Revista Petrolera de America Latina_Febrero2013

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Febrero 2013

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

R e  O f v i s  s t a  i c  i  c i a  a l 

E&P

Escenario

Tecnología

» Outlook petrolero latinoamericano

» Shell Technology Technology Center Houston “Innovation Summit”

» Fracturamiento hidráulico y sus

Contenido Febrero 2013  Año 28, N º   º   277  L a

R e v i s t a

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P e t r o l e r a

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A m é r i c a

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En el relanzamientro del Centro de Tecnología de Shell Houston: Nick Bell, Selda Gunsel, Safa George, Ed Daniels, VP Ejecutivo de Soluciones Globales; Matthias Bichsel, Director de  Proyectos y Tecnología; Keith Probyn, Jimmy Hunter y Robert Miller 

Portada: 

Sapinhoá, uno de los mayores campos de  petróleo de Brasil, localizado en el presal del  bloque BM-S-9, inició la producción del primer  pozo Guará-1 conectado a la plataforma  Cidadede Sao Paulo. (Foto Cortesía Repsol)

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Oportunidades y retos en Latinoamérica 

Expertos de Shell en el manejo de yacimientos  no convencionales, compartieron sus  conocimientos en un taller realizado el 16 de  Enero en Bogotá 

E&P  12 Outlook petrolero latinoamericano 2013 12 Colombia: Ecopetrol el desafío de la 

producción limpia  12 Pacifc Rubiales con mayores expectativas en 

2013 13 México: ¿Asumirá el reto de la apertura del 

sector de hidrocarburos?  14 Prioridad para Brasil: incrementar producción  14 Argentina: tras mayor inversión  16 Bolivia: Buenas perspectivas para el sector de 

petrolero 

 SECCIONES   SECCIO NES 

4 CORNISA

Expertos del sector de hidrocarburos  se reunieron del 9 al 10 de Enero en  Houston para profundizar en el valor  de la innovación, la tecnología y la  creación colaborativa, en el marco  de la cumbre auspiciada por el Shell  Technology Center 

www.petroleumag.com PREVIEW  35 IHS CERAWeek 2013 Del 4 al 8 de Marzo la Conferencia  Ejecutiva sobre Energía brindará  respuestas estratégicas y de inversión  sobre el futuro del sector a nivel mundial 

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 ANÁLISIS  26 Escenarios de producción de petróleo para Venezuela REPORTE  28 BP Energy Outlook 2030 El más reciente informe sobre las  perspectivas energéticas de la petrolera  británica de cara al 2030 

TECNOLOGÍA 32 Fracturamient Fracturamiento o hidráulico y sus aplicaciones Un fracturamiento selectivo, con  buena planeación optimiza la  recuperación de reservas y controla  la producción en los yacimientos de  petróleo y gas 

6 CUADRANTE

Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas no Convencional, Sudamérica 2013 Examen de los riesgos vs. las  recompensas en las ocho perspectivas  no convencionales sudamericanas más  importantes. importante s. 27 y 28 de Febrero, Buenos Aires, Argentina 

Por Diego J. González Cruz 

La industria de petróleo y gas en la región se  abre a un año de oportunidades y retos 

17 Venezuela: balance y metas del negocio 

Bombas Q10 de Halliburton 

ESCENARIO 20 SHELL Innovation Summit

IN SITU  8 Shell comparte “Mejores prácticas para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales”

hidrocarburos 

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37

Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition 2013 La décima tercera conferencia  especializada organizada por la  Intervention & Coiled Tubing Association  (ICoTA) se realizará el 26 y 27 de  Marzo en The Woodlands, Texas 

ÚLTIMA PÁGINA 42 Nostalgia y confusión por el presal Por Alvaro Ríos Roca 

38 WAREHOUSE 39 GENTE 41 CALENDARIO

La Revista Petrolera de América Latina EdiCióN Joge Zajia, Editor  jzajia@petroleu m.com.ve

Zulay Socoo, Directora [email protected]

Heglenys Perozo, Directora

La Explotación Petrolera Sustentable

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Maía Zajia, Redactora [email protected]

ProduCCióN Paola Guevaa, Diseñadora

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COORDINACIÓN GENERAL Mieille Socoo [email protected]

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ASESORES EDITORIALES Edmundo ramíez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural

OFICINAS CENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Ocina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: [email protected] COLOMBIA ivan uta Samento / Country Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Ocina 1204. Bogotá Tel: (57 1) 742 8002 Ext. 122. Cel: +57-313-281 9919 [email protected]

O

btener una licencia ambiental para la explotación de los hidrocarburos es uno de los principales asuntos que debe enfrentar la industria petrolera de nuestros días, que contabiliza en millones de dólares las pérdidas económicas por el retraso en la obtención de los permisos para iniciar las operaciones de exploración y producción de petróleo y gas. A pesar de que el petróleo en sí no es un contaminante peligroso, las actividades inherentes a su explotación sí lo son y de allí se deriva el celo de quienes tienen en sus manos la preservación y conservación del medio ambiente. En toda la América Latina, desde Venezuela hasta la Argentina, pasando por Colombia, Ecuador, Perú, Brasil, Chile, Uruguay y Paraguay, la lentitud del proceso -en unos países más que en otros- para obtener los permisos o licencias ambientales es la principal barrera para hacer factible la rentabilidad del negocio. Es bueno apuntar, que quizás sea la propia industria de los hidrocarburos la que por cuenta propia ha desarrollado más que cualquier otra los conceptos, métodos y procedimientos para realizar una operación ambientalmente responsable y sustentable, por lo que la solución del asunto de la lentitud en el otorgamiento de dichas licencias radica principalmente en la falta de suciente personal en las agencias y ministerios que regulan

esta materia para llevar a cabo el procedimiento de forma oportuna. La primera explicación a esta escasez de personal es que la actividad de exploración y producción se ha disparado dramáticamente, a un ritmo notablemente superior al experimentado por los entes regulatorios, los cuales muy a pesar de las presiones ejercidas por las compañías petroleras, no han reaccionado con suciente fuerza para atender adecuada mente, con prontitud y calidad, la demanda creciente de estas licencias. Si bien las petroleras con mayor tradición en el negocio han hecho de la conservación del medio ambiente parte esencial de su losofía operacional, no es menos importante

que los gobiernos no bajen la guardia en el control de las actividades, pero se debe llegar a un acuerdo entre las partes para el procesamiento de todo el papeleo se cumpla con mayor eciencia y velocidad.

uSA rcado Soto, Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 [email protected]

Otro tema muy ligado a la explotación petrolera sustentable, es el de los pueblos y comunidades “pisatarias” del preciado oro negro contenido en el subsuelo de sus territorios ancestrales, que reclaman y exigen, con razón, una participación justa en su inmensa riqueza. La industria petrolera mundial es en esencia una actividad minera y como tal conserva

CuADOR César Gerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edicio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

la losofía de extracción, similar a la de los “buscadores de oro”, donde el tradicional “pico” es el moderno taladro de perforación, el burrito es un amante jet y el gambusino es hoy un renado ejecutivo; pero en el fondo el negocio sigue teniendo la misma losofía:

Editorial Victoria C.A. PETROLEuM es producida por 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, Ma racaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

Membo de la Cámaa Petolea de Venezela

Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved

Impresión: Grafpress C.A. / Maracaibo

extraer la mayor cantidad de mineral, en el menor tiempo posible, hasta agotarlo, dejando tras de sí la ilusión efímera de lo que pudo haber sido un sueño de riqueza compartida. A diferencia de las licencias ambientales, que es un asunto prácticamente de logística y capacidad operativa de los entes regulatorios, lo que se ha dado en llamar responsabilidad social empresarial es un punto de estricto orden político y económico, de una complejidad suprema, de la misma magnitud de los intereses que están en juego. Por supuesto que este aspecto de la explotación petrolera responsable es un tema cuyo análisis somero sobrepasa la capacidad de este corto espacio editorial, sin embargo quisimos tocarlo, pues al lado de la lentitud de la permisología ambiental que incide en el retraso de los proyectos, está el reclamo de las comunidades, muchas veces de forma anárquica  y ejerciendo “vías de hecho”, con no pocos casos de enfrentamientos violentos, situación que a nuestro juicio requiere de un estudio profundo que coadyuve a una acción diferente a la de los tradicionales donativos de hospitales, escuelas o carreteras, que si bien resuelven necesidades, no dejan de ser dádivas, en lugar de acciones que a la postre se traduzca en verdadero desarrollo para las comunidades.

Cuadrante

Lcilitar la serie de presentaciones itinerantes de la Ronda Sureste de Ecuador, en la cual se ofrecerán 13 bloques petroleros en la región

a Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE), contrató a IHS, la fuente líder mundial de información y análisis, para fa-

sureste, cerca de la frontera con el Perú. El Road Show arrancó en Enero en Bogotá y dos presentaciones estaban previstas en Febrero, una en Houston y otra en París. El 20 de Marzo continuarán en Singapur y el 25 de Marzo en Beijing. “Esperamos reunir a delegados de los ministerios con los miembros de la industria y representantes de las empresas petroleras para discutir los bloques en oferta”, dijo Tim Soba, Consultor de IHS.

S

chlumberger, reportó ganancias mayores a las esperadas por quinto trimestre consecutivo, gracias a que la intensa actividad en Latinoamérica, Oriente Medio y Asia que compensó una desaceleración en los mercados tradicionales. Los ingresos totales de la rma en 2012 ascendieron a US$42.150 millones frente a US$36.960 en 2011. “Los mercados internacionales crecieron a partir de una fuerte exploración y actividades de desarrollo, tanto en plataformas marinas como en mercados continentales clave”, dijo el Presidente Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard. Los ing resos en Latinoamérica aumentaron 13% y en Oriente Medio y Asia 21%, en comparación con una caída del 3% en su tradicional mercado norteamericano.

H

alliburton, reportó resultados que superaron los estimados de analistas, gracias a sólidos márgenes de ganancias internacionales que ayudaron a contrarrestar un descenso del 58% en Norteamérica. El total de ingresos en 2012 fue de US$28.503 millones, 15% más respecto a 2011, mientras que su resultado operativo disminuyó 12,2%, debido a menores precios de los servicios de fracturamiento hidráulico en Norteamérica. “Desde la perspectiva de los ingresos establecimos nuevos récords en todas nuestras regiones y divisiones”, señaló Dave Lesar, Presidente y CEO de la rma, quien destacó igualmente la relevancia de América Latina en los resultados operacionales, especialmente por la actividad de servicios de uidos de perforación y las ventas de software en México y Colombia, liderando el crecimiento de la región.

C

hevron reportó ganancias para el cuarto trimestre de 2012 “notablemente superiores” a las d el trimestre anterior, gracias a un incremento en la producción de hidrocarburos, con un benecio de US$1.400 millones. El promedio de producción estadounidense de crudo y gas subió a 676.000 bpd en Octubre y Noviembre, en comparación con el promedio de 637.000 bpd en el tercer trimestre. A  nivel mundial la producción de crudo equivalente subió a 2,66 millones de bpd en los dos primeros meses del trimestre, desde un promedio de 2,52 millones en el tercer trimestre. La ganancia de US$1.400 millones se generó por el acuerdo con Royal Dutch Shell, anunciado en Agosto, en el que esta cambió intereses en dos yacimientos costa afuera de Australia por activos de Chevron en el proyecto de GNL del campo de Browse.

Gen la Cuenca de Santos. Se trata del tercer negocio que la rma concreta con el gigante brasileño, que en palabras del Presidente de

E Oil & Gas ganó un contrato con Petrobras por US$ 500 millones para suplir equipos de generación de energía a plataformas

la división de petróleo y gas en América Latina, Joao Geraldo Ferreira, evidencia “la consolidación del mercado y el retorno de las inversiones”. El contrato engloba 16 turbogeneradores, ocho trenes turbocompresores y 32 compresores eléctricos. Se atenderán cuatro plataformas FPSO (las P-74, P-75, P-76 y P-77). Los equipos se entregarán entre Abril de 2014 y Marzo de 2015, con un índice de nacionalización que subirá progresivamente. Las primeras turbinas tendrán cerca de 60% de contenido local, alcanzando luego casi 80% en las últimas unidades, informó Ferreira.

E

l primero de tres taladros chinos que comprará YPFB Corporación, será utilizado en la perforación del primer pozo en el Bloque Lliquimuni ubicado en el norte del departamento de La Paz, Bolivia. El equipo que se estima llegará al país en Mayo de 2013, tiene una potencia de 2.000 HP y capacidad para perforar hasta 5.500 metros de profundidad. Los otros dos taladros, de 1.500 HP y 1.000 HP, respectivamente, serán empleados por las empresas subsidiarias de la estatal petrolera, YPFB Andina y YPFB Chaco, que ejecutan proyectos de exploración y explotación en diferentes bloques del país. Las unidades son fabricadas por la empresa china RG Petro-Machinery Group.

Lcon Pemex, para la construcción de la plataforma de producción PB-Litoral-A, que operará en los campos Tsimin-Xux en la región

a frma de ingeniería de petróleo y gas McDermott Internacional se adjudicó un contrato llave en mano de US$230 millones

costera de Tabasco. El contrato incluye la ingeniería, suministro de materiales, fabricación, transporte, instalación y comisionamiento de una plataforma de 8.300 t oneladas. McDermott también ofrecerá capacitación al personal de Pemex para la operación y mantenimiento de la unidad. “Este proyecto rearma la posición de nuestra planta fabril en Altamira, México, como actor clave en proyectos de construcción marina tanto nacionales como internacionales”, dijo Steven W. Roll, Vicepresidente y Gerente General de la rma para la región atlántica. El trabajo de ingeniería arrancó de manera inmediata, previéndose la nalización del proyecto en el segundo trimestre de 2015.

