con la entrada de la producción proveniente de aguas profundas.

En MacondoLa explosión en la plataforma de per-

foración semisumergible Deepwater Horizon ocurrió el 20 de Abril en el prospecto ex-ploratorio Macondo, ubicado en Mississip-pi Canyon Block 252 del GOM, adquirido por la británica BP en Lease Sale # 206 del

MMS en Marzo de 2008. Pertenecía 65% a BP (operador), 25% a Anadar-ko Petroleum Corporation, y 10% a una unidad de Mitsui.

La plataforma se encontraba en la fase final de perforación de un pozo, etapa en la cual se procede a la cementación para reforzar el pozo. En principio trascendió que proba-blemente el pozo no estaba com-pletamente cementado ni habrían finalizado el BOP (preventor de reventón submarino), lo que permitió el reventón; ó sencillamente el BOP presentó fallas mecánicas. Otra versión es que el meca-nismo que debería haber taponado el pozo e impedido el derrame, fue “configurado de forma defectuosa”.

Tras el incidente el MMS emitió la siguiente alerta de seguridad:

“Alerta de seguridad en el horizonte de ex-plosión y fuego en aguas profundas con resultado de muerte múltiple y descarga de petróleo. Una pérdida de control del pozo se produjo y dio lugar

a una explosión y un incendio en la plataforma de perforación mar adentro Deepwater Horizon. Once personas perdieron la vida en este incidente y la unidad de perforación se hundió posteriormente”.

Según el alerta, en el momento del accidente, la Deepwater Horizon operaba a 52 millas de la costa y a 4.992 pies de agua con un conjunto de preventores de reventón submarinos. Después que se hundió, los equipos ROV confirmaron que la tubería ascendente se había incli-nado y seguía conectada al preventor de reventones. El petróleo fluyó de las fugas

US GOM OffshoreFig. 1

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...Reporteen la línea ascendente por encima del BOP, pero los numerosos intentos para activar el BOP habían fracasado. El derrame de crudo fue estimado en cerca de 5.000 barriles por día, y su dirección a las costas estadounidenses ha producido el mayor desastre ecológico registrado en la historia del Golfo de México, perjudicando a la economía, el turismo y hasta la política gubernamental del país.

También se revelaron importantes negligencias en la supervisión de las compañías petroleras, entre las que se culpó al servicio regulador guberna-mental MMS, por haber fallado en una adecuada vigilancia de las operaciones de los pozos de perforación submarinos a gran profundidad.

Son muchas las conjeturas y conclu-siones acerca de las verdaderas causas de la tragedia, y grande el centimetraje en la prensa mundial que informó día tras día los matices del acontecimiento, incluyendo la versión acerca del hecho de cada una de las firmas involucradas, BP, Transocean, Cameron y Halliburton.

Aunque las causas exactas siguen siendo objeto de investigación, la natu-raleza trágica de este accidente sin duda obligará a los operadores y contratistas de perforación a inspeccionar sus equipos de perforación y revisar periódicamente sus procedimientos para garantizar la seguridad del personal y la protección del medio ambiente.

La gestión en seguridadLa seguridad y el mejoramiento del

desempeño ambiental ha sido y seguirá siendo fundamental para el futuro de las operaciones en aguas profundas.

Las estadísticas señalan que la seguri-dad en las perforaciones a mar abierto ha mejorado en los últimos años, así como la probabilidad de que ocurran los accidentes se ha reducido considerablemente. No obstante siguen ocurriendo.

La figura 2 muestra el impacto en materia de seguridad y ambiente en la Plataforma Continental de EE.UU

El MMS y la Guardia Costera Es-tadounidense han hecho las siguientes recomendaciones en materia de seguri-dad para los operadores y contratistas de perforación:

1. Examinar todos los equipos de control de pozos (tanto en superficie como

submarinos) que actualmente se están utilizando, para asegurar que han reci-bido el mantenimiento adecuado y estén en capacidad de cerrar el pozo durante operaciones de emergencia. Asegurar las funciones comprobadas del ROV y la capacidad de accionar los mecanismos del BOP.

2. Revisar todas las prácticas de perfo-ración / casing / y terminación para así garantizar que el control de contingencias no se vea comprometido en cualquier punto mientras que el BOP esté instalado en el cabezal del pozo.

3. Revisar todos los procedimientos de apagado de emergencia y posiciona-miento dinámico que interactúan con las operaciones de control de emergencia del pozo.

4. Inspeccionar salvavidas y equipo de extinción de fuego para el cumplimiento de los requisitos federales.

5. Asegurar que todos los tripulantes estén familiarizados con la emergencia y equipos de extinción de incendios, y hayan participado en simulacros de abandono del buque o plataforma. Recordar que la revisión de los equipos de emergencia y taladros debe realizarse después de cada cambio de tripulación.

6. Asegurar que todo el personal involucrado en las operaciones esté bien capacitado y en capacidad de desempe-ñar sus funciones bajo las operaciones de perforación normal y de emergencia para el control de pozos.

A la par de estas recomendaciones y muchos otras, se espera que la investi-gación del accidente arroje resultados y lecciones que sean documentadas en un informe público, y marque precedentes en materia de seguridad operacional y prevención y control de daños creados por los derrames de petróleo.

El mismo presidente Obama solicitó que una nueva legislación sea enviada al Congreso para endurecer y actualizar el marco legal que regula el tema y que imponen un límite a la com-pensación por daños en caso de derrames de petróleo, que actual-mente apenas limita esos pagos a 75 millones de dólares.

Sin duda, las operaciones en alta mar estarán enfrentando un revés en Estados Unidos, y

los expertos alegan que habrá algunas repercusiones en Brasil y en Angola, entre las principales, una mayor regulación del sector. Pero a la vez dudan que en el largo plazo el incidente tenga algún impacto en términos de exploración y producción en alta mar.

