Julio 2015 - Petroleum 306

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Julio2015

Colombia Energy Summit 2015

XXI Convención Internacional del Gas AVPG 2015

1er Coflu&Cempo

Drones revolucionan la industria del petróleo

3JULIO 2015 I Petroleum 306

Portada:Perforación en el Eagleford Shale,

en el suroeste de Texas (Foto: Anadarko)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

SECCIONESCORNISACUADRANTEWAREHOUSECALENDARIO

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El uso de drones ofrece grandes ventajas a la industria de los hidrocarburos

Industria gasífera venezolana ante nuevas perspectivas

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Oportunidades de inversión en Colombia

Latam Energy ConventionBajo el lema “Oportunidades bilaterales de inversión, servicios y tecnología en Colombia y México”, el 27 y 28 de Mayo se realizó en el Club Metropolitan de Bogotá la primera versión de este evento orientado a impulsar la industria de hidrocarburos de los países latinoamericanos

10IN SITU

XXI Convención Internacional y X Exhibición Industrial del Gas AVPG 2015

SPWLA C.A.F.E.Formation Evaluation Technical Forum

1er Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo

Del 19 al 21 de Mayo se realizó en Caracas el foro industrial y académico organizado por la Asociación Venezolana de procesadores de Gas, AVPG, para analizar a fondo el desarrollo futuro de esta industria

Del 27 al 30 de Mayo se llevó a cabo en el Parque Tecnológico de Guatiguará, en Bucaramanga, el foro técnico organizado por el Capítulo Colombia de la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA

La primera edición del evento fue atendida por más de 180 representantes de la comunidad petrolera de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá, Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina

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Colombia Energy Summit 2015

El 13 y 14 de Mayo se realizó en Bogotá la segunda cumbre anual de la energía organizada por Markets Group para dar a conocer las nuevas oportunidades de inversión en el sector energético en Colombia. El evento reunió a importantes actores del sector público y ejecutivos de empresas de energía para debatir las realidades actuales en el mercado

14ESCENARIO

Fracturamiento hidráulico, de la revolución a la evolución, Parte II

Nuevo rol de ENAP en el sector eléctrico de Chile

Por Álvaro Ríos Roca*

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REPORTE

ÚLTIMA PÁGINA

La revolución de los drones en la industria del petróleo y gas

El uso de vehículos no tripulados (Unmanned Aerial Vehicle, UAV) se extiende velozmente en el sector de hidrocarburos a medida que muchas más compañías operadoras lo convierten en su gran aliado para el monitoreo e inspección de sus instalaciones

Innovaciones orientadas al posicionamiento estratégico de la fractura y re-fractura de pozos existentes llevan a una nueva etapa en la recuperación

El Gobierno chileno ha decidido que la petrolera estatal ahora sea un jugador más en la generación eléctrica del país

28TECNOLOGÍA

Cont

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Julio 2015Año 31, Nº 306

4 JULIO 2015 I Petroleum 306

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

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

COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCalle 114A, No. 19A-05. Bogotá - ColombiaTel: (+57 1) 742 8002, ext. 122. Cel: (+57 317) 512 [email protected]

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

Victoria Schoenhofer / Administrator1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: (1) 713 5895812, Cel: (1) 832 597 [email protected]

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

Jorge Zajia, Editor

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2015Reservados todos los derechos. All rights reserved

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Miembro de:

MÉXICOMÉXICOEl territorio de la República Federal

de México tiene una superficie de 1.964.375 km², el tercero más grande de América Latina después de Brasil y Argen-tina, y es el undécimo país más poblado del mundo, con un estimado de 121 millones de habitantes.

Si lo comparamos con los países Bo-livarianos, descubrimos que su territorio es del 40% y su población del 85% de la sumatoria de todos ellos, que totalizan 4.763.668 km2 y 144 millones de habitan-tes: Perú 1.138.903 km2 y 31 MMHab; Co-lombia 1.138.903 y 53; Bolivia 1.098.580 y 11; Venezuela 916.445 y 33; y Ecuador 283.562 y 16.