P

etróleos Mexicanos alcanzó el volumen más alto de exportación de petróleo crudo en los últimos 13 meses, al promediar un millón 374.000 barriles diarios. El promedio de ventas a clientes en América, Europa y Lejano Oriente, se ubicó en un millón 263.000 barriles de petróleo en los primeros once meses del año, lo que generó un ingreso acumulado de US$43.327 millones, en ujo de efectivo. Este incremento fue consecuencia de un aumento en el volumen promedio de producción de petróleo crudo en los campos terrestres y marinos, ubicándose en Noviembre en dos millones 577.000 barriles diarios, el mayor en 19 meses. Del total de exportaciones, 80% se destinó a los diversos clientes en el continente americano, 14% al mercado de Europa y el restante 6% al Lejano Oriente.

T

DA Supply & Service, empresa líder en el suministro de productos y servicios para el sector petrolero colombiano y latinoamericano, incluyendo sistemas de levantamiento articial de bombas de cavidades progresivas, tubería de revestimiento y producción, mantenimiento electromecánico y de instrumentación, celebra 30 años de trayectoria, marco en el cual está organizando el Gran Torneo de Golf TDA 2013, que se realizará el 1 de Marzo, en las instalaciones del C lub Campestre Guaymaral, en Bogotá.

In Situ

Shell comparte “Mejores prácticas para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales”

Jose Mota, Onshore Well Engineering Manager, Shell Houston; Julio Patiño, Well Delivery Manager, Shell Houston; Arnaldo Rodríguez, Government Relations Advisor Colombia, Shell Colombia; Darci Sinclair, Business Advisor (Onshore Gas), Shell Houston; Krista Johnson, Director, State Government Relations, Shell Houston; Eduardo Rodríguez, Country Chairman Shell Colombia; y David Cole, Regional Discipline Lead, Production and Chemical, Shell Houston

I

mpartida por expertos de Shell en el ma- explicó que las reservas del país siguen nejo de yacimientos no convencionales, siendo de aproximadamente 2,3 billones la actividad se realizó con el objetivo de de barriles, sin un gran descubrimiento que compartir con profesionales y ejecutivos permita ubicar a Colombia en otro nivel, de la industria petrolera colombiana,  y con una relación producción/reserva de las mejores prácticas adquiridas por la una duración estimada de siete años. operadora, principalmente en EE.UU., Para introducir al país en el tema de pero también en otras regiones petroleras los no convencionales, llamó la atención del mundo. sobre cifras del mercado norteamericano La asistencia estuvo conformada por publicadas por IHS CERA que dan cuenta representantes de empresas operadoras de unas reservas cercanas a los 98 de bilocales, de bienes y servicios, instituciones llones de barriles de no convencionales de gremiales y gubernamentales, cuerpos crudos líquidos (unos 235 trillones de pies diplomáticos y medios de comunicación cúbicos de gas). De igual modo un estimavinculados al sector petrolero. do de producción de esa nación hacia el 2023 de casi 8 millones de barriles, de los Colombia busca asumir una cuales 5 millones serán no convencionales, posición competitiva es decir, cinco veces la producción actual En sus palabras de apertura , Eduardo de Colombia. Rodríguez Tamayo, Presidente de Shell “La matriz energética de EE.UU. Colombia analizó la posición del país en ha cambiado signicativamente y los no materia de producción y reservas. A pesar convencionales tendrán un papel muy imde celebrar el alcance en Diciembre de la portante”, dijo el representante de Shell, meta del millón de barriles diarios, ritmo quien puso de ejemplo el caso de Dakota que de continuar “será excelente para del Norte, donde se pasó de una producción llegar al millón 70 mil barriles este año”, de 60 mil barriles a 600.000 barriles. “Un

 Ante el reto que se plantea Colombia de iniciar el desarrollo de sus recursos no convencionales, el 16 de Enero la compañía Shell dedicó un taller a este tema actualmente en boga a nivel mundial, en apoyo a la gestión del conocimiento promovida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH y la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ANLA incremento enorme, todo de la mano de la tecnología, no sólo para incrementar la extracción y sino en armonía con el medio ambiente, porque las comunidades y la tecnología tienen un papel muy determinante”. Colombia está empezando con oportunidades muy interesantes –dijo- pero requiere un marco regulatorio adecuado y transparente para que todos los operadores interesados en extraer este tipo de hidrocarburos lo hagan de manera responsable. “Colombia es un país que tiene reservas para el crecimiento de los no convencionales, y debemos procurar las herramientas, la infraestructura, los mejores servicios y los entes reguladores haciendo el trabajo adecuado para que esto se pueda desarrollar y si lo hacemos correctamente, el país entrará en una posición competitiva”. Talleres como el promovido por Shell permitirá conocer cómo actuar, de manera “que la opinión pública entienda que hay formas de hacerlo correctamente para que sea un éxito y tenga un impacto positivo en el país”, puntualizó Rodríguez.

In Situ En busca de nuevas reservas Alejandro Martínez, Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, intervino para enfatizar el gran reto de Colombia de encontrar nuevas reservas, considerando que sólo el 15% de las probadas de 2004 al 2010 son nuevas reservas, mientras que el resto deriva de la reevaluación en campos existentes. “Hacia el largo plazo, la posibilidad de añadir nuevas reservas están en el mar, en los crudos pesados y en los no convencionales, allí el país tiene un potencial muy

ron una Perspectiva General respecto al desarrollo de los yacimientos y aclararon las diferencias entre los hidrocarburos en yacimientos no convencionales y no convencionales. Presentaron el esquema típico de evaluación de todo Proyecto de Lutitas Ricas en Hidrocarburos (LRS), en el que la tecnología es considerada “como habilitador clave para la viabilidad comercial” de estos proyectos, junto a otros como una adecuada política scal, el manejo de aguas, los recursos humanos calicados,

interesante”, armó Martínez. “Estamos

hablando del futuro petrolero de Colombia, y la industria tiene que aprender, las de propiciar un desarrollo responsable instituciones públicas también, todos tene-  y sostenible, los grandes retos y cómo mos que aprender”. En tal sentido expresó mitigarlos, principales tecnologías e imque el taller se presenta como una buena portancia para su desarrollo, el proceso oportunidad para aplicarse, de la mano de regulatorio en Norteamérica como ejemuna empresa del estándar de Shell, líder plo en el contexto mundial, nalmente las mundial en el negocio petrolero. oportunidades para Colombia de explotar este tipo de yacimientos. Temática La primera presentación estuvo a cargo La temática del taller giró en torno a de Darci Sinclair, Business Advisor (On varios tópicos principales: El papel de los shore Gas), Shell Houston; y David Cole,  yacimientos no convencionales en el con- Regional Discipline Lead, Production and texto energético mundial, la importancia Chemical, Shell Houston. Ambos ofrecieAlejandro Martínez, Presidente ACP

la reducción de la huella operacional y el relacionamiento con las comunidades. También despejaron las preocupaciones ambientales en torno al manejo de agua  y el fracturamiento hidráulico. La jornada nalizó con la participa ción de Krista Johnson, Director, State Government Relations, Shell Houston, quien habló sobre las lecciones de inclusión y cooperación con diferentes grupos de interés por parte de la petrolera, para analizar los procesos regulatorios en materia ambiental, como parte del esfuerzo de propiciar la mayor transparencia en el manejo de sus operaciones.

E&P

Outlook petrolero latinoamericano 2013 La industria de petróleo y gas en la región se abre a un año de oportunidades para impulsar el crecimiento de reservas y producción, aunado a importantes desafíos en materia tecnológica, e igualmente en lo ambiental, político y social

Colombia: Ecopetrol supera el desafío de la producción limpia El país ingresó a la era de los combustibles limpios a la par de responder al reto de incrementar las tasas de crecimiento en producción

L

a empresa colombiana de petróleo inició pico de 1 millón 15 Mbpe/d, gracias a una 2013 con buen pie distribuyendo a todas mayor actividad en campos petroleros como las poblaciones del país, un diesel más lim- Castilla y Chichimene. pio con menos azufre (50 partes por millón Este año se espera continuar con la mis-ppm), en respuesta a un plan para mejorar ma tendencia, para aumentar las reservas campaña de perforación para este año, de la calidad de los combustibles.  y fortalecer la producción, la cual deberá 19 pozos exploratorios, 3 delimitadores y En ese ambiente de aire más respirable alcanzar en 2013 un promedio de 1 millón 11 estratigrácos en Colombia, Ecopetrol continúa enfocada en obtener mayor inforpara los colombianos y más allá de los retos 70 mil barriles por día. inmediatos de licencias ambientales, voladuEn tal sentido, los retos de Ecopetrol mación geológica sobre potenciales áreas con ras y limitaciones en el transporte de crudos, siguen siendo consistentes y para ello ejecuta recursos no convencionales en el Magdalena este año la empresa al igual que todas las pro- un presupuesto que supera los US$6.590 mi- Medio. El offshore también sigue siendo una ductoras de crudo del país, encara numerosos llones, de los cuales 62% (US$974 millones) de las zonas clave para la estrategia exploraretos para mantener las tasas de crecimiento serán destinados a exploración y producción, toria de Ecopetrol. En el Caribe colombiano de producción que se vieron interrumpidas modernización de renerías y aumento de posee una amplia participación en más de 12 bloques en asocio con rmas de reconocida el año pasado, pero que experimentaron capacidad de transporte. un alza notable. Si bien en 2012 Ecopetrol Las nuevas fronteras exploratorias como trayectoria en la industria petrolera mundial. produjo en promedio 798 Mbpe/d, de el offshore y los no convencionales serán La más reciente sociedad fue establecida determinantes en la meta de añadir nuevas con Anadarko en los bloques Fuerte Norte acuerdo a cifras ociales, la producción total de Colombia alcanzó el 29 de Diciembre el reservas . En un esfuerzo adicional a su  y Fuerte Sur.

Pacifc Rubiales con mayores expectativas en 2013 Con metas de crecimiento de producción del 15 al 30% e inversiones por 1,7 billones de dólares en Exploración y Desarrollo, la segunda productora de Colombia espera cubrir un programa exploratorio de alto impacto este año Pacic Rubiales arrancó 2013 con el anuncio de un plan de inversiones signicativo, de

US$1.7 billones en Exploración y Desarrollo (E&D), lo que pondrá a prueba al alcance de sus metas, posible con el incremento en la perforación de nuevos pozos de desarrollo. La compañía se jó como meta un creci miento del 15 al 30% en la producción para este año con planes estructurados sobre un portafolio de exploración de mayor amplitud y una producción focalizada en crudo, “la cual sigue creciendo y generando resultados económicos robustos”, aseguró su CEO Ronald Pantin. El año pasado la empresa experimentó una transición de este portafolio a través de adquisiciones estratégicas con el propósito de asegurar su crecimiento a largo plazo. El objetivo fue agregar valor al negocio por

medio de acumulación de reservas, desarrollo de producción y adquisiciones. Si bien Colombia continúa siendo el área principal de producción de la compañía y el foco de la mayoría de sus actividades e inversiones para este año, Pacic adelanta

un plan de perforación de pozos en Perú, Guatemala, Brasil y Papúa Nueva Guinea. La producción bruta total de la compañía al cierre de 2012 fue de unos 293 Mbpe/d o de aproximadamente 117 Mbpe/d netos después de regalías. Las cifras representaron un incremento del 17% con relación a la producción de 2011, superando la metas de 280 - 285 Mbpe/d producción bruta (112 a 114 Mbpe/d netos después de regalías). “La compañía tiene un comienzo en 2013 mayor al esperado dado que actual-

mente estamos produciendo por encima del Plan, unos 310 Mbpe/d de producción total bruta de campo, o 129 Mbpe/d netos después de regalías, (incluyendo los volúmenes adquiridos de C&C Energia Ltd.) y esperamos poder actualizar el rango en la medida en que avance el año”, dijo Pantin. En el nuevo período los planes apuntan al crecimiento de la producción de los campos de crudo pesado Rubiales y Quifa (incluyendo el nuevo campo comercial Cajúa en el área de Quifa Norte). Asimismo espera la primera producción de crudo del bloque CPE – 6, hacia el segundo semestre, una vez obtenida la licencia ambiental correspondiente. El bloque Z -1 y los bloques de C&C Energía Ltd. podrían contribuir con importantes volúmenes de crudo liviano.

México: ¿Asumirá el reto de la apertura del

E&P

 sector de hidrocarburos? Bajo la consigna de “Vamos a mover a México” el Presidente Enrique Peña Nieto arrancó 2013 teniendo como prioridad emprender una etapa de transformación para acelerar  el crecimiento económico del país, en la cual la reforma energética constituye una acción decisiva Para sacar adelante las reformas que en años anteriores no se aprobaron por falta de acuerdos entre las fuerzas políticas del país, en especial las reformas hacendaria y energética, Peña Nieto rmó en Diciembre pasado el denominado “ Pacto por México” 

con las principales fuerzas políticas del país, conando que 2013 conlleve a un nuevo

nivel de diálogo y toma de decisiones para lograr una explotación mucho más ágil y dinámica del potencial energético mexicano, a través de la apertura del sector petrolero al capital privado. En criterio del novel mandatario, la industria petrolera mexicana necesita

el sector privado. Despojarla de ataduras ideológicas para incrementar de manera

con el sector privado; buscar que el desa rrollo de proyectos benecie a la industria

signicativa los niveles de inversión en

nacional, por medio de la integración de cadenas productivas que tengan metas precisas en el contenido nacional. Un aspecto enfatizado respecto a la reforma energética, es que la modernización de la petrolera estatal, no implica su privatización. El Estado mexicano seguirá teniendo la propiedad de los hidrocarburos  y Pemex sigue siendo una entidad pública. Para lograrlo se requieren modicacio nes en distintos niveles y ámbitos. Tener

exploración y explotación. El hecho de encarar una producción en descenso y un consumo interno de petróleo que crece de manera constante, permite anticipar que México se convertirá en un importador neto de petróleo en el medio y largo plazo, de no contar con la suciente inversión

en exploración y la apertura de nuevos campos petroleros. Una mayor participación del sector privado ayudaría a la petrolera estatal a incrementar la producción de sus yacimientos geológicamente mas complejos.

una reforma energética, sin que signique

“renunciar a la propiedad pública de los hiPotenciar los recursos La propuesta del Gobierno se orienta a: drocarburos, ni a la rectoría y conducción del Estado”. Peña Nieto aboga por una dirigir las inversiones de Pemex hacia actireforma que permita a Petróleos Mexica-  vidades que generen mayor valor agregado; nos beneciarse de más asociaciones con potenciar los recursos mediante la asociación

una estructura más eciente y en general un

sector energético más competitivo, seguro  y limpio. Ahora, la pregunta es si los mexicanos pasarán nalmente de la concepción

a la acción. Las reformas hacendaria y energética serían presentadas en el segundo semestre, pero el tema sigue siendo altamente polémico en el terreno político.