Lecciones aprendidasEn tanto, voceros del sector en otros

países con trayectoria exploratoria en aguas profundas consideran que lo ocurri-do en la Deepwater Horizon fue un accidente, casi un hecho aislado y no una tendencia, cuyas lecciones deben asimilarse, pero que no tiene porqué necesariamente repetir-se en otras regiones petroleras. Incluso atinan que siguen normas de seguridad “muy estrictas” para operar a grandes profundidades.

Por su parte, analistas financieros consideran que los accidentes como el ocurrido podrían en todo caso incrementar los contratos de seguros, pero finalmente no cambiarán de ningún modo las futuras inversiones de las compañías.

Ahora, ¿no es acaso la industria pe-trolera costafuera a grandes láminas de agua en el Golfo de México una de las de mayor experiencia?. El curso de los acontecimientos brindará las respuestas. Lo cierto es que se estima una mayor demanda de energía y en tanto no haya otra fuente que sea comercialmente viable para atender tal requerimiento, el petró-leo descubierto en nuevas fronteras como las aguas profundas y ultraprofundas continuará justificando buena parte de las inversiones futuras de la industria de los hidrocarburos costafuera. Eso sí, con un cuota de desembolsos significativamente mayor para garantizar operaciones más seguras para el personal, las instalaciones y el medio ambiente.

US OCS Safety & Environment ImpactFig. 2


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Reporte

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Contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos enSuramérica – Parte I

al vez uno de los elementos cen-trales en el upstream petrolero es el diseño de contratos para la exploración y explotación (E&E)

tratos de servicios, donde el operador recibe un monto de recursos, generalmente como porcentaje del ingreso bruto, para cubrir sus opex, capex y aún así obtener una ganancia razonable y; Contratos de “impuestos / rega-lías” donde el operador del campo tiene una principal (no única) obligación con el Estado, que es el pago de impuestos y regalías.

ArgentinaUno de los rasgos característicos de los

contratos de E&E en la República Argentina es que, desde el año 2006, su administración está a cargo de los Gobiernos Provinciales. De acuerdo a la reforma constitucional del año 1991, las provincias ahora son las dueñas de los recursos hidrocarburíferos onshore, por ello ahora están facultadas para renegociar contratos, llamar a licitaciones, etc. Por otra parte, los precios de venta del petróleo son libres pero sujetos al pago de los derechos de exportación.

Características principales Costos y Riesgos: Todos los costos de operación y de capital así como los riesgos inherentes a la actividad exploratoria son de exclusividad del operador del campo. Es posible renegociar algunos términos con-tractuales, modificaciones en el sistema tri-butario y/o en los plazos de los contratos, lo que altera el nivel de exposición al riesgo de las compañías operadoras.

Propiedad: Los contratos de vigencia ac-tual en Argentina son del tipo “regalías/impuestos”. El operador del campo puede disponer libremente de la producción siem-pre y cuando el abastecimiento del mercado interno, tanto en gas natural como petróleo, esté asegurado. Duración: Mediante Concurso Público Internacional No 1/92, convocado por el Ministerio de Economía y Obras y Servi-cios Públicos, se adjudicaron los derechos de explotación, exploración complementa-ria y desarrollo de áreas de Interés Secun-dario en el sector hidrocarburos, a través de concesiones de explotación con vigencia de 15 años a partir de la firma del contrato, es decir, hasta el año 2017. Sin embargo, en virtud de que ahora las provincias adminis-tran los contratos de E&E en Argentina, en la actualidad se llevan a cabo procesos de renegociación de contratos.

Sistema tributario Regalías: La Ley de Hidrocarburos esta-blece una regalía del 12% sobre el valor bruto de producción, sin embargo, en al-gunas provincias este porcentaje se incre-mentó en 5%, luego de la negociación antes referida. Impuestos: Existe un impuesto sobre las ganancias del 35%. También existen el Impuesto a los Sellos de 0.5%, el Impuesto sobre créditos y débitos bancarios de 1.2%,

FPSO Cidade de São Vicente - Campo Tupi, Brasil

Compartimos en este artículo una síntesis del documento original de la Organización Latinoamericana

de Energía, OLADE*, el cual aporta una completa visión sobre el perfil

de los contratos de E&P vigentes en Argentina, Brasil, Chile, Colombia,

Perú y Venezuela

de hidrocarburos. La razón es clara, un contrato petrolero define la relación entre el Estado y el operador del campo en variables “clave” dentro la operación de un área de interés hidrocarburífero, ellas son: división de la renta petrolera; división del riesgo exploratorio; división del riesgo de produc-ción y precios, y cuidado técnico del campo hidrocarburífero.

Todas ellas se relacionan, de una forma casi directa, con la propiedad del recurso, puesto que la definición de precios, merca-dos y volúmenes, también afecta a estas va-riables. Dentro un contrato en el upstream-petrolero/gasífero se expresan negociaciones y acuerdos entre el Estado y los operadores (públicos y/o privados) en torno al manejo de un recurso natural (generalmente no re-novable) que es de propiedad de la Nación.

Generalmente estos contratos contie-nen el detalle de derechos, deberes y obliga-ciones entre el Estado y los operadores del campo y la celebración de éstos se realiza a través de alguna representación pública. Usualmente son refrendados por el Con-greso y cuando sólo son aprobados por el Poder Ejecutivo, el Congreso se limita a aprobar un “modelo” de contrato.