Repasar esta realidad es pertinente para poder entender la importancia que las fuen-tes de energía tienen en la tierra de los azte-cas, a la luz de los recientes acontecimientos que se ciernen alrededor de la explotación de sus hidrocarburos, que como resultado de la ejecución de la Ley de Expropiación de 1936 y la aplicación del Artículo 27 de la Constitución Mexicana, el Estado nacio-nalizó a las compañías petroleras, mediante un decreto firmado por el célebremente recordado Presidente Lázaro Cárdenas del Río, el 18 de Marzo de 1938.

En este acto se consumó la expropiación legal de la maquinaria, instalaciones, edifi-cios, refinerías, estaciones de distribución, embarcaciones, oleoductos y de todos los bienes muebles e inmuebles. Como se dice en buen mexicano eso fue “caída y mesa limpia”. Desde entonces y hasta nuestros días –con algunas variantes y concesiones en años recientes-, la estatal Petróleos Mexicanos, Pemex, ha tenido el monopolio absoluto de la explotación de los recursos de hidrocarburos de la nación.

2004 fue un año de gloria para la tierra de Pancho Villa y Agustín Lara. Su producción petrolera rozó los 3.5 MMbpd promedio, gracias a los aportes del prolífico campo Cantarell, cuyo descubrimiento se

debe a un pescador quien reiteradamente había denunciado ante Pemex el daño a sus redes por el petróleo que brotaba hasta la superficie del mar. Al humilde pescador Rudesindo Cantarell le ha tocado la gloria de haberse consagrado como el mejor geó-logo en la historia petrolera de México, y no es en broma, porque desde entonces el país no ha vuelto a tener un descubrimiento de tal magnitud.

Desde ese año la producción petrolera mexicana comenzó una lenta pero indeteni-ble declinación y se pronostica que para este año, al igual que en 2014, el promedio esta-rá ligeramente por debajo de los 2 millones de barriles de aceite por día. Esta pérdida en la producción –que no ha sorprendido a nadie-, se debe, no por casualidad, a la declinación acelerada de Cantarell, que en la última década pasó de unos 2.2 MMbpd a un poco más de 250.000 bpd en 2015.

México, como Jalisco -en la celebérrima interpretación del inmortal Jorge Negrete- “no se raja”. Todo lo contrario y desde hace un tiempo su dirigencia petrolera ha venido dando pasos firmes para abrirse a la inversión privada, como una condición necesaria, mas no suficiente, para revertir la dramática declinación de su producción petrolera, lo cual tiene una fuerte oposición de buena parte de las fuerzas vivas de la nación –digamos que de buena fe-, dado el fuerte componente nacionalista de su cultura social y política en defensa de su soberanía y sus recursos naturales.

Estas consideraciones vienen a cuenta por las sesudas y profundas reflexiones que tuvimos oportunidad de escuchar de viva voz de los máximos representantes de la Secretaría de Energía de México, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y Pemex, durante las deliberaciones del Con-greso Mexicano del Petróleo-Guadalajara 2015 y cuyas conclusiones publicaremos en un amplio reportaje en la próxima edición de Agosto 2015, Petroleum 307.


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Todo listo para el XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

Del 26 al 28 de Agosto de 2015 se llevará a cabo en el Centro Internacional de Negocios de Bogotá, Corferias, el gran evento diseñado para compartir

conocimiento, ciencia y tecnología para la sostenibilidad

Un programa de primer nivel ofrecerá esta versión del máximo evento organi-

zado por la Asociación Colombiana de Inge-nieros de Petróleos, Acipet, con una agenda académica centrada en temas trascendentes para el desarrollo económico del país y una muestra comercial con las más recientes in-novaciones en materia de equipos, productos y servicios para el sector de hidrocarburos.

La proyección que este magno evento ha tenido desde sus inicios le ha permitido consolidarse como el escenario ideal para generar un intercambio técnico y comercial, que conlleve a proponer alternativas concre-tas que promuevan la inversión extranjera.

El congreso cuenta con destacados conferencistas, expertos en varias áreas, que a través de charlas magistrales, foros y exposición de artículos técnicos destacarán la importancia de la industria petrolera en el desarrollo económico de Colombia.

El Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que en el pasado ha servido para consolidar iniciativas como la creación del Instituto Colombiano del Petróleo, la masificación del uso del gas en el país y la creación de Campetrol, es el escenario idó-neo para la convergencia de la industria, la educación, la formación y la investigación, que fortalece los procesos desarrollados en

el sector de hidrocarburos de acuerdo con las necesidades actuales del mundo globali-zado y en particular las de Colombia.