E&P

Prioridad para Brasil: incrementar producción Las inversiones en el segmento de exploración seguirán creciendo, a la par que estratégicamente debe mejorar la eciencia en producción y seguir incentivando el fortalecimiento de la industria local de servicios petroleros Pese a ciertos altibajos, la industria petrolera brasileña sigue proyectándose por sus excelentes resultados, previéndose un mejor desempeño para este 2013. Al 31 de Diciembre de 2012, las reservas probadas de petróleo y gas natural (según criterio de la Agencia Nacional de Petróleo –ANP y de SPE y SEC) llegaron a 16.440 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), de los cuales 96% corresponde a Brasil y 4% en el exterior. De acuerdo al criterio ANP/SPE la relación Reserva/Producción (R/P) en Brasil se situó en 19,3 años, mientras para la SEC se situó en 15 años. En todo caso, con un índice de reposición evidentemente alto (superior al 100%), cabe acotar que ello es resultado del éxito continuado de la actividad exploratoria en el postsal, en diferentes cuencas brasileñas  y el incremento de reservas probadas en el presal. Un aspecto resaltante, es que en los últimos diez años, la reserva probada en Brasil creció un 43%, desde 11.008 mil millones de boe hasta 15.729 mil millones de boe, con reposición de reservas por encima del 100%.

En materia de producción, la estatal debió lidiar casi todo el año con una caída. Pese que a partir de Octubre Petrobras comenzó a mostrar una mejoría, la producción en Brasil en Noviembre fue de 1.968 millones de barriles por día en promedio, vs. 2.060 millones de barriles en el mismo mes de 2011. Factores determinantes han sido la disminución de la producción en campos maduros y el cierre de viejas plataformas para su mantenimiento, principalmente en la Cuenca de Campos. Esto hace que la empresa tenga como prioridad este año elevar sus metas de producción. De hecho, a mediados de Enero, se anunció que obtuvo una segunda línea de crédito noruega por US$1.000 millones para compra de equipos y servicios requeridos

mercialmente en el campo Sapinhoa, una de las mayores reservas costa afuera del país, con un estimado de 2.100 millones de barriles de petróleo y gas equivalente recuperable. El pozo inicial tiene el potencial para producir 25.000 bpd, pero se limitará a 15.000 bpd por un período de arranque de tres meses. En próximos meses la compañía planea conectar otros cinco pozos productores y cinco pozos de inyección a la plataforma en el campo, con el objetivo de alcanzar un máximo de producción de 120.000 bpd en para mejorar su eciencia en producción. En el marco de los esfuerzos para aumen- el primer semestre de 2014. Los planes inclutar la producción, el 7 de Enero Petrobras  yen una segunda plataforma en el segundo reportó que comenzó a bombear crudo co- semestre de 2014.

Argentina: tras mayor inversión El sureño país inició el año con medidas y acciones encaminadas a impulsar las inversiones en el sector de Hidrocarburos. Un reto clave para incrementar la exploración en áreas convencionales y no convencionales El Gobierno argentino inició 2012 con la aprobación de un nuevo esquema de impuestos a las ventas externas de crudo, que aumenta el ingreso de las petroleras a la vez que se constituye en un estímulo a la inversión. Como toda actividad económica, la hidrocarburífera ha estado sujeta a múltiples regulaciones, como controles de precios, cantidades, operaciones de comercio exterior  y en general una elevada intervención estatal en toda la cadena productiva.

La producción de petróleo del país viene cayendo desde 1998, y el panorama se complica más por el descenso del nivel de reservas debido a la ausencia de políticas que alienten inversiones para encarar el riesgo exploratorio. Con el nuevo incentivo, en vigencia desde el pasado 8 de Enero, las empresas recibirán US$70 por barril de petróleo exportado, en lugar de los US$42 que percibían. Es decir, ahora el sco sólo percibirá la diferencia

entre el precio internacional y 70 dólares, siempre que el precio internacional supere los 80 dólares por barril.

El boom del shale gas Tras la nacionalización de YPF en Mayo de 2012, Argentina logró mantenerse a ote gracias al boom del shale oil y gas que

ha transformado el panorama energético. Como se recordará la Administración de Información de Energía de EE.UU. clasicó

al país en el tercer lugar en términos de recursos técnicamente recuperables de gas de

esquisto. Fue además el primero en iniciar la explotación de estos recursos en la región -concretamente en la provincia de Neuquén-, sin embargo, el acceso a la tecnología y a los conocimientos necesarios para extraer estos recursos de una manera efectiva sigue siendo uno de los elementos claves. El futuro del sector petrolero argentino ha sido tema en innumerables foros, en los que invariablemente se concluye en la falta de un marco regulatorio estable, el proceso de desinversión en el sector vs. la necesidad de importar cada vez más. Hasta ahora el balance es negativo lo que lleva a los expertos a pronosticar un incremento en la compra de combustible del exterior en 2013, frente a lo cual se plantea tomar acciones inmediatas. La prioridad de YPF es incrementar la producción entre 2013 y 2017 y reducir el décit energético. El plan prevé inversiones

por US$37.200 millones en el período, de los cuales la mayor parte, 72%, será destinado a explotación y apenas un 4% a exploración.

E&P

E&P

Bolivia: Buenas perspectivas para el sector de hidrocarburos Tras cerrar un ejercicio de buenos resultados, con cifras récord en producción, para los bolivianos 2013 se perla como un año de consolidación de las estrategias para profundizar  los proyectos de exploración y aumentar la producción de crudo El problema estructural por el que atraviesa Bolivia es la escasa producción de petróleo, situación que obliga al Estado a importar. Asegurar el descubrimiento de nuevas reservas hidrocarburíferas e incrementar la producción se constituye por tanto en su principal desafío. De acuerdo a información publicada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el sector ejecutó 78% de un total de US$2.050 millones programado en inversiones para 2012, y aun cuando el reto de la exploración sea clave, la inversión en este segmento no es lo sucientemente sustancio -

sa, en parte porque los riesgos para el Estado son demasiado altos. YPFB programó la perforación de 14 pozos exploratorios en 2012, de los cuales se concluyeron siete pozos: tres con resultados positivos (RGD-83; RGD-84 y RGD-86),

tres fueron descartados (TJB-X4, IBB-3, SRR-X1), un pozo en reserva para mayores evaluaciones (AMR-X1001) y siete continúan en ejecución, previéndose su conclusión en 2013. Adicionalmente, se programó la adquisición sísmica 2D/3D en cinco áreas:

se concluyó la sísmica 3D de Chimoré y la sísmica 2D de Iñiguazu. Se encuentran en proceso la sísmica 3D en Itaguazurenda y las adquisiciones sísmicas 2D en Tacobo y Tajibo. Se programó adquisición de geología de supercie en diez áreas, de las cuales se

concluyó la adquisición en Aguaragüe Sur “B” y se encuentra en ejecución en Tacobo, Tajibo, Iñiguazu, La Vertiente – Taiguatí  – Escondido, Chispani, Aguaragüe Norte, Tiacia, Iñau y Chepite.

Como resultados de la gestión 2012, se incrementó la producción bruta de gas natural promedio en 6,04 MMmcd respecto al promedio de 2011. Se registró un pico de producción de 59,15 MMmcd en Diciembre. La producción bruta de líquidos aumentó en promedio 51,84 MBPD con respecto al promedio de 2011.

Profundización de la exploración Los planes de exploración en los que se espera tener éxito son la parte norte de Sábalo en la que se está trabajando en los datos de sísmica, el norte de Huacaya y sur de Margarita, Sanandita, Tomboy (que ya está en perforación exploratoria) y Caihua. También está en estudios San Telmo, en Bermejo, donde se espera encontrar un megacampo, Sunchal y Barredera. De igual forma, dentro de las prioridades para este año está la reestructuración de YPFB a n de garantizar la eciencia y trans parencia en sus contratos de explotación.

Venezuela: balance y metas del negocio petrolero Con una producción estancada y el fuerte desaceleramiento de inversión privada, es poco probable que puedan gestarse cambios en el desempeño mostrado en los últimos años por la industria bandera de los venezolanos en términos de productividad Para el país con las mayores reservas de crudo las perspectivas no son alentadoras, o al menos no se avisoran cambios respecto al comportamiento de su industria y el cumplimiento de las metas trazadas en el plan Siembra Petrolera. Es de observar la acotación del Ministro de Energía y Petróleo de Venezuela, Rafael Ramírez, tras la consignación de la memoria  y cuenta de 2012 ante la Asamblea Nacional, al referir que la industria se mantuvo dentro de “parámetros aceptables”. Mas al profundizar en resultados poca información se aporta respecto a indicadores del negocio o proyectos propiamente petroleros, y sí sobre la puesta en marcha de diferentes proyectos sociales o la Misión Vivienda, o el curso de Petrocaribe y demás mecanismos de integración regional.

Sin desmerecer la responsabilidad en lo social, constituye un gran desafío para Pdvsa retomar su rumbo y comenzar a reejar un

balance entre sus objetivos de negocio y las estrategias nacionales de desarrollo económico y social. Como bien concluyen destacados experto en temas de energía, “el reto es que la industria vuelva a la normalidad”. No obstante, el proyecto de Ley de Presupuesto presentado a la Asamblea, indica que en 2013 ello no será posible. La estatal “tendrá como objetivos: mantener la inversión social y pro ductiva, y orientar los recursos del impuesto a la ganancia súbita a las grandes misiones y proyectos de infraestructura, salud, educación, agricultura y alimentos, entre otros”. Todo lleva a concluir entonces, que 2013 seguirá marcado por un limitado crecimiento en producción. En declaraciones recientes,

el Vicepresidente de EyP de Pdvsa, Eulogio Del Pino, señaló que la producción nacional se mantiene en 3 millones de barriles por día. Fuentes externas - incluyendo reportes internacionales- indican un promedio de 2,3 – 2,4 mmbd. El plan de Pdvsa para los próximos seis años (2013-2019) prevé inversiones por US$ 100 mil millones, para elevar la producción a 6 millones de barriles diarios al nal del

período. Según este plan, sólo la Faja deberá producir 4 millones de barriles diarios hacia 2019, lo que refuerza la atención en los avances de los proyectos, especialmente en los que se anunció una producción temprana, como el bloque Junín, postergada por demoras en la ejecución del programa de inversiones en infraestructura, que se esperan sean superados en 2013.

Escenario

SHELL TECHNOLOGY CENTER HOUSTON

Innovation Summit  Houston, 8-9 Enero 2013

Shell realizó una Cumbre de Innovación de dos días en el recientemente ampliado y renovado Shell Technology Center  Houston, un evento que  reunió a los líderes de tecnología y negocios de la compañía, junto a un calicado grupo de expertos de diversos  sectores, para explorar  cómo la colaboración, especialmente entre  socios inusuales, puede generar nuevas e inLíderes de Shell celebraron la modernización del Centro de Tecnología Houston: Nick Bell; Selda Gunsel, novadoras ideas sobre VP Global Tecnología Comercial; Safa George, VP de Tecnología de Catálisis; Ed Daniels, VP Ejecutivo de Soluciones Globales de Abastecimiento; Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología; Keith Probyn; complejas cuestiones so- Jimmy Hunter y Robert Miller ciales, como la creciente tras un amplio proceso de remodelación tensión entre los alimen-  y expansión, que lo convierte en el más tos, el agua y la energía grande de los tres centros mundiales de

M  yectos y Tecnología de Royal Dutch Shell, quien estuvo muy activo durante el atthias Bichsel, Director de Pro-

tecnología del grupo, junto con el de Amsterdam en los Países Bajos y el de Bangalore en la India. Durante los dos días de la cumbre los oradores y panelistas se centraron en el valor de la innovación, la tecnología y la

evento enfatizó que la empresa invierte más de mil millones de dólares al año colaboración; y destacaron las alianzas de en investigación y desarrollo de nuevas trabajo con la NASA, el MD Anderson tecnologías. Esta inversión en innova- Center de la University of Texas, la Función y el compromiso constante con la dación X PRIZE y otras de orden técnico colaboración, son esenciales para generar como la Escudería Ferrari, Penske Racing  nuevas ideas y desarrollar soluciones a  y Hendricks Motorsports. los desafíos de hoy y de mañana. “Ellos Marvin Odum, Presidente de Shell son la clave para generar la energía que Oil Company y Director de Upstream de la necesita, de una manera más sostenible, liales de Royal Dutch Shell en las Américas, el rápido crecimiento de la población armó: “Nuestro trabajo en colaboración mundial y asegurar mejores niveles de con las organizaciones sociales y técnicas vida para millones de personas, ahora y continuará proporcionando los ingredientes para potenciar los avances de la energía, los en el futuro”, armó. La Innovation Summit también fue el combustibles y los lubricantes, la exploración escenario propicio para la reinauguración del espacio e, incluso, la salud pública”. del Shell Technology Center Houston, Otras sesiones tratadas durante el In-

Marvin Odum, Presidente de Shell Oil Company y Director de Upstream de las liales de Royal Dutch Shell en las Américas

novation Summit versaron sobre el futuro de la energía, incluidas las tecnologías, el gas lutitas, la nanotecnología, el alto rendimiento de la informática y la movilidad debida a los biocombustibles. Gerald Schotman , Director de Tecnología y Vicepresidente Ejecutivo de Investigación Innovación y Desarrollo de Royal Dutch Shell, sostuvo a su vez que “Las tecnologías avanzadas van a seguir

generando nuevas fuentes de Visión de Conjunto energía, aumentarán la ecien Shell ha adoptado un enfocia y serán más responsables que innovador para abordar el en el manejo del impacto amreto mundial de la energía y biental. La verdadera innovael medio ambiente al trabajar ción se basa en la creación, la conjuntamente con sus clientes colaboración en la resolución  y socios en la aplicación de la de los problemas y en cultivar tecnología y el pensamiento inla próxima generación de ideas novador para ampliar los límites dentro y fuera de nuestra emde lo que es técnicamente posible presa, con soluciones pioneras El destacado profesional de las comunicaciones y relaciones externas, Frank Ses-  y alcanzable de forma segura. no, condujo con mucho acierto la cumbre de Shell de avanzada”. Quienes participaron en el Mereció especial mención la experien- ron con sus pares de esas organizaciones evento pudieron apreciar de primera mano cia del equipo GameChanger Shell, que ha para identicar oportunidades de coope- las capacidades tecnológicas y de valor que facilitado una serie de “Speed Matching” en ración y colaboración. Como resultado la esta empresa ha agregado a sus productos, numerosas organizaciones, incluyendo la NASA y Shell pusieron en marcha varios con el n de contribuir a mejorar las nece NASA y el MD Anderson Center. En estas proyectos y se están desarrollando más sidades la sociedad, siendo el socio favorito sesiones, los cientícos de Shell interactua - oportunidades. para los nuevos proyectos.