En general la modalidad de contra-tos analizados pueden agruparse en tres: Contratos de producción compartida, que permiten al operador recuperar sus costos de operación (opex) y de capital (capex) antes de la división de ingresos con el Estado; Con-

T

* Documento elaborado por Mauricio Medina Celi Monroy, Cord. de Hidrocarburos, OLADE


el Impuesto sobre los Bienes Personales de 1.25% y, para las ventas al mercado interno, existe el Impuesto al Valor Agregado (IVA) con una tasa del 21%. Derechos de exportación: El artículo 6o de la Ley 25.561 establece, entre otras dispo-siciones, lo siguiente: “A fin de constituir esa garantía créase un derecho a la exportación de hidrocarburos por el término de cinco (5) años facultándose al Poder Ejecutivo nacio-nal a establecer la alícuota correspondiente”. “En ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo, para el cálculo y pago de rega-lías a las provincias productoras”.

La norma reglamentaria de esta Ley fue el Decreto 310 del año 2002 que fija un derecho de exportación de 20% para las mercaderías comprendidas en las posicio-nes arancelarias 2709.00.10 y 2709.00.80 y del 5% para aquellas comprendidas en 2709.00.10 y 2709.00.90.

Hasta 2007 se sucedieron varias modi-ficaciones a la normativa legal referida a los derechos de exportación, la mayoría se concentraba en cambios en los porcentajes aplicados, bajo la premisa de que, incre-mentos en el precio internacional del petró-leo deberían también beneficiar al Estado Argentino, a través de mayores porcentajes.

También esta obligación fiscal fue utili-zada para disminuir el precio paridad de ex-portación para el petróleo. De esta forma, el crudo vendido al mercado interno tenía un precio menor, beneficiando de esta manera al consumidor final, dado que un menor pre-cio de este producto redunda también en ba-jos precios de sus principales derivados.

Al momento de elaborar este documen-to el procedimiento de cálculo del derecho de exportación, se determina a través de la Resolución 394/2007 del Ministerio de Economía y Producción, aprobada en No-viembre del año 2007.

BoliviaLos actuales contratos de exploración

y explotación de hidrocarburos en Bolivia se originan en la Ley de Hidrocarburos No. 3058, del año 2005. Esta Ley obliga a los operadores de campos de hidrocarburos a firmar nuevos contratos bajo los nuevos cri-terios establecidos. Los contratos de riesgo compartido firmados bajo la antigua Ley de Hidrocarburos No. 1689 de Abril de 1996 fueron reemplazados por los nuevos, firma-dos en 2006.

Características Generales Costos y riesgos: Los costos de exploración y explotación de los principales contratos en operación actual establecen que deben ser asumidos por el operador del campo, de esta forma, los riesgos asociados a estas actividades, también son de exclusividad de él. Se establece una cláusula sobre Costos Recuperables, de esta forma, anualmente los operadores del campo entregan a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, YPFB, el detalle de los Opex y Capex que contractualmente se pue-den recuperar. La devolución de estos costos tiene límites, expresados como porcentajes del total producido durante ese período, en algunos casos llega al 100%.

Vigencia y duración: La vigencia es de 30 años a partir de la firma de ellos. Se conside-ran dos períodos, el primero de exploración que no debe exceder los 7 años, y el segundo de explotación con una duración aproxima-da de 23 años adicionales.

Sistema Tributario En el sistema tributario Boliviano convi-

ven dos tipos de tributos: 1) regalías, partici-paciones e impuestos, todos aplicados al valor bruto de producción y; 2) impuestos sobre las utilidades. El cálculo (y a veces la liquidación) del primer conjunto de tributos se realiza por campo, por otra parte, el pago del impuesto sobre las utilidades se realiza por empresa. Regalías: (18%), pese a que legalmente tienen distintas denominaciones, es posible agrupar bajo este concepto a: • Regalía de-partamental del 11% sobre la producción, que favorece al departamento productor. • Regalía Nacional Compensatoria del 1% de la producción destinada a los departa-mento de Beni y Pando • Una participación del 6% sobre la producción destinada al Te-soro General de la Nación (TGN). Impuesto a la Producción: Con la Ley de Hidrocarburos No. 3058 se crea el Impuesto Directo a la Producción (IDH) equivalente al 32% de la producción bruta. Impuestos sobre las utilidades, la Ley 843 establece que las operaciones de explora-ción y explotación deben pagar un Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE) del 25% sobre la base imponible. Cuando las empresas realicen remesas al exterior, que es usualmente el caso de los operadores priva-dos, se aplica el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE) equivalente al 12.5% del total remesado. Participación Contractual: Con la fir-ma de los nuevos contratos se estableció una participación adicional, calculada sobre la utilidad de la operación, a favor de YPFB. El porcentaje de esta participación es varia-ble y sujeto a la negociación contractual, sin embargo, cálculos preliminares lo sitúan entre el 1% y 18% del valor bruto de pro-ducción. Adicionalmente existen pagos por patentes, bonos, el Impuesto al Valor Agre-gado (13%) y el Impuesto a las Transac-ciones (3%) para las ventas en el mercado interno y otras contribuciones que, si bien no son despreciables, pueden ser considera-das menores dentro el total de tributos que deben pagar los operadores de los campos gasíferos y petroleros en Bolivia.

Una vez cubiertos los costos recupera-bles y pagados todos los tributos aplicables al upstream petrolero en Bolivia, el anexo F de los contratos, establece los criterios utili-zados para otorgar al operador del campo una retribución en dinero por la explora-ción y explotación de los campos, por ello, a estos contratos se les denominó contratos de servicios. Propiedad : Los actuales contratos de ope-ración establecen que es YPFB la empresa que realiza las actividades de comerciali-zación de la producción. En este sentido, no sólo los yacimientos se encuentran bajo propiedad del Estado, sino también, la pro-ducción medida en el Punto de Medición. Sin embargo, la Ley de Hidrocarburos No. 3058 vigente faculta a los operadores de los campos a encontrar nuevos mercados que pueden ser abastecidos de forma conjunta con YPFB, bajo criterios de asignación de vo-lúmenes no definidos en esta norma legal.