Agenda Primer Día:

Innovación a través de la colaboración

En el primer día del Innovation Summit del STCH se llamó la atención sobre la necesidad vital de los esfuerzos de colaboración para alcanzar los logros a través de la innovación y la tec nología, en benecio de la sociedad; destacándose que la losofía que Shell adoptó desde hace tiempo es tener un enfoque abierto y de colaboración para la innovación y el desarrollo de nuevas tecnologías

“La gran ruta hacia la innovación y la tecnología” Safa George, Vicepresidente de Tecnología de Catálisis, Shell  Moderador: Frank Sesno, Director Ejecutivo de Face the Facts USA  Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología, Royal Dutch Shell   Ed Daniels, Vicepresidente ejecutivo de Soluciones Globales de Abastecimiento, Shell  Safa George, quien tuvo a cargo la parte introductoria, presentó al Moderador del evento, el reconocido hombre de la p rensa escrita y audiovisual Frank  Sesno, toda una personalidad del medio y de las relaciones públicas, quien en honor a la verdad condujo con mucho acierto  y ti no los dos días del Summit y con su habilidad innata coadyuvó a obtener máximo provecho a los conferencista y asistentes. De entrada anunció que Shell estaría “twitteando” en vivo las incidencias del evento y animó a los participantes a hacer lo mismo y seguidamente presentó al primer conferencista del día.

Matthias Bichsel abrió el evento preparando el terreno para la cumbre

Safa George, VP de Tecnología de Catálisis, Shell

de innovación, repasando ligeramente en los temas a tratar y realizó la introducción oficial del STCH. También disertó sobre la historia de la innovación  y la tecnología de Shell en el contexto energético global. Ed Daniels, presentó un breve resumen del proyecto de modernización del STCH, el cual fue sometido a una expansión y renovación total durante el 2012 y que en si mismo es una prueba fehaciente de lo que es un proyecto sustentable donde se redujeron el consumo de energía en $2.0 millones al año y en 30% las emisiones de CO2, consolidando la estructura como un ejemplo de lo que es la reducción del impacto ambiental. El Shell Technology Center Houston está conformado por un complejo de 44 edicios y más 1.2 millones de pies cuadra dos de laboratorios y ocinas, que ofrecen

Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Royal Dutch Shell

un estimulante ambiente de trabajo a unos 2.000 investigadores, asistentes de laboratorios, tecnólogos, ingenieros, consultores  y personal administrativos. Con motivo de la reinauguración del lugar se develó una placa conmemorativa.

Escenario Energy Circle: aumento de la resiliencia de agua a través de la innovación  Ed Daniels, Vice presidente Ejecutivo de Global  Technology Solutions Downstream, Shell   Dan Bena, Director de Desarrollo Sostenible, PepsiCo Charles Iceland, Asociado Senior, World Resources  Institute

Frank Sesno, Director Ejecutivo de Face the Facts, atento a los planteamientos de Gerald Schotman, ViP Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo de Shell y Peter H. Diamandis, Presidente de X PRIZE Foundation,sobre el rol de la innovación en la solución de algunos de los mayores desafíos de la sociedad

En el Círculo de Energía se llevó a cabo un análisis profundo del “Stress Nexus”, mirando al consumo de agua, el aumento de su demanda y la brecha en

El papel de la innovación en la solución de algunos de los más grandes retos de la sociedad Gerald Schotman, Vicepresidente Ejecutivo de  Innov ación, Inve stigación y Desarrol lo y Jefe de Tecnología, Royal Dutch Shell   Dr. Peter H. Diamandis, Presidente y Director   Ejecutivo, X PRIZE Foundation

El Moderador de la cumbre, Frank Sesno, dirigió una discusión con Gerald Schotman y Peter Diamandis para explorar el papel de la innovación en el tratamiento de algunos de los mayores desafíos de la sociedad. En la discusión también se hizo hincapié en las ventajas y la necesidad de adoptar un enfoque de colaboración para la innovación, y cómo el papel de las ONG, el gobierno y el sector privado están impulsando el avance de la innovación.

Charles Iceland, Asociado Senior de World Resources Institute y Ed Daniels, compartieron su visión acerca del ciclo agua/energía

Nexus- donde pusieron de relieve el papel que jugarán la innovación, la tecnología y la integración de la cadena de suministro de gas natural en el alivio de la tensión que resulta de la interdependencia entre los alimentos, el agua y la energía. Además, Odum discutió algunas de los trabajos que Shell ha hecho hasta la fecha con los socios para comprender mejor la relación existenInnovación y el “Stress Nexus” te entre los alimentos, el agua y la energía.  Marvin Odum, Presidente, Shell Oil Company/  Luego de esta sesión los participantes del  Director de Upstream Americas, Royal Dutch Shell  Innovation Summit se trasladaron a la zona Frank Sesno dirigirió la discusión con de exposición, donde compartieron con el Marvin Odum, donde discutieron los piloto estrella del team de carreras de carros desafíos del futuro de la energía-Stress de la categoría Penske Racing, Joey Lagano.

el suministro futuro. Cada orador habló por 7 minutos presentando su punto de vista sobre este particular reto que enfrenta la humanidad. Durante esta sesión, los asistentes participaron en el debate activamente con comentarios, que enriquecieron la discusión.

Houston: un centro de innovación

 Russ Conser, Shell GameChanger   Dr. Giulio Draetta, Director, Institute for Applied  Cancer Science, The University of Texas MD   Anderson Center   John Saiz, Center Chief Technologist, Johnson Space Center, NASA Desafíos personales en  Kirk Coburn, Co-Fundador y Director General  SURGE Accelerator  Innovación En la mesa redonda final de la  Paul Weider, Senior Principal En gineer, Process Research & Develo-  jor nad a se des tac aron alg una s de las tecnologías desarrolla das a través de las  pment, Oil & Bio Fuel, Shell   Lorna Ortiz Soto, Shell GameChanger  colaboraciones y asociaciones de Shell  Matt Hudson, Cientíco de Aviación en Houston. El panel demostró porqué es nece y primer Shell XTERN  Durante el almuerzo cada saria una colaboración enfocada a la uno de los tres oradores tuvo innovación y mostró algunos de los prouna intervención de 3 a 5 gramas de la “GameChanger” de Shell minutos donde expresaron de que reúne a los innovadores de diversas industrias a través de algunas asociacioEl piloto estrella del team de carreras de carros de la categoría Penske forma libre y espontánea sus Racing, Joey Lagano, junto a nuestro Editor Jorge Zajia ideas acerca de la innovación. nes que pudieran parecer inverosímiles.

Una mirada hacia adelante Las palabras de clausura del primer día fueron pronunciadas por Ed Daniels, Vicepresidente Ejecutivo, Global Solutions Downstream de Shell, quien ofreció un resumen de los aspectos más relevantes tratados por los conferencistas, además de presentar un avance de los principales puntos que serían abordados en el siguiente día.

John Saiz, Center Chief Technologist, Johnson Space Center, NASA; Russ Conser, Shell GameChanger; Giulio Draetta, Director, Institute for Applied Cancer Science, The University of Texas MD Anderson Center y Kirk Coburn, Co-Fundador y Director General SURGE Accelerator , conformaron el panel nal del primer dia , centrado en el valor de la colaboración

Segundo Día: Poder

de la Tecnología

La segunda parte del programa de la cumbre ofreció una completa visión de las tecnologías que permiten a Shell cumplir con su propuesta de valor para ser la empresa de energía más competitiva e innovadora en el mundo

Creación de valor a través de la innovación - Alimentando un mundo en constante cambio

vación como núcleo para satisfacer las necesidades mundiales de energía. Con argumentos sólidos profundizó en el compromiso de Shell en cuanto a este tópico.

 Moderador: Frank Sesno, Chief Executive, Face the Facts USA Gerald Schotman, Vicepresidente Ejecutivo de  Innova ción, Inv est igación y Des arroll o/Jef e de Tecnología, Royal Dutch Shell 

Cómo la tecnología está dando forma al futuro energético

Gerald Schotman reforzó en su presentación las observaciones de Matthias Bichsel sobre la tecnología y la inno

Los Biocombustibles  Joe Powell, Jefe Cientíco, Ingeniería Química, Shell 

Lubricante Descubrimiento Hub  Allison Falender, Directora de Tecnología, Shell 

Frank Sesno inició una discusión con el panel de expertos sobre el futuro de la energía y los avances tecnológicos de Shell en torno a los biocombustibles, el gas natural para el transporte y los lubricantes. Los expertos Shell destacaron las tecnologías especícas y explicaron cómo

se está dando forma al futuro energético Gas Natural para el Transporte  y cómo están ayudando a cumplir con el Scott Hartman, Tecnólogo Aplicaciones LNG, Shell  reto energético.

Escenario Presentaciones de científcos

principales Sergio Kapusta, Cientíco Jefe, Materiales, Co rrosión y Física, Shell   Juan Karanikas, Cientíco Jefe de Ingeniería de Yacimientos, tecnología convencional, Shell  Carl Mesters, Jefe Cientíco catálisis, y Química,  Petróleo Conversión Ciencia, Shell   Joe Powell, Jefe Cientíco, Ingeniería Química,  Proceso de Desarrollo de la Ciencia, Shell  Scott Reeves, director de innovación Advisor, Innovación y COE, Shell  Frank Sesno, presentó a los cientí -

El moderador Frank Sesno y los expertos de Shell Joe Powell, Jefe Cientíco, Ingeniería Química; Allison Falender, Directora de Tecnología y Scott Hartman, Tecnólogo de Aplicaciones LNG, integraron el panel sobre avances tecnológicos en biocombustibles, gas natural y llubricantes

cos jefes de Shell, con una breve reseña de cada uno y sus respectivas áreas de conocimiento y competencia. Tras recibir el aplauso de la audiencia, estos expertos compartieron detalles de sus proyectos, propiciando una dinámica de interacción con el público, que permitió conocerlos más ampliamente.

Perdido: La Experiencia Humana detrás de los Avances Tecnológicos  Robert Patterson, Vicepreside nte, Proyectos de  Aguas Profundas Américas, Shell 

La historia detrás del singular desarrollo del proyecto de petróleo y gas Perdido, en aguas profundas del Golfo de México, fueron contados por Robert Patterson, un invitado selecto, quien ilustró cómo la innovación ha permitido hacer frente a importantes desafíos asociados a la misma complejidad del campo y las

Otro grupo destacado de Shell: Scott Meyers, GM Innovation/COE; Selda Gunsel, VP Tecnología Comercial Global Downstrean; Sergio Kapusta, Cientíco Jefe Materiales, Corrosión y Física y Jonathan Crane, VP de Tecnología de Pozos

Sus comentarios fueron respaldados con las imágenes de un documental, que narra el alcance de este emprendimiento ejemplo de la aplicación de tecnologías sosticadas en terrenos escabrosos en el

fondo marino, acompañados de ambientes ácidos, peligrosos y de altas presiones dicultades para llevar los hidrocarburos solo accesibles a vehículos operados a control remoto. a la supercie. Una Mirada más

atenta a las Tecnologías de Shell

Presentes en uno de los estands que conguraron la muestra de Tecnologías de Shell, Pamela Chavez Rosen, Manager, Comunicaciones, Shell Oil Co.; Nicki Welding; Edward D. Daniels, Vicepresidente Ejecutivo, Global Solutions Downstream, Shell Research Ltd.; y David Haines

Robert Patterson, VP Offshore Americas, Shell

Por más de un siglo Shell ha sido pionera en tecnología, impulsando los avances Tecnología de Pozos  Jonathan Crane, VP de Tecnología necesarios para responder a los desafíos que el desarrollo de la operación petrolera de Pozos, Shell  Computación de Alto Rendi- presenta. Los asistentes tuvieron la oportunidad de conocer de cerca las innovaciones miento (TaCIT) Scott Meyers, GM Innovation/  que han marcado pauta en cada área de especialidad, de la voz de los expertos COE, Shell  que conformaron este panel, quienes La Nanotecnología Sergio Kapusta, Científico Jefe, profundizaron en las soluciones de apoyo  Materiales, Corrosión y Física, Shell  al negocio, como las nuevas tecnologías y técnicas de perforación que han extendido Movilidad Selda Gunsel , Vicepresidente de la longitud a la que pueden llegar los pozos, Tecnología Comercial Global Downs- o tecnologías emergentes que ayudarán a tream, Shell 

congurar el futuro energético.

Escenario Relanzamiento del Shell Technology Center Houston Gracias a los trabajos de modernización y expansión de infraestructura se convirtió en el más grande de los centros de tecnología del grupo a nivel global, con 92.903 metros cuadrados de espacio destinado a actividades de investigación, desarrollo e innovación

J

unto a los centros técnicos en Bangalore, India y Amsterdam, Países Bajos, el de Houston es una parte clave de la red global de centros I&D+i, integrada a los negocios globales de Shell, clientes y socios. También los centros en Reino Unido, Canadá, Alemania, Noruega, China, Omán, Qatar y Singapur se enfocan en la creación de nuevos productos y apoyo al marketing, además de proveer asistencia técnica especíca a las

operaciones regionales. El Shell Technology Center en Houston es el más grande, con más de un millón de pies cuadrados de laboratorios y ocinas, en las que laboran más de 2.000 cientícos e ingenieros, incluyendo seis de los 11 jefes cientícos de Shell,

reconocidos internacionalmente en diversas disciplinas. El equipo de Houston colabora con colegas de todo el mundo mediante sistemas 3D de realidad virtual, para trabajar simultáneamente en los mejores planes de desarrollo de  yacimientos petrolíferos alrededor del mundo.

Como resultado de la remodelación, aproximadamente 60% del Shell Technology Center Houston es nuevo o renovado. Gracias a las mejoras se logró una reducción de 30% en las emisiones de CO2 y una reducción signicativa de los clorouorocarbonos (CFC)

de sus operaciones. Además de recibir la certicación LEED (Leadership in Energy and

Environmental Design) el centro redujo el consumo de energía en aproximadamente US$ 2,0 millones anuales.

Colaboración dentro y fuera de la industria Matthias Bichsel, Director de Proyectos y Tecnología de Royal Dutch Shell, sostiene que la inversión en innovación y un compromiso constante con la colaboración son esenciales para generar nuevas ideas y desarrollar soluciones a los retos actuales y del futuro de la energía, “Ellos son la clave para suplir energía a una población mundial en rápido crecimiento

 y asegurar mejores niveles de vida para millones de personas, ahora y en el futuro”. “La verdadera innovación se basa en la co-creación, colaboración en la resolución de problemas y cultivar la próxima generación de ideas dentro y fuera de nuestra empresa”, sostiene Gerald Schotman, Director de Tecnología y Vicepresidente Ejecutivo de Innovación, Investigación y Desarrollo de Shell. “Las soluciones de avanzada siguen generando nuevas fuentes de energía, además de aumentar la eciencia

 y la dirección responsable en el manejo de los impactos ambientales”.

Análisis

Escenarios de producción de petróleo

para Venezuela

Diego J. González Cruz , Senior Associate E&P and Natural Gas GBC Global Business Consultants

L

a producción de petróleo de Venezuela proviene de la producción propia de la estatal Pdvsa, también llamada “producción por gestión directa” y la de las “empresas mixtas”. La producción de las mixtas a su vez se divide entre “empresas mixtas no Faja”, ubicadas en la áreas tradicionales del Oriente, Occidente y Sur del país, y “empresas mixtas Faja”, localizadas precisamente en la Faja Petrolífera del Orinoco.

Para estimar la producción real de Pdvsa (gestión directa) se parte de la producción de las empresas mixtas que presentan los informes de Pdvsa, por suponer que esas cifras son verdaderas, ya que con las mismas los socios aportan a las inversiones y gastos de las mixtas, y Pdvsa les cancela el respectivo porcentaje de participación de los privados en las empresas mixtas. A la producción que presenta la OPEP

en su Informe Mensual para Venezuela a Diciembre 2012 como proveniente de fuentes secundarias (la que envía Pdvsa dice ser 439 mil barriles diarios-mb/d mayor) se le deduce lo de las empresas mixtas (se trabajó con las cifras al 31 de Diciembre de 2011 porque Pdvsa no ha presentado las de 2012) y se tendrá la producción propia de la estatal a Diciembre 2012 (detalles en las Tablas No. 1 y 2). Veamos dos escenarios de producción a 3 y 10 años:

Escenario No. 1, producción a 3 y 10 años con la Faja a 2.000 mb/d Un primer escenario supone que la estatal se mantendrá en un nivel de producción propia de 1.400 mb/d como hasta ahora, la Faja alcanzará de nuevo su máximo nivel de producción pasado en 3 años y crecerá a 2.000 mb/d para 2023, suponiendo que habrá capacidad de renación mundial para

esos crudos. Así las mixtas no Faja crecerán a 663 mb/d para nales de 2015 y hasta 1.600

mb/d para 2023, desarrollando las inmensas reservas probadas no desarrolladas existentes, y reactivando pozos (la mayoría serán reemplazados) y áreas inactivas, con nuevos pozos que usaran las mejores tecnologías, sin embargo con un desarrollo más modesto que en el escenario No. 2. Todo para totalizar a nivel país 2.700 mb/d para 2015 y hasta 5.000 mb/d en 2023. Detalles en la Tabla No 1.

Tabla No. 1 - Escenario No. 1 Producción de Petróleo de Venezuela próximos 3 y 10 años

Escenario No. 2, producción a 3 y 10 años con la Faja en 1.000 mb/d Este segundo escenario limita la producción máxima de la Faja en un millón de barriles diarios, en función de los estimados que presentan diferentes pronosticadores internacionales, por las dificultades que tendrá ese crudo para entrar en los sistemas

de refinación internacional, que tienden a manejar cada vez más crudos livianos tradicionales, y por las limitaciones que hay en el país para que participen empresas de punta (con capitales, know-how y tecnología). En este escenario Pdvsa se mantiene en un

Tabla No. 2 - Escenario No. 2 Producción de Petróleo de Venezuela próximos 3 y 10 años

nivel de producción de 1400 mb/d y el crecimiento ocurre mayormente en la actividad de las empresas mixtas en áreas tradicionales, desarrollando las inmensas reservas probadas no desarrolladas existentes, y reactivando pozos (la mayoría serán reemplazados) y áreas inactivas, con nuevos pozos que aplicarán las mejores tecnologías. En este escenario es una premisa que el Ente Regulador a crearse (independiente del Ministerio y de Pdvsa) otorgará cientos de nuevas licencias a empresas pequeñas, medianas y grandes nacionales e internacionales, para trabajar en los campos maduros de las áreas tradicionales. En este escenario la participación en la producción pasa de 39,1% en el sector privado en 2012 a 72,0% en los próximos 10 años, es decir, apertura total. Detalles en la Tabla No 2.

Reporte

BP Energy Outlook 2030 La edición de este año del informe sobre Perspectivas Energéticas de BP, presentada el 16 de Enero en Londres, prevé un continuo crecimiento de la demanda mundial de energía hasta 2030 a pesar de las mejoras en eciencia energética

L

a demanda mundial de energía continuará creciendo durante los próximos veinte años, aunque a un ritmo anual más lento, impulsada por el crecimiento económico y demográco de los países no miembros de

la OCDE, subraya el documento sobre tendencias del panorama energético mundial. En cifras, es probable que la demanda mundial de energía aumente un 39% en 2030 o a una media de un 1,6% al año, en casi todos los países; se espera que el consumo

en los países no OCDE aumente solo un 4% durante este período. Según las previsiones del informe de BP, la energía mundial continuará liderada por los combustibles fósiles, que se estima representarán 81% de la demanda energética global en 2030, bajando alrededor de un 6% respecto al nivel actual. Durante este período también debería verse una mayor sustitución de fuentes de energía primaria (fuel-switching), con mayor presencia de gas y energías renovables a expensas del carbón y petróleo.

Este cambio gradual debería mostrar que las energías renovables, incluyendo los biocombustibles, siguen siendo las fuentes de energía con más rápido crecimiento a nivel mundial, aumentando de forma anual en más de un 8%, mucho más rápido incluso que el gas natural, combustible fósil con el crecimiento más rápido de aproximadamente un 2% anual durante el período comprendido hasta 2030. El Consejero Delegado del Grupo, Bob Dudley subrayó que el informe “muestra que hay cosas que no podemos cambiar, como es el caso de las causas subyacentes de la demanda energética, y cosas que sí podemos cambiar, como la forma de satisfacer la demanda”. También indicó que el mensaje principal es que se necesita tener un sector energético abierto y competitivo, que fomente la innovación y que maximice la eciencia, con el n de poder disfrutar de una energía que sea suciente, segura y sostenible en el

futuro”. Por su parte el economista jefe de BP,

Christof Rühl, armó que el impacto de la

globalización y la competencia continuarán teniendo un notable efecto en la intensidad energética mundial, una medida de uso de energía por unidad de producción económica a nivel nacional.

Aspectos relevantes • El hemisferio occidental será práctica mente autosuciente en términos energéticos

en 2030, en un contexto de disminución gradual en la demanda de petróleo, debido al crecimiento de los suministros no convencionales, incluyendo el gas y el petróleo no convencionales de Estados Unidos, las arenas bituminosas de Canadá y las reservas en aguas profundas de Brasil. Esto signica

que el crecimiento en el resto del mundo, principalmente de Asia, dependerá cada vez más de Oriente Medio para satisfacer sus necesidades crecientes de petróleo. • El petróleo, principal combustible

del mundo hoy, seguirá perdiendo cuota de mercado durante este período aunque la demanda de hidrocarburos líquidos alcanzará los 103 millones de barriles al día en 2030, es decir, un 18% por encima de los niveles de 2010. Esto signica que

el mundo todavía necesitará de combustibles líquidos – petróleo, biocombustibles y otros – para satisfacer su demanda extra que se prevé alcance los 16 millones de barriles al día en 2030 y reemplazar la decreciente producción de fuentes ya existentes. • Se prevé que el carbón conti núe aumentando su cuota de mercado en la década actual, y que su crecimiento empiece a decaer entre 2020-30; en paralelo, el crecimiento

Las economías emergentes dominan el crecimiento de producción de energía

del gas permanecerá estable y es probable que los combustibles no fósiles puedan contribuir casi a la mitad del crecimiento a partir de 2020.

Reporte • Se espera que el sector de

la generación de electricidad sea consumidor de energía de más rápido crecimiento en el período comprendido hasta 2030, representando más de la mitad del crecimiento total en consumo de energía primaria. Y es en el sector de la generación eléctrica donde se esperan la mayor sustitución en los combustibles utilizados (fuel mix). La energía nuclear, hidroeléctrica y las renovables deberían contabilizar más de la mitad del crecimiento en generación eléctrica. El informe de este año examina de forma más detallada estos aspectos de

la historia de la energía mundial: las  vías para el desarrollo económico y la demanda de energía en China e India; los factores que afectan a las perspectivas de exportación de energía de Oriente Medio; así como los elementos impulsores del consumo de energía en el transporte por carretera. En China, se prevé una ralentización significativa en el consumo de energía a partir de 2020, a medida que su economía madure. Aunque la población de la India está en camino de superar a la de China, es poco probable que su trayectoria de crecimiento energético sea capaz de seguir a la de China. Su consumo energético será más del doble en 2030, y estará basado fundamentalmente en el carbón, pero aun así su consumo de unas 1.300 millones de toneladas equivalentes al petróleo, supondrá poco más de un cuarto del consumo total de China. Seguirá existiendo una gran dependencia de las exportaciones de petróleo de los países de la OPEP de Medio Oriente para satisfacer la demanda global. El análisis de BP sugiere que los países de Oriente Medio serán capaces de generar la nueva producción necesaria para satisfacer la demanda mundial, a pesar de que se espera que el uso de energía per cápita de la región sea más de tres veces mayor que la del resto de los paí ses no pertenecientes a la OCDE. BP espera ver un progreso constante de los esfuerzos realizados para sustituir el petróleo por gas y mejorar la eciencia del uso de la energía en la región. Arabia Saudí, Iraq y la producción regional de líquidos asociados a la producción de gas dominará el crecimiento

La mezcla de combustibles para la generación de energía se diversica

de la oferta al tiempo que la cuota regional de la oferta global de petróleo asciende a un 34% en 2030. Es probable que el sector transporte sea el sector de crecimiento más lento en el

consumo de energía mundial; las importan tes mejoras en la eciencia de combustible,

incluyendo la hibridación de vehículos, compensarán en parte el constante y fuerte crecimiento de las ventas de vehículos en los

Reporte mercados emergentes. Los vehículos híbridos (incluidos los coches eléctricos) ofrecen exi bilidad al consumidor y parecen capaces de satisfacer las metas de ahorro de combustible previstas para el año 2030; es probable que

el petróleo represente el 87% del consumo de energía del sector de transporte, en comparación al 95% actual, con los biocombustibles copando la mayor parte de la brecha, representarán el 7% del uso de energía del sector de transporte. Las emisiones globales de CO2 es probable que aumenten en aproximadamente un 28% en 2030 – un crecimiento más lento que la tasa actual de crecimiento de demanda de energía debido al rápido aumento de las energías renovables y el gas natural. Si se introdujeran políticas más agresivas que las previstas actualmente, las emisiones globales de CO2 podrían comenzar a descender de cara a 2030. Para el año 2030 los actuales importadores de energía tendrán que importar un 40% más del volumen actual, pero este dato varía según la región. En América del Norte, los esfuerzos para reducir la dependencia de suministros extranjeros deberían mostrar notables resultados en las próximas décadas. Reforzado por el crecimiento de la oferta de biocombustibles, así como por el gas y petróleo no convencionales, el décit de energía

de América del Norte se convertirá en un pequeño superávit de cara a 2030.

Europa se mantendrá en los niveles actuales

El décit energético de China respecto

en lo que a petróleo y carbón se reere, pero

a la totalidad de los combustibles se multiplicará más de cinco y en India, principalmente en petróleo y carbón, se ampliará más del doble en el período comprendido hasta 2030.

aumentará en aproximadamente dos tercios para el gas natural, suministrado por LNG y por gasoducto de la antigua Unión Soviética.