Un contrato petrolero define la relación entre el Estado y el operador

del yacimiento, en variables claves dentro de la operación de un campo

de interés hidrocarburífero


Tomás Primitivo Bustos Cruz, Schlumberger

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Optimización de los diseños de proyectos garantizando la integridad de la roca sello en los yacimientos de arenas petrolíferas de Venezuela

T e c n o l o g í a

-

Las arenas petrolíferas de Venezuela están compuestas de betún inamovible con viscosidades que varían desde unos cientos de miles de cp hasta más de un millón de cp en las arenas no con-solidadas. El betún es esencialmente sólido bajo las condiciones iniciales del yacimiento. Las arenas en sí no son arenas de playa sueltas; sino todo lo contrario, tiene alta densidad y una estruc-tura entrelazada que se desarrolló a lo largo del tiempo geológico debido al sepultamiento y a las temperaturas elevadas. Su gran resistencia en su estado inalterado depende totalmente de los contactos de grano a grano.

Esta enorme fuente de recursos se encuentra en una amplia variedad de ambientes geológicos; sin embargo, lo que funciona en un área, no necesariamente funciona en otra. Esto resulta particularmente cierto para los dos procesos térmicos más co-munes de recuperación asistida (EOR, por sus siglas en inglés), la estimulación cíclica por vapor (CSS, por sus siglas en inglés) y el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés). Ambos procesos perturban el arreglo inicial de los granos de arena, causando que el volumen del yacimiento se expanda, lo que puede observarse frecuentemente en la superficie como una comba o elevación. La inyección de vapor cizalla el yacimiento, lo cual puede mejorar el rendimiento, pero podría también fracturar las capas límites creando una vía de salida por la cual el vapor y/o el petróleo escaparían fuera de la zona productiva.

La geomecánica predice los cambios en las propiedades de la roca, las tensiones, y la integridad de la roca sello del yacimiento, basándose para ello en la integración de los datos obtenidos a partir de núcleos, registros de pozo, pruebas de pozo, datos de superficie, eventos de perforación y programas sísmicos. Esto

En las arenas petrolíferas de Venezuela, la producción in-situ expone la formación a cambios de temperatura, presión y volumen, que a su vez someten a la roca a ciertos esfuerzos, aumentando potencialmente la productividad o socavando la integridad de la formación. Estos cambios en la formación pueden ser utilizados para optimizar el rendimiento del proyecto dependiendo de cuán bien se hayan comprendido los mismos y de cuán bien se hayan mitigado los efectos perjudiciales. Para comprender estos efectos, es necesario analizar la geomecánica

del yacimiento y del sistema de capa límite

requiere muchos datos del subsuelo utilizados en el modelado geomecánico y de yacimiento seguido del monitoreo, todo lo cual debe integrarse en un robusto sistema predictivo tal como la aplicación de software de mecánica de yacimientos VISAGE*, a la cual se hace referencia en este artículo. VISAGE utiliza presiones, temperaturas y saturaciones calculadas, para predecir el comportamiento geomecánico de las rocas del yacimiento bajo los esfuerzos existentes y los impuestos. Puede acoplarse a un simulador de yacimiento tal como el ECLIPSE* aplicación de software para la simulación de yacimientos, el cual modela el flujo del fluido en el yacimiento y calcula los cambios que se producen en la presión, la temperatura y la saturación. El análisis y el modelado geomecánico pueden ayudar a optimizar tanto el diseño del proyecto como también los parámetros de operación para mejorar la rentabilidad del mismo; la falta de entendimiento de la geomecánica puede provocar fallas en el proyecto.

Procesos térmicos de recuperación asistida (EOR, por sus siglas en inglés) –Tecnologías CSS y SAGD

La estimulación cíclica por vapor (CSS, por sus siglas en inglés) es una técnica térmica de recuperación temprana asistida utili-zada en algunas áreas de Alberta. En el método CSS, se inyecta vapor dentro del pozo durante un período de tiempo de varios días o varias semanas. Se deja que el calor penetre (impregne) las formaciones en las proximidades del pozo durante un período de tiempo adicional (semanas). El petróleo es entonces producido nuevamente desde el mismo pozo hasta que el índice caiga por debajo de un límite rentable. Los ciclos de inyección de vapor seguidos de períodos de producción se continúan hasta que el pozo no produzca más petróleo. El método CSS utiliza altas tempe-raturas de vapor de 300 oC o más y presiones lo suficientemente elevadas como para fracturar la formación. El fracturamiento de la formación aumenta la probabilidad de que el vapor salga fuera de la zona de interés o rompa la roca sello. Por lo tanto, es aplicable a los yacimientos más profundos con un sello o roca sello más resistente. Funciona mejor que el método SAGD en los yacimientos con lodolita o capas arcillosas (lutitas), debido a que las fracturas rompen estas barreras, facilitando la penetración del vapor a lo largo de toda la sección vertical de yacimiento. El método CSS provee una tasa de producción inicial del pozo más elevada pero los factores de recuperación pueden ser menores que


los obtenidos con el método SAGD. Las relaciones típicas vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés), varían entre 3 y 5.

El método SAGD es un nuevo proceso que fue desarrollado en Canadá para la producción in-situ de arenas petrolíferas que se encuentran demasiado profundas para aplicar las técnicas de minería (>100 m) y demasiado someras para el método CSS. Sin embargo, el método SAGD no se considera efectivo en for-maciones de menos de 20 m de espesor. Se perforan dos pozos horizontales de hasta 1000 m de longitud, paralelos entre sí y separados por una distancia vertical constante, generalmente de 5 metros (Figura 1). Se inyecta vapor en el pozo superior, y se produce el petróleo desde el pozo inferior. El vapor se eleva a través de la formación creando una cámara de vapor en extremo superior del yacimiento. El calor se propaga por convección desde el vapor hasta el borde de la cámara, donde el vapor libera su calor de evaporización hacia el petróleo pesado y hacia la for-mación, y se condensa en agua. El petróleo calentado y el agua caliente drenan en el pozo productor. Dado que la gravedad es la que proporciona el impulso en vez de la presión de vapor, la presión de inyección de vapor es menor que aquella necesaria para el método CSS, haciendo que sea posible su utilización en formaciones somera. Un objetivo típico en cuanto a la relación vapor-petróleo sería de 2,5 a 3, aunque muchos proyectos requie-ren proporciones mayores.

Para que el método SAGD sea efectivo la zona de petróleo pesado debe tener un espesor de por lo menos 10 metros; las zonas de mayores espesores son mejores. El proceso funciona mejor en arenas limpias aunque se han realizado algunos proyectos exitosos en los yacimientos que contienen capas discontinuas de lutitas o lodolitas. El método SAGD es un proceso que implica un uso in-tensivo de energía; requiere en promedio unos 1.000 pies cúbicos de gas natural para generar el vapor necesario para recuperar un barril de betún a una relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) de entre 2,3 y 2,5. Hay un óptimo equilibrio entre la relación vapor-petróleo y el uso de energía por barril de betún producido ya que a menudo relaciones vapor-petróleo más elevadas resultan en mayores tasas de producción de petróleo. La variable clave es la cantidad de energía que se necesita para producir cada barril de petróleo. En las proximidades de los pozos se prevén factores de recuperación de 50% a 70%.

En este momento no hay suficientes proyectos completos y maduros en los que se haya aplicado el método SADG, como para determinar los factores de recuperación máximos. Algunos proyectos tienen tasas de producción y factores de producción menores que los previstos. Otros requieren una relación vapor-petróleo mayor que la pretendida. Lo cual a menudo se debe a la suposición de que las arenas petrolíferas son uniformes; ha ocurrido que se han instalado proyectos sin tener en cuenta la geología y la geomecánica del yaci-miento. Esto puede resultar en la pérdida del pozo debido a los cambios en los esfuerzos geomecánicos en el yacimiento. En un proyecto en Canadá, el vapor a alta presión atravesó la roca sello y llegó a la superficie, dejando un cráter de 300 metros (Figura 2). Esto atrajo la atención de las autoridades reguladoras, que ahora exigen un análisis de la roca sello para la aprobación de nuevos proyectos.

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Figura 1: Esquema del método SAGD

Figura 2: Cráter formado por el avance del vapor hasta superficie en un proyecto SAGD

Fuente: Japan Canada Oil Sands Ltd.


Geomecánica de la inyección de vapor La inyección de vapor eleva la temperatura y la presión del

yacimiento, alterando los esfuerzos de la roca que se encuentran dentro y fuera de la cámara de vapor, produciendo así la rotura por cizalladura. Esto aumenta el volumen del yacimiento cau-sando una elevación en superficie (Figura 3)1. Los incrementos asociados a la porosidad y a la permeabilidad mejoran el ren-dimiento del proceso SAGD, creando un sistema de doble po-rosidad y doble permeabilidad entre la formación y los planos de corte2. El método CSS se realiza por encima de la presión de fractura de la formación, rompiendo las barreras verticales delgadas y mejorando así la recuperación.

La presión de inyección y la dirección en la cual se producirá una rotura por cizalladura pueden predecirse a partir del cono-cimiento de los esfuerzos y presiones ya existentes en la roca, y de la resistencia de la roca de formación. Esta presión es mayor que la utilizada por muchas compañías operadoras y resulta en una relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) más elevada. La presión de operación debe disminuirse a medida que crece la cámara de vapor para evitar que el vapor fracture la formación, y tenga consecuencias para el método de levan-tamiento artificial utilizado a lo largo de la vida del proyecto. Aunque el levantamiento por gas pudiese funcionar al principio, durante la fase de alta presión, posteriormente en la vida del proyecto serán necesarias las bombas electro-sumergibles (ESP, por sus siglas en inglés).

Tecnología geomecánica en 4DLa geomecánica y el comportamiento de los yacimientos

están estrechamente relacionados, la presión del yacimiento y la producción/inyección afectan los esfuerzos y desplazamientos en el yacimiento y en las rocas circundantes que previamente se encontraban en equilibrio a lo largo del tiempo geológico. Esta compleja respuesta puede modelarse utilizando técnicas numéricas de avanzada, y algunas de las soluciones computacionales, par-ticularmente el interior del yacimiento y los estratos por encima del mismo, pueden observarse mediante técnicas de monitoreo, como por ejemplo la sísmica en 4D y la micro-sísmica.

Una simulación geomecánica comienza con un modelo estruc-tural en 3D, que luego se rellena con los datos mecánicos tanto del yacimiento como de las formaciones de los límites, para construir con ellos un modelo mecánico de la corteza terrestre (Figura 3). Las condiciones de los límites del yacimiento se agregan para simular los perfiles de esfuerzos en los laterales del modelo. A diferencia de los modelos de yacimiento, los modelos de corteza terrestre toman en cuenta los estratos de sobrecarga, los de carga subyacente (las rocas que están por debajo del yacimiento) y los de carga lateral (rocas adyacentes que generalmente proveen las condiciones de los límites)3.