En América del Norte, los esfuerzos para reducir la dependencia de  suministros extranjeros deberían mostrar  notables resultados en las próximas décadas. Reforzado por el crecimiento de la oferta de biocombustibles, así como por el gas y petróleo no convencionales, el décit de energía de  América del Norte  se convertirá en un pequeño superávit de cara a 2030

Como contraste, el décit energético de

Pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), prevén que Estados Unidos destronará en 2017 a Arabia Saudí como primer productor mundial de crudo

Estados Unidos será autosufciente en energía El criterio de los expertos que participaron en la elaboración del reporte, es que Estados Unidos cubrirá la casi totalidad de sus necesidades energéticas en 2030, mientras que las más golosas economías emergentes, encabezadas por China e India, aumentarán su dependencia de las importaciones. “Para el 2030, el incremento de su producción y la moderación de su demanda permitirán a Estados Unidos asegurar por si mismos el 99% de sus necesidades energéticas, contra sólo 70% en 2005”, subrayaron los economistas de la petrolera británica, en su prospectiva anual. Coinciden con los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que prevé que Estados Unidos destronará en 2017 a Arabia Saudí como primer productor mundial de crudo gracias al auge de los hidrocarburos no convencionales como el gas o el petróleo de esquisto. “El aumento de la producción mundial de petróleo hasta 2020 se deberá totalmente a una producción creciente de petróleos no convencionales”. La revolución del esquisto se llevará a cabo esencialmente en América del Norte (a falta de inversiones sucientes en otras re giones) e incitará a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que actualmente producen el 35% del oro negro mundial, a reducir netamente su producción “en la próxima década”. En paralelo con su sólido crecimiento económico, países como China e India serán cada vez más dependientes de sus importaciones energéticas”, y deberán recurrir todavía más al carbón, advierte el informe. Y aunque no sea una novedad…en 20 años, el mundo seguirá estando dominado por las energías fósiles: el carbón, el gas y el petróleo, si bien en criterio de los autores el petróleo será el combustible de crecimiento más lento debido a los altos precios y una eliminación gradual de los subsidios en las economías emergentes.

Tecnología

Fracturamiento hidráulico y sus aplicaciones

Entre las tecnologías de estimulación de pozos de petróleo y gas más importantes está el fracturamiento hidráulico, el cual permite maximizar la producción mediante la creación de un trayecto de ujo desde la formación hacia el pozo. Un fracturamiento selectivo, con buena planeación optimiza la recuperación de reservas y controla la producción en los yacimient os de petroleo y gas

L

todo de estimulación para incrementar la para mejorar la producción fue asoma- productividad de los pozos y a medida que da en la década de 1920 por R.F. Farris, de se fue acumulando experiencia de campo, Stanolind Oil & Gas Corp., en el marco la tecnología de aplicaciones de fracturade un estudio sobre presiones durante la miento hidráulico (FH) fue avanzando en compresión de cemento, petróleo y agua lo relativo al diseño y fabricación de equipos en formaciones. En 1947, la compañía  y materiales, especialmente en la selección, (ahora Amoco) realizó la primera fractura preparación y usos de uidos y sólidos. hidráulica experimental, en el pozo de gas Las compañías operadoras llegaron Klepper No. 1 del campo Hugoton, al a emplear el método de forma extensiva sudoeste de Kansas en EE.UU. para prolongar la productividad de los Si bien los resultados no fueron los de- pozos, llegando a ser de uso rutinario. En seados, la técnica se mostró prometedora, solo dos años (1955) se popularizó de tal  y al año siguiente la compañía presentó un forma que los tratamientos alcanzaron los documento sobre el proceso “Hydrafrac”. 3.000 pozos por mes. Hacia nales de los Halliburton Oil Well Co. obtuvo una 60s más de medio millón de trabajos se licencia del proceso y en 1949 realizó los habían realizado. En los 80s su aplicación primeros tratamientos de fracturamiento se incrementó como resultado del conocicomercial, aumentando la producción de miento cientíco de los modelos de comdos pozos de forma sobresaliente. El resto portamiento de la fractura en la formación es historia. En 1953 Farris patenta el mé- productora, y ya arrancando los 90s era a idea de crear hidráulicamente suras

Imagen del primer fracturamiento hidráulico (publicada en Documento Técnico 2, Dic. 2011, Comisión Nacional de Hidrocarburos, México)

utilizado en cerca de un 40% de los pozos, en trabajos de recuperación primaria y secundaria. El proceso se ha utilizado en más de 1 millón pozos de producción y hoy los operadores pueden fracturar hasta un máximo de 35.000 pozos por año. Expansión continua Con base a estudios recientes, se estima que entre 60 y 80% de los pozos perforados en los Estados Unidos en los próximos diez años requerirá fracturamiento hidráulico para permanecer operativo1. Pero no sólo permite prolongar vida de pozos en campos maduros, sino también la recuperación de hidrocarburos en formaciones en las cuales los geólogos creían era impensable producir, como las formaciones de esquisto. El fracturamiento hidráulico ha tenido un enorme impacto en la historia de la energía de Estados Unidos, especialmente en los últimos años. La capacidad de producir más petróleo y gas natural en pozos antiguos y desarrollar nueva producción en los denominados “shales” ha hecho que el proceso sea aún más valioso para la producción de energía doméstica. A criterio de los especialistas, sin fracturamiento hidráulico 80% de la producción en esquistos de gas sería prácticamente imposible. La introducción de modernas técnicas –  como el “Frac & pack”- y la disminución de costos, permitió considerar el tratamiento hidráulico como un tipo de terminación para pozos petroleros. En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o métodos combinados de estimulación y control de arenas son realizados usando como base el fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza hidráulica. 1

Cifras actualizadas publicadas por FracFocus (National  hydraulic fracturing chemical registry, USA).

Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro de límites muy conservadores. Inyección de volúmenes de 200 a 400 galones de uido con media libra de arena por galón. Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era considerado como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande. En el presente los tratamientos dieren

mucho a los de hace 25 años, se bombean 200.000 a 500.000 galones de uido y de

Los equipos utilizados también han evolucionado como respuesta a desarrollos tecnológicos fundamentales en el diseño de los mismos, incluyendo unidades de bombeo, mezcladoras, unidades de control  y medición de parámetros de la operación, de control de calidad del fracturamiento (análisis de agua, sustentantes,

500.000 a 1.000.000 de libras de arena, equivalentes a 98 - 99,5 % del tratamiento, además de los aditivos químicos utilizados. La formulación exacta varía en función del pozo. Como parte del mejoramiento del Vista idealizada en un corte transversal de la propagación de una fractura (Fuente: Oileld Review, Otoño 2011: 23, n.3. Schlumberger) proceso y los materiales empleados, los apuntalantes evolucionaron notablemente. etc.), dosicación de productos químicos de las propiedades críticas del yacimiento, De igual forma, se han logrado avances  y apuntalantes, bombeo de alta presión, condiciones mecánicas del pozo, selección signicativos con uidos con propiedades almacenamiento de uidos y transporte de del modelo de factura, selección de tipo y químicas y mecánicas especiales que me- apuntalantes, entre otras. cantidad de uidos y agentes sustentantes  joran los resultados del fracturamiento,  y, en su caso del ácido, planeación y ejeoptimizando el costo-benecio. Ver gráco cución de la operación de fracturamiento. Un diseño para cada caso de Evolución del Fluido de Fracturamiento. Básicamente el FH consiste en el En el proceso se cumplen tres fases: 1. bombeo de fluidos a tasas y presiones Fase previa a la operación, enfocada en sucientes para romper la roca, formando la revisión de los antecedentes del pozo, del una fractura con dos alas de igual longitud diseño propuesto, de la localización y de las a ambos lados de la perforación. Durante instalaciones superciales del pozo, y de la el fracturamiento se bombean uidos y programación de la operación. También apuntalantes. Estos últimos son partículas es importante asegurar en esta fase la revique mantienen abiertas las fracturas y sión de normas de seguridad y protección preservan los trayectos recien creados para ambiental. 2. Fase de operación, en facilitar la producción de hidrocarburos, la que es determinante la supervisión de  y se clasican respecto a tamaños de gra- numerosos aspectos, comenzando por el nos, circularidad, resistenccia, densidad y cumplimiento del programa detallado de calidad, permitiendo incrementar la con- operación, monitoreando continuamente ductividad de la formación y, por ende, el los parámetros de la operación en tiempo real para tomar las decisiones previstas en ujo de uidos hacia el pozo. Cada zona de petróleo y gas es diferente caso de desviación de las variables. Este  y requiere un diseño de fracturamiento monitoreo consiste en el registro continuo adaptado a las condiciones particulares de del gasto, presión, presión neta, concenla formación. Por lo tanto, si bien el proceso tración de sustentante, PH, temperatura es esencialmente el mismo, la secuencia del uido, viscosidad y dosicación de puede variar dependiendo de las condiciones aditivos. La presión deberá registrarse en locales. Es importante tener en cuenta que todo momento y se continuará su registro no todos los aditivos se utilizan en cada pozo al cierre e la operación y después de este, fracturado hidráulicamente; exactamente de acuerdo con el programa establecido. la “mezcla” y las proporciones de aditivos 3. Fase posterior a la operación. Fina varian basado en el sitio especíco de pro- lizado el fracturamiento, se debe desfogar fundidad, espesor y otras características de el pozo, revisar el registro histórico de los la formación objetivo. parámetros de la operación, cuanticar El éxito de una estimulación por frac- los uidos, materiales y aditivos utilizados, turamiento hidráulico está determinado supervisar que la localización quede libre por distintos factores, incluyendo selección de contaminación o existan condiciones Evolución del uido de tratamiento (Fuente: Oileld Review, Otoño 2011: 23, n.3. Schlumberger) apropiada del candidato, determinación inseguras.

Tecnología El futuro del fracturamiento Fracturamiento hidráulico basado

en canales de ujo Como resultado de años de investigación y desarrollo, hace un par de años Schlumberger introdujo al mercado su técnica de fracturamiento hidráulico basada en canales de flujo HiWAY, cuya implementación ha permitido mejorar signicativamente la viabilidad económica de

Halliburton desarrolló una solución técnica para convertir el equipo de bombeo usado en una fracturación típica a un sistema de combustible dual que incluye gas natural, lo que sería más eciente y más limpio que usar únicamente diesel

pozos. HiWAY elimina la interacción entre el ujo en la fractura y la conductividad del

apuntalante, alcanzando conductividad de fractura innita, lo que se traduce en una

esta técnica, con más de 5.000 trabajos realizados en más de diez países.

mayor área de contacto efectiva, mejor recuperación de uido y polímero, menor

Nueva tecnología de Halliburton ofre-

daño en la cara de la fractura, lo que a su una mayor recuperación de hidrocarburos. De acuerdo con información difundida ha-

ce benefcios ambientales y de costos Apache y Caterpillar anunciaron recientemente el desarrollo de una innovadora tecnología de combustible dual para

cia nales de 2012, el sistema estaba siendo

alimentar de forma segura y eciente los

utilizado por la compañía en aproximadamente un tercio de sus trabajos de fracturas, previendo que rápidamente pueda pasar a un 50% o 70%. En la totalidad de los casos, la técnica permitió incrementar la producción de hidrocarburos, con un ahorro de 40% del volumen de apuntalante y una menor utilización de agua de hasta un 60%. Para Schlumberger el uso de HiWAY permite no sólo aumentar en una quinta parte la cantidad de gas extraída de esquis-

equipos de bombeo utilizados en tratamientos de fracturamiento con una mezcla de gas natural y diesel. Hasta ahora este representa uno de los proyectos de combustión dual a gran escala de la industria de petróleo y gas. Apache y la Alianza de Gas Natural de América (ANGA), han alentado a la industria para aumentar el uso del gas natural como combustible en motores. En respuesta, Halliburton desarrolló una solución técnica para convertir el equipo de bombeo usado en una fracturación típica a un sistema de combustible dual que incluye

 vez signica una mejora en la producción y

tos, sino también reducir signicativamente

los costos. En la lutita de Eagle Ford, por ejemplo, la técnica permitió incrementar la producción acumulada de petróleo en 43%  y la producción acumulada de gas en 61%, a la par que redujo el consumo de agua y apuntalante por pozo en 58% y 35%, respectivamente. Muchas otras experiencias son ya referenciales de la efectividad de

gas natural, lo que sería más eciente y más

limpio que usar únicamente diesel.  Junto a Caterpillar Halliburton convirtió sus innovadoras bombas Q-10 para uso dual mediante una tecnología que aloja de forma eciente y segura gas

natural licuado o comprimido de alta calidad. Mediante estrecha colaboración, para atender una amplia gama de criterios ambientales y de eciencia, Caterpillar

adaptó su tecnología patentada en motores DGB (Dynamic Gas Blending) a las bombas de Halliburton. La idea es que a corto plazo estos motores DGB puedan ser fácilmente adaptados para la combustión eciente en los campos

HiWAY crea redes de fractura complejas. En lugar de fluir a través del empaque de apuntalante, los hidrocarburos uyen alrededor de pilares de apuntalante

 y acondicionados en el sitio, de manera de ahorrar costos adicionales de transporte de combustibles a los operadores. Halliburton está evolucionando la for-

ma de suplir los servicios requeridos para maximizar el retorno de las inversiones en los shale plays, mediante un nuevo enfoque en los trabajos de fracturamiento centrado en mejorar la calidad del servicio, maximizar la productividad, reducir al mínimo el tiempo de inactividad, reducir las emisiones y la exposición de HSE. El diseño de la nueva bomba Q-10 además de proporcionar una mayor potencia y abilidad

que cualquier otra bomba en la industria, garantiza un impacto medioambiental reducido. Otra innovación de Halliburton es el SandCastle™ PS-2500 Vertical Storage System - Sistema de almacenamiento Vertical- que ayuda a resolver el problema de restricciones de espacio en la mayoría de las locaciones de pozos. Baker Hughes: mejora de eciencia con

uso de bombas bifuel También Baker Hughes, anunció recientemente la conversión de su ota

de unidades de fracturamiento hidráulico Rhino™ con el uso bombas bifuel, como una forma de mejorar la eficiencia operativa, reducir costos e impactos en materia de seguridad y ambiente. Las nuevas bombas utilizan una mezcla de gas natural y gasóleo, reduciendo el uso de diesel hasta en un 65% sin pérdida de la potencia hidráulica. La ota convertida

reúne todos los estándares de emisiones de la EPA. Tras los exitosos resultados obtenidos con sus unidades en Canadá, la firma tomó la decisión de convertir la Estados Unidos. La alternativa bifuel permite operar el doble de tiempo que motores que funcionan únicamente con diesel. “Hemos visto excelentes resultados con esta iniciativa”, afirmó Mike Davis, Presidente Baker Hughes, USA Land Presure Pumping, quien destacó que los benecios ambientales son signicativos.