Estos modelos tienen considerables requerimientos de datos que pueden ser difíciles de satisfacer y son mayores que los modelos de yacimiento. Los modelos utilizan datos tales como las medi-ciones de porosidad realizadas bajo presión, la variación vertical en la resistencia de la roca, el análisis de clúster de los registros de pozo, las mediciones de núcleos y la integración de registros y núcleos. Se deben obtener núcleos tanto en las capas límite como así también en el yacimiento mismo.

Los registros de pozo, también deben correrse en la totalidad de la sección, incluyendo un registro de la herramienta de barrido acústico Sonic Scanner* para medir el régimen de los esfuerzos in-situ. Se debe adquirir un levantamiento sísmico 3D de referencia. Y calibrarse lo datos de los registros de pozo con respecto a los datos provenientes de los núcleos, la perforación y la sísmica.

3 Para más detalles refiérase a Cook et al., “Rocks Matter: Ground Truth in Geomechanics”, Oilfield Review, Otoño de 2007

...Tecnología

Figura 3: Deformaciones en la superficie causadas por los cambios en el volumen y en los esfuerzos del yacimiento (Fuente: Dusseault and Collins)

Las variables de operación tales como la presión de inyección y la relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) pueden hacer que los proyectos sean rentables o no. Los efectos de ciza-llamiento en el método SAGD son propios y característicos de los yacimientos y no están distribuidos uniformemente. Los esfuerzos en la roca determinarán en gran medida la dimensión y la dirección del crecimiento de la cámara de vapor; por lo cual comprender estos efectos resulta útil para el diseño del proyecto e incidirá en la determinación del número y ubicación de los pozos, las presiones de operación y los métodos de levantamiento artificial.

Debido a los cambios en la formación que se producen durante la inyección de vapor (aumento de volumen, cizallamiento y posi-bles fracturamientos) resulta esencial comprender la naturaleza de la roca sello y de la capa que se encuentra debajo del yacimiento. Para garantizar la integridad de la roca sello, la misma debe tener un sello hidráulico adecuado y permanecer intacta durante el pro-ceso. Las formaciones someras en las que se utiliza la tecnología SAGD son particularmente susceptibles a la apertura potencial de brechas en la roca sello. A medida que el patrón SAGD madura, el aumento de volumen de la formación desplaza los estratos de sobrecarga del límite superior del yacimiento produciendo un levantamiento en la superficie, lo que somete a la capa sello a ciertos esfuerzos y podría limitar la presión de inyección. de la cámara de vapor o bien en el plano que tenga el mayor esfuerzo de corte antes de comenzar la inyección.

1 Maurice Dusseault y Patrick Collins, “Geomechanics Effects in Thermal ProcessesM for Heavy Oil Exploitation”, CSEG Recorder Junio de 20082 Patrick Collins, “Geomechanical Effects of the SAGD Process”, Evaluación eingeniería de yacimiento SPE, Otoño de 2007


El modelo mecánico de la corteza terrestre se importa en la aplicación de software de Sch-lumberger VISAGE para simular la evolución de los esfuerzos ocasionados por los cambios en la presión y temperatura debido a la inyección y producción de fluidos. Los flujos de cada fluido se calculan utilizando un simu-lador de yacimiento. Estos cam-bios de presión y temperatura se registran en el sistema VISAGE, proporcionando una predicción de los cambios en los esfuerzos de la formación durante el trans-curso del tiempo. El modelado sigue un proceso iterativo que incluye la verificación de todos los datos de entrada en un mod-elo totalmente coherente que

29

Figura 4: Flujo de trabajo del modelado geomecánico

prioriza los datos tales como los registros, las fracturas induci-das y las ovalizaciones producidas durante la perforación, para definir el estado inicial de los esfuerzos. Además del simulador de esfuerzos VISAGE y el simulador de yacimientos ECLIPSE, se encuentran disponibles otras herramientas de software tales como el programa de definición de yacimientos multi-medición (MMRD, por sus siglas en inglés), las aplicaciones de software interactivo que permiten flujos de trabajo desde la sísmica a la simulación; el programa Asesor del Manejo de la Producción; la aplicación de flujo de trabajo desde la sísmica hasta la simulación Petrel*; y las aplicaciones de micro-sísmica.

MonitoreoUna vez que se ha desarrollado el modelo, se lo debe actuali-

zar con datos obtenidos mediante el monitoreo. Se encuentran disponibles una gran variedad de técnicas para vigilar los efectos geomecánicos en un campo. La mayoría de los proyectos de inyección de vapor en arenas petrolíferas incluyen pozos de ob-servación, pozos verticales perforados en la zona de inyección de vapor o a través de toda la sección vertical. Los efectos calculados de los esfuerzos en los pozos pueden calibrarse con observaciones tales como las fracturas y ovalizaciones identificadas a partir de los datos obtenidos con la herramienta generadora de imágenes microeléctricas de cobertura total, Fullbore Formation MicroIm-ager* (FMI), o a partir de los datos obtenidos con la plataforma de barrido acústico, Sonic Scanner*.

Otros datos de entrada para los estudios de geomecánica incluyen los datos sísmicos en 4D, las mediciones de presión y temperatura provistas por el sistema de vigilancia con fibraóptica Sensa* y los levantamientos terrestres GPS tales como InSAR que localizan y miden cambios en la elevación.

Mediante la incorporación de nueva información en un circuito de retroalimentación, el modelo evoluciona, se reduce la incertidumbre en las predicciones a lo largo del tiempo y se

hace posible el ajuste continuo de las variables de operación para optimizar el rendimiento del proyecto.