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Bill Gates, Chairman, Microsoft Corporation, como uno de los conferencistas magistrales del principal evento de IHS compartirá sus reexiones acerca de la energía del futuro. También participará Walter Isaacson, autor de los best-sellers “Steve Jobs” y “Einstein” para analizar la Anatomía de un Genio

C

omo reunión exclusiva de los ejecutivos de IHS Nariman Behravesh, Chief Economist; Presidente y CEO, Direct Energy. mundiales de la industria de la energía, Nigel Gault, Chief U S Economist; Diego • El jueves 7 de Marzo continuará el prograCERAWeek es considerada la “crema y Iscaro, Senior Economist, Europe; y Alistair ma con seis Energy Insight Breakfasts a escoger por los delegados. Se efectuará la Plenaria nata” de las conferencias en el sector que se Thornton, Senior China Economist. de CEOs sobre Energía con la participarealizan en Houston, donde se escuchan las voces de los líderes principales de las más • El martes 5 de Marzo muy temprano los ción de Anthony Earley, Chairman, CEO grandes empresas del mundo, vinculadas a la delegados podrán escoger entre siete Energy  y Presidente, PG&E Corporation; James E. energía y en cuyas manos están las decisiones  Ins igh t Breakfast s previstos en la agenda, Rogers, Chairman, Presidente y CEO, Duke del curso de esta industria. antes de sentarse formalmente a escuchar Energy; John Russell, Presidente y CEO, Organizada por la rma de información la conferencia de bienvenida a cargo de CMS Energy Corporation and Consumers e investigación global IHS, CERAWeek Daniel Yergin y el discurso de apertura Energy Company. La mañana culminará está bajo la dirección del autor ganador del por parte de Khalid Al-Falih, Presidente y con seis interesantes sesiones sobre EstraPremio Pulitzer Daniel Yergin. Cada año, CEO de Saudi Aramco. En la mañana se tegia. La Plenaria de la tarde abordará de este escenario se constituye en una fuente efectuará la Plenaria Global sobre Petróleo manera especial las Lecciones del huracán regular de noticias y de discusión de los  y acto seguido siete Sesiones sobre Estrate- Sandy, Katrina y Fukushima, bajo las voces acontecimientos más importantes y los de- gia. En la tarde, se comtempla un Diálogo de Sergej Mahnovski, Director of Energy safíos que enfrenta la industria, incluidos las Ministerial que convocará a Diezani Alison- Policy, New York City Ofce of the Mayor; limitaciones regulatorias y las perturbaciones Madueke, Honorable Minister of Petroleum  y Hisanori Nei, Executive Director, Japan geopolíticas. Resources, Nigeria; Ambassador Carlos Oil, Gas and Metals National Corporation El tema de enfoque de este año es “Drivers Pascual, Special Envoy and Coordinator (JOGMEC). La cena contará con la particiof Change: Geopolitics, Economics and the Energy for International Energy Affairs; y Youcef  pación magistral de Bill Gates, Chairman,  Future” que busca reejar la profunda trans - Yous, Minister of Energy and Mines, Al - Microsoft Corporation, y Co-Chair, Bill & formación que está experimentando el sector geria. Al nal de la tarde ocho  IHS Energy Melinda Gates Foundation, quien cautivará energético, bajo el impulso de las nuevas Views/Expert Briengs proveerán una visión a la audiencia con el discurso “Reexionando tecnologías, los cambios en la demanda profunda sobre los riesgos y oportunidades sobre la Energía del Futuro”. mundial, los dilemas regulatorios y las nuevas en diferentes áreas temáticas. • El  viernes 8 , último día de CERAWeek, realidades y estructura de costos de la oferta. Todo lo anterior en un contexto de creciente • El miércoles 6 de Marzo se realizarán arrancará con el Desayuno y Discurso de incertidumbre económica, sobre todo en otros siete Energy Insight Breakfasts, en la ante- apertura “La Convergencia: El futuro del cre Europa y la Asia emergente, y también de sala a la conferencia magistral de Bob Dudley, cimiento económico en un mundo Multispeed ”, tensiones geopolíticas en el Medio Oriente, Group Chief Executive, BP. En la Plenaria a cargo de Michael Spence, Premio Nobel de Asia, África y América Latina, lo que gene- Global sobre Gas, compartirán sus puntos de Economía. Para hablar sobre la “Anatomía de ra nuevos riesgos y retos para las empresas vista Joseph C. Geagea, Presidente, Chevron un Genio” estará presente Walter Isaacson, auinvierten con el propósito de satisfacer las Gas and Midstream; Philippe Sauquet, Pre - tor de los best-sellers “Steve Jobs” y “Einstein” sidente, Gas & Power, Total; y Rainer Seele,  y Presidente y CEO de The Aspen Institute. necesidades futuras de energía. Chief Executive Ofcer, Wintershall Holding  También se llevarán a cabo dos Plenarias, una GmbH. En el Diálogo Ministerial de la tar- sobre la Revolución de la Automatización - La Actividades resaltantes Algunos de los eventos más destacados que de, intervendrán Esperança Bias, Minister Robótica y el Nuevo Mundo M2M, y otra of Minerals and Mining, Mozambique; y sobre el Cambio Climático y la Energía en contempla la semana de CERAWeek serán: Leonid Bokhanovskiy, Secretary General, Transición. El cierre de la agenda estará en • La Recepción y Cena de bienvenida, así como la presentación del IHS Economic Outlook, el Gas Exporting Countries Forum. La agenda manos del General Michael Hayden, Exdilunes 4 de Marzo estarán abiertas a todos los incluye una conferencia plenaria sobre Ener- rector de la Agencia Central de Inteligencia, y participantes. En el banquete, los delegados gía y Competitividad Global, que reunirá a de la Agencia de Seguridad Nacional, con una serán invitados a reunirse con expertos de IHS  Jack Gerard, Presidente y CEO, American conferencia sobre el tema “Amenazas Ciber: La  y el resto de los conferencistas para propiciar Petroleum Institute; Hirobumi Kawano, lucha contra la batalla del futuro”. Para consultar detalles del programa la discusión informal y relajada, en mesas que Presidente, Japan Oil, Gas and Metals Natiotendrán a un experto designado según el tema nal Corporation (JOGMEC); Patrick Kron, de este evento exclusivo visite: ceraweek. que los delegados elijan. Participarán por parte Chairman y CEO, Alstom; Chris Weston, com/2013

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El congreso reunirá, por primera vez, a ejecutivos de empresas de petróleo nacionales, empresas E&P sudamericanas y agencias reguladoras gubernamentales para determinar el potencial de producción e inversión de un portafolio de las mejores perspectivas no convencionales de América del Sur  Febrero 27 - 28, 2013, Buenos Aires, Argentina

E

l panorama energético norteamericano comercial de proyectos de este tipo. ha sido transformado con el auge de la Muchas de las respuestas serán brindadas explotación de recursos no convenciona- del 27 al 28 de Febrero en el Hilton Buenos les, principalmente del shale gas, gracias Aires, Argentina, cuando se den cita empreal despliegue de tecnologías claves que sas operadores y entes reguladores de ocho brindan acceso a esos recursos. Este evento diferentes países de la región, para compartir organizado por American Business Confe- sus perspectivas y evaluar la posibilidad de rences, buscará responder si efectivamente emprender una exitosa carrera por promola región de Sudamérica podría capitalizar ver el desarrollo de este recursos. sus recursos no convencionales, de igual Conferencistas de Colombia, Brasil, modo que lo ha venido haciendo Estados Argentina, Perú, Chile, Ecuador, Paraguay Unidos, y en tal escenario cuáles serían en-  y Uruguay profundizarán en los hallaztonces los desafíos geológicos, regulatorios gos geológicos, los desafíos regulatorios y  y de recuperación de la inversión que tiene medioambientales, los planes de desarrollo que superar para alcanzar la producción de equipos e infraestructuras que permitan

un sólido entendimiento en cuanto a la posibilidad de que estos países alberguen los requisitos esenciales para la viabilidad comercial a largo plazo. Se apuntan en la lista de principales oradores: • Edward Tovar, Director de Reservas No Convencionales, Ecopetrol Colombia • Guimar Vaca Coca,  Dire ctor Ejecut ivo,

Americas Petrogas • Orlando Enrique Cabrales, Presidente, ANH - National Hydrocarbons Agency Colombia • Héctor De Santa Ana, Vicepresidente de  Exploración y Producción, ANCAP Uruguay • Diego Carvajal, Vicepresidente nueva aventura, Canacol Energy Ltd Colombia • Phil De Gruyter, Vicepresidente Exploración, Sintana Energy Ltd. Colombia • Marcelo Castillo, Superintendencia de Promoção de Licitações - SPL, ANP Agência Nacional do Petróleo y Gás • Luz Helena Sarmiento,  Directora General, ANLA- Autoridad Nacional de Licencias Ambientales •  José Antonio Ruiz, Director de Hidrocarburos y  Biocombustibles, Ministerio de Energía de Chile • Lisandro Rojas, Gerente de Exploración, Enap Sipetrol Chile • Andrés Donoso, Secretaría de hidrocarburos, Ministerio de Hidrocarburos, Ecuador • Mauricio González,  Presidente – Américas, Clontarf Energy PLC • Ari Thaler, Presidente, Dahava Oil Paraguay • Edward Tovar, Gerente - Reservorios No Convencionales, Ecopetrol • Ángel Taday, New Ventures y geólogo de ex ploración, Andes Petroleum Ecuador Limited •  Janinne Delgado, Gerente Legal, Perupetrol • Carlos Guerrero, Gerente Exploración, Gran Tierra Energy Colombia • Fernando Sánchez-Ferrer,  Líder América  Latina Nuevos Proyectos, Shell • Christopher Schenk, PB Provincia Equipo de  Evaluación, United States Geological Survey • Greg Schlachter, Director Ingeniero de Reservas, Sintana Energy Ltd. Colombia Mayor información, visite: www.emergingshale-basins-south-america.com

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El 26 y 27 de Marzo en The Woodlands, Texas, se realizará la décima tercera conferencia organizada por la Intervention & Coiled Tubing Association y la Society of Petroleum Engineers

E

sta conferencia y exhibición anual que ofrece IcoTA conjuntamente con SPE ofrecerá nuevamente una amplia gama de presentaciones que cubren soluciones innovadoras, prácticas y mejoras de rendimiento en el área de intervención de pozos, a través de un programa técnico como ninguno anterior. Ingenieros de perforación y diseño de pozos, Ingenieros de completación y producción, profesionales en I&D, Gerentes de Operaciones, Ejecutivos y Consultores atenderán el evento con el interés de aprender acerca de las tecnologías actuales  y futuras en el área, además de conocer los nuevos productos y aplicaciones de las principales compañías de exploración, ob jetivo garantizado por un Comité en el que están representadas empresas como Boots &

Coots, BP, Encana Oil & Gas, Halliburton, Schlumberger, Saudi Aramco, Statoil, Baker Hughes, Shell, ExxonMobil, Welltec, Hunt Oil, Hess, ConocoPhillips, entre otras. El Programa Técnico abarcará temas como: • Electric, Slick, and Braided Wireline Applications • Well Control, Well Integrity, and Challenging Situations • Fracturing and Stimulation • Coiled Tubing Applications • Offshore and Subsea Well Intervention Operations • Latest Developments in Equipment, Tools, and Materials • Improving Operational Efciency • Latest Developments in Intervention Solutions

Para analizar el tema de los hidrocarburos no convencionales, el martes 26 de Marzo, G. Allen Brooks, Consultor en Finanzas y Negocios de Parks Paton Hoep & Brown, dirigirá el  Keynote Luncheon bajo el título “From Waste to Silver Bullet: How

the Shale Revolution Has Changed Energy Markets”. También se prevén tres cursos de entrenamiento: Cased Well Log Interven tions for Production Management, Coiled Tubing and Its Applications, y Tractor Technologies for Well Interventions. A la fecha, más de 70 rmas han reser vado su participación en la Exhibición que tendrá lugar en The Woodlands Waterway Marriott Hotel & Convention Center. Para mayor información sobre cómo participar en el evento: events/ctwi/2013

www.spe.org/ 

Warehouse

TD Williamson amplía sus capacidades de Inspección

Nuevo Centro Global de Integridad de Ductos en Salt Lake T

D Williamson (TDW), un proveedor tido en sinónimo de TDW”, dijo Bruce mundial de equipos y servicios para Binkley, Presidente y CEO de la rma. los operadores de sistemas de tuberías a “Al combinar nuestras operaciones de presión, inauguró su nuevo Centro Glo- manufactura e ingeniería de inspección bal de Integridad de Ductos en Salt Lake en línea, centro de servicios y funciones City, Utah. para el análisis de datos en un solo lugar, Ubicado en Salt Lake International estamos preparados para aprovechar Center, el centro de 144.000 pies cuadra- todo el potencial de nuestras tecnologías dos duplica la huella de TDW en esta  y personal”. localidad. Además de servir como un “Nuestro objetivo era crear un Centro centro mundial para la inspección en línea, Global de Integridad de Ductos que no la nueva facilidad muestra los productos sólo albergara nuestras capacidades de de barrido (pigging) de TWD, incluyendo inspección en línea, sino que también aprolanzadores y receptores; y sus servicios veche la amplitud total de las tecnologías de tuberías para la limpieza y evaluación de TDW”, comentó Eric Rogers, Viceno destructiva. También favorece un presidente de integridad de Ductos Global. localizar y determinar la orientación de las crecimiento futuro, incluyendo la adición El centro ofrece una amplia gama de reducciones o expansiones de diámetro. de un centro de datos, una facilidad de tecnologías de inspección en línea, como También las herramientas de fuga de entrenamiento para empleados y clientes KALIPER ®360, diseñada especícamen- ujo magnético (MFL) para la detección  y equipos de prueba de tuberías mediante te en tuberías de nueva construcción para  y medición de pérdida de metal interna herramientas de inspección en línea. proporcionar información de geometría  y externa en líneas de líquidos y herra“Estas instalaciones de clase mundial de referencia; así como herramientas de mientas GMFL que hacen lo mismo pero expresan la innovación que se ha conver- alta resolución de deformación (DEF) para en gasoductos.

Gente

Pemex D

esde el 3 de Diciembre Emilio Lozoya Austin es el Director General de Petróleos Mexicanos, en sustitución de Juan José Suárez Coppel. Licenciado en Economía y Derecho por el ITAM y la UNAM, respectivamente, y tiene una maestría en Desarrollo Económico por la Universidad de Harvard, Lozoya es autor de distintas publicaciones sobre política monetaria, productividad y competitividad, eciencia en políticas públicas, así como educación y sistemas

electorales. De Enero a Noviembre de 2012, trabajó en el equipo de campaña y de transición de Gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto como encargado de los asuntos inter nacionales. De 2009 a 2012, fundó y encabezó varios fondos de inversión, especializados en inversiones de capital privado a nivel global en diversas industrias, incluyendo reestructuraciones y transacciones internacionales. Emilio Lozoya Austin De igual manera, de 2006 a 2010, fue el Director en Jefe para América Latina en el Foro Económico Mundial, donde fue responsable de investigaciones e iniciativas del organismo, así como enlace con los principales líderes políticos y empresariales de la región. El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó también los nombramientos de tres nuevos Directores Corporativos: Mario Alberto Beauregard Álvarez, de Finanzas; Víctor Díaz Solís, de Administración, y José Luis Luna Cárdenas, de Tecnologías de la Información, así como el de Rodolfo Campos Villegas como Subdirector de Tesorería.

Petroperú H

fue nombrado Presidente de Directorio de Petroperú en reemplazo de Humberto Campodónico Sánchez. Posee una amplia trayectoria académica y profesional en el sector, y ha ocupado cargos gerenciales en la mayoría de las áreas de la petrolera estatal, a lo largo de 38 años. Recientemente se desempeñaba como Gerente Adjunto de la Gerencia General de Petroperú. En Ingeniero Químico de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos y egresado del programa de Formación Gerencial de la Universidad del Pacíco. Asimismo, participó del Programa de Gestión en Hidro carburos de ESAN y del Programa de Dirección General del PAD – Universidad de Piura. Se ha desempeñado éctor Reyes Cruz

como Gerente del Departamento de Distribución de la Gerencia Comercial, Gerente de la Renería Selva en Iquitos, de Oleoducto en Piura, de Renería Conchán en Lima, de Planeamiento y Control Operativo, y de Renación y Ductos.

Héctor Reyes Cruz

También fueron nombrado como miembros del Directorio de la empresa, Jorge Luis Parodi Quesada, Luis Baba Nakao y Víctor Lay Biancardi.

Gente

Baker Hughes

El dirigirá la estrategia de estimulación mediante el bombeo a presión a nivel global. D Gallagher tiene más de 30 años de experiencia en operaciones, ingeniería, mercadeo, ventas y desarrollo de productos. avid Gallagher fue nombrado Vicepresidente de Mejoramiento de Producción de Baker Hughes Incor porated.

Antes de incorporarse a Baker Hughes, fue Vicepresidente de Mercadeo y Ventas de Carbo Ceramics. Comenzó su carrera en la industria de petróleo y gas como ingeniero de fracturamiento en Schlumberger donde ocupó roles técnicos y gerenciales durante 26 años, tanto en Estados Unidos como en otras regiones petroleras del mundo. Gallagher tiene una licenciatura en Ingeniería de la Universidad de Nuevo México.

IMCA

David Gallagher

ciation (IMCA), asociación que representa los intereses de cerca de 900 compañías marinas con actividades M en alta mar y de ingeniería bajo el agua en más de 60 países.

assimo Fontolan asumió por dos años la posición de Presidente de International Marine Contractors Asso-

Massimo Fontolan

Actualmente es Vice Presidente Comercial para el Atlántico Norte y el Ártico de Saipem Ltd. Además de convertirse en Presidente de IMCA, también se convierte en Presidente de Overall Management Committee (OMC) de la asociación, después de haber servido como Vicepresidente de IMCA en los dos últimos años. Fontolan es Ingeniero Civil con un título en hidromecánica. Inició su carrera con Tecnomare S.p.A. en 1983 en Venecia, donde laboró en tecnologías marinas hasta 1999. En 2000 se incorporó a Sonsub, que forma parte del Grupo Saipem, trabajando como Director General en Aberdeen, Stavanger y Venecia. Asumió su cargo actual en Saipem Ltd en 2010.

OTC

la reunión de la Junta Directiva realizada en Enero. El su nuevo rol, Graham apoyará a toda la Junta de la OTC S estará coordinando el manejo de todos los eventos de la OTC en Houston, Brasil y Asia. tephen Graham, CAE, fue designado Director Ejecutivo de la Offshore Technology Conference (OTC), durante

El se desempañó como Director Gerente de OTC durante 10 años. “Agradezco esta nueva oportunidad y espero con interés trabajar con la Junta para ampliar nuestro compromiso con la industria offshore mundial”, dijo Stephen Graham. OTC es el principal evento de intercambio de conocimientos técnicos y de innovación dentro de la industria offshore mundial. “El ámbito de la OTC y su alcance han prosperado bajo la dirección de Stephen. Esta nueva función reconoce su dedicación y mayores logros”, comentó Steve Balint, Chairman de la Junta.

Stephen Graham

Calendario 2013 17 – 21 - NACE - Corrosion 2013 Conerence & Expo -

FEBRERO

Orlando, USA -

25 – 28 - 3rd Global Sand Management & Control Praxis Interactive

events.nace.org/conerences/c2013

Technology Workshop 2013 - Cartagena, Colombia - praxis-global.com

17 – 21 - SAGEEP 2013 - Denver, USA - www.eegs.org

26 – 27 - AADE National Technical Conerence & Exhibition -

18 – 20 - SPE Americas E&P Health, Saety, Security

Oklahoma City,

and Environmental

USA - www.aade.org/2013-national-technical-conerence-exhibition

Conerence -Galveston, USA - www.spe.org/events/hsse/2013

27– 28 - Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas

20 – 21 - Deep Gas and Condensate Exploitation - Best Practices and

No Convencional,

Sudamérica 2013 - Buenos Aires, Argentina - w ww.emerging-shale-basins-

Technology Applications - Santa Cruz de la Sierra, Bolivia -

south-america.com

www.spe.org/events/13ascz 20 – 22 - 11th Oshore Mediterranean Conerence & Exhibition -

MARZO 04 – 08 - CERAWeek 2013 - Houston, USA – www.ceraweek.com/2013 05 – 07 - IADC/SPE Drilling Conerence & Exhibition -

Amsterdam, Holanda -

www.spe.org/events/dc/2013 05 – 07 - SPE Digital Energy Conerence & Exhibition- The Woodlands, USA www.spe.org/events/dec 05 – 07 - Subsea Tieback Forum & Exhibition – San Antonio, USA – www.subseatiebackorum.com 05 – 07 - Rio Gas Forum 2013 - Río de Janeiro, Brasil - www.cwcriogas.com 06 – 07 - 3rd FPSO Vessel Conerence - Londres, Reino Unido www.wplgroup.com/aci/conerences 14 – Latin American Investment Forum - Londres, Inglaterra www.emaoondon.com/index.php/latam-orum-2013-latin-americaninvestment-orum-2013

MOC 2013 -

Ravenna, Italia - www.omc.it/2013 23 – 26 - SPE Production and Operations Symposium - Oklahoma, USA -

www.spe-pos.org 26 – 27 - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conerence &

Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2013 ABRIL 08 - 10 SPE International Symposium on Oilfeld

Chemistry - The Woodlands,

USA - http://www.spe.org/events/ocs/2013/ 08 - 11 - Latin American Geosciences Student Conerence - IGSC

Medellín,

Colombia - http://www.lagsc.org/ 09 - 11 - Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2013 - Cartagena,

Colombia - http://www.cwccolombia.com/

Última Página

Nostalgia y confusión por el presal

Se obliga a Petrobras a ser el operador, con una participación mínima de 30% en todos los proyectos del presal, quitándole ese rol competitivo que la había hecho tan exitosa, y otorgándole obligaciones que tal vez se vea imposibilitada de asumir  o cumplir. El precio de las acciones de Petrobras se encuentra al mismo nivel de Octubre de 2006, pese a la inmensa riqueza y el potencial existente en el presal

E

n una entrega publicada en Junio de 2012, comparábamos lo que venía aconteciendo en Asia, Australia y EE.UU. en materia de hidrocarburos, y de gas natural en particular, con la realidad Latinoamericana. Concluíamos que nos caracterizábamos por ser tremendamente nostálgicos al momento de actuar y desarrollar nuestra región. A manera de ejemplo, ilustrábamos que en Australia existen dos proyectos exportando GNL (Gas Natural Licuado), seis plantas en plena construcción (uno de ellos FLNG) y tres proyectos en estudio, todo mirando los mercados de Asia. En América Latina, cuando Bolivia descubrió reservas de gas y pudo exportar GNL, se derrocó un presidente electo democráticamente por sólo intentarlo. En Perú, por el proyecto de exportación de GNL se ha desatado una ira incontenible contra el mismo y una gran mayoría se rasgan las vestiduras. Brasil, lastimosamente tampoco escapa a esta triste realidad. Hagamos un poco de memoria e historia. Todo parecía indicar que Brasil había salido de la nostalgia latinoamericana (por

ANUNCIANTES

FEBRERO 2013 / No 277/ Petroleum

Acipet........................................................................ 25 ANH..............................................................................5 Antek...........................................................................7 Cepcolsa...................................................................11 ClampOn....................................................................27 CWC Group.................................................................38 Fugro Jason...............................................................8 Halliburton...............................................................C.P LHR Americas............................................................13 Magnetrol.........................................................16y17 Naturgas......................................................................29 NOV..............................................................................9 Pacifc Rubiales.........................................................2 Panthers Machinery...............................................15 PCM..............................................................................21 Schlumberger..........................................................P.I Serinpet..................................................................C.P.I Sugaca........................................................................34 Sociedad de Ingenieros del Perú.....................37 SPE................................................................................36 Tradequip.................................................................39 VAM Drilling.............................................................23 Welltec........................................................................14 Winsted.....................................................................35

7  Álvaro Ríos Roca*  lo menos en el sector hidrocarburos) cuando extremadamente nacionalista y nostálgico. en 1998 inicia una reforma estructural. Ese Inmediatamente se suspenden las rondas año se crea la Agencia Nacional de Petróleo petroleras por los descubrimientos en el (ANP) y se da un giro al accionar de Petrobras, presal con el objetivo de establecer las nuevas convirtiéndola en una verdadera empresa condiciones hacia adelante. Hasta la fecha petrolera, líder, la cual debía competir, cotizar no se han reactivado las mismas y la nueva en bolsa (para levantar recursos) y actuar sin exploración está detenida. prebendas ni privilegios del Estado. Se obliga a la empresa brasileña a ser el La ANP, desde su creación en 1998 hasta operador, con una participación mínima de el 2008, con mucho éxito, había sacado 10 30% en todos los proyectos presal, quitánlicitaciones internacionales para adjudica- dole ese rol competitivo que la había hecho ción de áreas de exploración y explotación. tan exitosa, y otorgándole obligaciones que En la primera, con mucho acierto, se ad- tal vez se vea imposibilitada de asumir y/o  judicó a Petrobras una serie de áreas para cumplir, dependiendo de las condiciones de que tuviese una sólida base de partida. De mercado. Petrobras recibe un nuevo golpe allí en adelante, debía competir, asociarse y en 2010, cuando se decide elevar la partisobre todo compartir riesgo, particularmente cipación de las acciones del Estado en la en exploración costa afuera, que es muy compañía, diluyendo a los demás accionistas. compleja técnicamente y extremadamente El Gobierno está forzando la compañía costosa. Reforma en mano, la estatal empe- a mantener subsidios en los combustibles zó un camino vertiginoso para incrementar líquidos y existen elevados requerimientos de notablemente sus reservas y producción de materiales y servicios locales (local content), petróleo y gas natural. No lo hizo sola, el que el Gobierno exige para impulsar a la sector privado internacional contribuyó con industria local. Petrobras ni otras empresas capital, tecnología y recursos humanos para han podido cumplir esos requerimientos y se levantar la producción de petróleo y gas en suman a las erogaciones e ineciencias de la Brasil. Petrobras se internacionalizó, se for- estatal, que es el principal actor. taleció tecnológicamente (costa afuera) y se ¿Cuáles los resultados de estas políticas convirtió en una de las empresas más fuertes  y medidas? Se ha detenido nueva inversión  y grandes del mundo (acciones muy cotizadas en exploración. El precio de las acciones de  y en alza en las bolsas). Petrobras se encuentra al mismo nivel de Llegó el 2006 y se descubrió el presal, una Octubre de 2006, pese a la inmensa riqueza inmensa riqueza de hidrocarburos ubicada  y el potencial existente en el presal. costa afuera, bastante distante de la costa, Petrobras se ha visto obligada a desinmuy profunda, con muchos retos tecnológicos vertir y vender activos en varias partes  y elevadísimos requerimientos de inversión. del planeta para afrontar los “privilegios” Aquí nuevamente empieza la nostalgia y lo otorgados. La producción está detenida y que denominamos cariñosamente como una las importaciones de derivados aumentan en especie de “borrachera de presal”. El Presi- el país carioca. Lastimosamente no dispone dente Lula llegó a decir que Dios era brasilero de todos los recursos tecnológicos, humanos cuando le presentó al mundo lo descubierto.  y nancieros que se le han impuesto. Esta Compartimos esa alegría que no es sólo para suerte de borrachera o mareo de presal nos Brasil sino para nuestra región. conrma que seguimos siendo tremenda Empero, tanta riqueza, pone nerviosos mente nostálgicos en la región. a muchos, y en especial al sector político de la región, que casi inmediatamente se torna *Actual Socio Director de Gas Energy y Drillinginfo