ConclusionesLa producción in-situ de arenas petrolíferas es técnicamente

desafiante; la comprensión de la geomecánica y la geología, el monitoreo extensivo de campo y el análisis integrado, son claves para el éxito del proyecto. Existen casos documentados de proyectos SAGD exitosos y fallidos. Una característica común de los proyectos exitosos es el uso extensivo de datos tales como la sísmica 4D, los registros RST, el levantamiento sísmico entre pozos, la presencia de pozos de observación y el modelado geo-mecánico y de yacimiento. Otras características incluyen el uso de presiones más altas, lo que es arriesgado a menos que se conozca la resistencia de la roca sello, y se tenga expectativas realistas de la relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés) y otras variables de operación. Por el contrario, los proyectos de menores rendimientos generalmente se basan en la hipótesis del yacimiento homogéneo, modelos de yacimiento simplistas, falta de datos a cerca de la capa sello, falta de modelos geomecánicos y bases de datos de superficie pobres.

Las tecnologías para el análisis integrado de la geomecánica y la ingeniería de yacimientos que se han presentado aquí pueden utilizarse para optimizar aún más los proyectos de producción in-situ de arenas petrolíferas. Únicamente con este nivel de modelado detallado se pueden predecir las relaciones de compromiso entre mayores presiones de inyección y la relación vapor-petróleo (SOR, por sus siglas en inglés); así como también entre el rendimiento del pozo y la integridad de la roca sello, lo que permite un diseño de proyecto óptimo y condiciones de operación adecuadas a ser determinados para cada uno de los yacimientos existentes en la gran variedad de arenas petrolíferas de Venezuela.

* Marca de Schlumberger


Warehouse

Caterpillar Global Petroleum sumó a su portafolio la línea de productos MaK que reúne los requerimientos de clientes en la industria petrolera costafuera

Dave Noelken

Durante la OTC 2010, Dave Noelken, General Manager Caterpillar Global Petroleum, anunció la incorporación al portafolio de productos y ser-vicios de la compañía de línea de motores Mak, una familia de cuatro motores con capacidades de generar electricidad que van de 1.20 kW a 900 rpm, hasta 16.000 kW a 514 rpm.

Schlumberger lanzó su novedoso sistema móvil de tratamiento de descargas ClearPhase, diseña-do para pruebas de pozo, proveer monitoreo de tratamiento de descargas in situ y en tiem-po real. El sistema recupera residuos de crudo para reducir la concentración de crudo en agua a menos de 20 ppm y ayuda a aprovechar las pruebas de pozo.

La compañía incorporó al ClearPhase dos sistemas con licencia ProSep Inc., la tecno-logía de eliminación de crudo TORR™ que ofrece un sistema tratamiento diseñado para pruebas de pozo; y el sistema RPA® un ab-sorbente de petróleo reusable que no genera residuos o subproductos durante el tratamien-to de efluentes, ello elimina la necesidad de almacenar, transportar y procesar los fluidos en otros lugares.

Información: www.slb.com

Gran atención de los visitantes captó el modelo M 32 C, cuyas grandes dimen-siones (4.7 metros de alto) fueron el centro de atención del espacio de exhibición de la compañía.

El M 32 C se encuentra disponible en versiones de 12 y 16 cilindros y es ideal para su uso en plataformas semisumergibles con posicionamiento dinámico y barcos de per-foración. Su potencia ronda entre los 5760 y 7680 kW a 720 rpm, y ha demostrado un excelente desempeño y confiabilidad en

ambientes marinos severos.El motor más grande de la

familia es el M 43 C que dobla la potencia del M 32 C y provee hasta 16 MW, capaces de atender las necesidades de una embar-cación Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) y otras unidades de pro-ducción de mayor tamaño.

www.cat-oilandgas.com

ClearPhase

Deepwater Subsea System

La División GE Oil & Gas de General Elec-tric, lanzó el árbol horizontal para aguas pro-fundas y sistema de control integral VetcoGray DXHT D-Series, diseñado para operar en aguas de hasta 10.000 pies de profundidad y presiones de hasta 15.000 psi. Su novedoso di-seño reduce en 12% el espacio que ocupan los árboles horizontales tradicionales y pesa 10% menos. El paquete D-Series incluye el módulo de control submarino integral VetcoGray Mo-dPod, que cuenta con tecnología SemStar5™, una nueva generación de sistemas de control e instrumentación de arquitectura abierta ul-tra-confiable. El árbol, ya disponible comer-cialmente, fue diseñado tomando en cuenta tecnologías probadas en campo.

Mayor información: www.gepower.com

Modelo M 32 C de la serie de motores MaK

Línea de motores MaK Engines


AGOSTO

31

Calendario 2010

Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

08 – 2010 Digital Energy Workshop - Houston, USA - www.digitalenergy2010.com

14 - 15 – 3rd. Annual energy Capital Week - Houston, USA - www.energycapitalweek.com

14 - 16 – Pipe Tech World Summit 2010 - Madrid, España - www.pipetechsummit.com

14 - 17 – SPE EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition 2010 - Barcelona, España - www.eage.org/events

16 - 17 – Atlantic Canada Petroleum Show - Newfoundland & Labrador, Canad· - www.atlanticcanadapetroleumshow.com

22 - 24 – IV Colombia Oil & Gas WPC Regional Meeting LA - Cartagena, Colombia - www.colombiaoilandgas2010.com

27 - 30 – 2010 Trinidad and Tobago energy Resources Conference - Puerto España, Trinidad & Tobago - www.spe.org/events/10apor

13 - 15 – Congreso sobre integridad en las instalacinoes de Gas y Petróleo - Buenos Aires, Argentina - www.iapg.org.ar

15 - 16 – Reserves and Resources a Petroleum Industry Seminar - Houston, USA - www.gaffney-cline.com

18 - 22 – CO2 EOR and Sequestration - Boston, USA - www.seg.org

JUNIO

JULIO

19 - 23 – Evaluation of Canadian Oil and Gas Properties - Calgary, Canadá - www.spe.org

20 - 22 – Oil Sands Heavy Oil Technologies 2010 - Calgary, Canadá - www.oilsandstechnologies.com/index.html

29 - 31 – Primera Feria Minera Bogotá 2010 - Bogotá, Colombia - www.mineriabogota-colombia.com

02 - 08 – IX Semana Técnica de Geología - Manizales, Colombia - [email protected]

11 - 13 – Navalshore 2010 - Río de Janeiro, Brasil - www.navalshore.com.br

19 - 20 – Summer NAPE - Houston, USA - www.napeexpo.com

24 - 27 – Congreso Latinoamericano de Seguridad y Salud Ocupa-cional de la Industria del Petróleo y del Gas - Salta, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2010/seguridad

31 - 02/9 – Oil & Gas Maintenance Technology North America - New Orleans, USA - www.ogmtna.com

31 - 02/9 – VII Congreso de Corrosión - LATINCORR 2010 - Quito, Ecuador - www.latincorr2010.org


L

ANUNCIANTESJUNIO 2010 / No 245 / Petroleum

Última Página

AME...............................................23

Area...............................................31

ClampOn....................................15

Halliburton..................................C.P

Impact Solutions Group...............5

Lindsay CA USA....................................7

Petroleum...................................C.P.I.

Ramde de Colombia Ltda. .................19

Repsol............................................7

Schlumberger...............................P.I.

SPE/ATCE 2010..................................2

Sugaca.....................................21

Tejas.........................................9

Wabash Power..........................30

Arranca nueva etapa en la FPO

ANUNCIANTES

32

Las recién creadas empresas mixtas Petrocarabobo y Petroindependencia, que operarán en el área Carabobo de la Faja

Petrolífera del Orinoco, producirán 800 mil barriles diarios de petróleo en el 2016

as empresas que ganaron la licitación para participar en el desarrollo de los bloques Cara-bobo 1 y 3 de la FPO, firmaron finalmente los acuerdos de crea-

ción de las empresas mixtas Petrocarabobo y PetroIndependencia.

Petrocarabobo está conformada por CVP, con 60% de las acciones, Repsol con 11%, las petroleras PC Venezuela y Petrocarabobo Ganga, con 11% cada una y la india Indoil Netherlands con 7%, para operar en los bloques Carabobo 1 Centro y Carabobo 1 Norte de la FPO, en una superficie de 382,86 kilómetros cuadrados.

Petroindependencia por su parte, está integrada por CVP con una participa-ción accionaria de 60%, la estadouniden-se Chevron con 34%, la japonesa Japan Carabobo con 5% y la venezolana Sue-lopetrol con 1%. Estará encargada de de-sarrollar actividades primarias dentro del

área que ocupan los bloques Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5 de la FPO, en los estados Anzoátegui y Monagas, en una superficie de 534,54 km2.

La inversión por empresa es de 12.000 millones de dólares y se espera que alcancen una pro-ducción temprana para finales de 2012 de 50.000 barriles cada una. Para ello se inició la cons-

nezolana ascienda a 6 millones 850.000 barriles por día.

El Ministro recordó que en el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos se ejecutó un proceso para migrar los con-venios operativos a Empresas Mixtas y se nacionalizaron las antiguas asociaciones estratégicas de la Faja.

Reiteró que al culminarse el proceso de certificación de reservas venezolanas se confirmará que éstas ascienden a 316.000 millones de barriles, sólo considerando un factor de recobro de 20%. De ese volumen, 170.265 millones de barriles se correspon-den con crudos pesados y extrapesados. Con un factor de recobro de 45%, la cantidad de crudo extraíble superará los 600.000 millones de barriles.

El Presidente de la República, Hugo Chávez, quien presenció el acto de firma de acuerdos, expresó que aspira a que se construya el Centro de Estudios de la Faja, posiblemente en Soledad, estado Bolívar.

En representación de las empresas petroleras participantes, Antonio Bru-frau, Presidente de Repsol, expresó el compromiso de trabajar para enfrentar el complejo reto que desde el punto de vista tecnológico, significa incrementar el factor de recobro en la Faja Petrolífera del Orinoco.

trucción de nuevas capacidades como un mejorador de crudo, un centro operativo de producción y un oleoducto en Araya.

La idea es que para 2016, luego de la construcción de los mejoradores que llevarán el crudo hasta 40 °API, las re-cién creadas empresas mixtas produzcan 400.000 barriles diarios de petróleo, indicó el Vicepresidente de Exploración y Pro-ducción de Pdvsa, Eulogio Del Pino.

Venezuela recibirá un bono de 1.500 millones de dólares y ambas empresas mixtas se comprometieron a dar un fi-nanciamiento a Pdvsade 1.050 millones de dólares.

El Ministro para la Energía y Pe-tróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, dijo que para finales de 2015 la producción alcanzará los 4,15 millones de barriles de petróleo, un millón por encima de la producción actual. Igual-mente se espera que para 2016 supere los 5 millones de barriles y 6 millones 680.000 barriles en 2021.

Un rol estelar Ramírez ratificó que la Faja Petrolífe-

ra del Orinoco jugará un rol estelar hacia el futuro, ya que la perspectiva de creci-miento de la producción petrolera estará supeditada al desarrollo de la Faja. Para el 2021 se espera que la producción ve-

El área Carabobo está ubicada en la parte este de la Faja Petrolí-fera del Orinoco. La empresa mixta Petrocarabobo conformada por CVP y el consorcio integrado por Repsol, PC Venezuela, Pe-trocarabobo Ganga e Indoil Netherlands, operará en los bloques Carabobo 1 Centro y Carabobo 1 Norte

Documents

Junio 2010 - Petroleum 245