Los ejes temáticos para esta versión son las áreas de mayor interés en la actualidad: Crudos Pesados; Yacimientos no Convencionales; Exploración y Producción Offshore; Exploración y Producción Onshore; y Entorno. Las charlas o presentaciones técnicas cubrirán las disciplinas de Geología y Geofísica; Ingeniería de Perforación y Completamiento; Ingeniería de Producción y Reacondicionamiento de Pozos; Ingeniería de Yacimientos; Facilidades, Procesos y Mantenimiento; Transporte y Refinación.


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EE.UU. ya es el mayor productor de hidrocarburos según el informe Revisión Estadística de la Energía Mundial de BP (Statistical Review of World Energy), el cual indica que la producción de petróleo y gas natural en este país tocó su máximo en 2014, despla-

zando a Rusia como principal productor en el mundo. La producción de crudo se disparó 15,9% anual hasta 11,6 millones de barriles diarios, el mayor incremento anual en la historia del país y el cuarto a nivel mundial. La producción de gas aumentó 6,1% hasta un nuevo máximo de 728.300 millones de metros cúbicos. La mayor extracción de estos recursos permitió que las importaciones netas de petróleo cayeran en 1,1 MMbd hasta 5,1 MMbd, el nivel más bajo desde 1985. Las de gas natural disminuyeron en 3.500 MMm3 hasta 33.600 MMm3, su mínimo desde 1986.

Gremios empresariales y profesionales vinculados al sector de hidrocarburos en Colombia rechazaron las acciones terroristas contra facilidades de la industria petrolera por parte de las FARC, como el ataque realizado el 8 de Junio en Puerto Asís, Putumayo (sur

de Colombia), obligando a conductores de 23 carro-tanques a derramar 5.000 barriles equivalentes de crudo producidos por la opera-dora Vetra, ocasionando la contaminación de fuentes de agua y una afectación directa a campesinos de esa zona. En lo que va de año se han producido cerca de 20 ataques contra oleoductos, pozos, líneas de transferencia y equipos para la producción, mantenimiento y el transporte de crudo, golpeando duramente a la industria y al país.

El Gobierno venezolano requirió a la compañía Esso Exploration and Production Guyana Ltd., subsidiaria de Exxon Mobil, clau-dicar en su intención de realizar operaciones “no autorizadas” en el espacio marítimo del Bloque Stabroek, zona del Esequibo que

Venezuela reclama como parte de su territorio. Tras haberse anunciado el hallazgo de crudo la Cancillería recalcó que estas operaciones representan una acción unilateral y se llevan adelante sin que se haya notificado al Gobierno de Venezuela, ya que esta zona se define como un área marítima por delimitarse. Asimismo, mediante el Decreto Presidencial N° 1.787, del 27 de Mayo de 2015, se crearon y activaron las Zonas Operativas de Defensa Integral Marítimas e Insulares, expandiendo las áreas limítrofes de Venezuela, abarcando el Bloque Stabroek.

Pdvsa dio a conocer su decisión de no extender el contrato de suministro de gas desde Colombia, cuya fecha de finalización fue el 30 de Junio de 2015. La empresa publicó en un comunicado que durante los últimos meses el suministro ha sido completamente irregular,

“con frecuentes fallas que han llegado hasta cero gas enviado”. El contrato de importación de gas para el semestre Enero-Julio 2015 contem-plaba que Ecopetrol y Chevron suministrarán 50 MMpcd de gas, sin embargo el promedio del último mes es de 20 MMpcd, informó Pdvsa.

Petrozamora, empresa mixta constituida por Pdvsa y Gazprom instaló en Lagunillas, estado Zulia, una unidad rusa de bombeo mecánico modelo C278-173-74, “que ofrece mayor rendimiento gracias a su sistema compuesto por 6 orificios de 74, 64,48, 36, 20 y 12 p, que

le permiten extraer crudos pesados”. Se trata del primer balancín de origen ruso instalado en Latinoamérica, compuestos por motores eléc-tricos de 40 caballos de fuerza (460V 900RPM), un variador de frecuencia de hasta 50 Hp y una correa plana multicanal, como elemento de transmisión de potencia. Entre las ventajas que ofrecen estos equipos destacan la facilidad para optimizar los pozos minimizando gastos por movimientos o intercambios de balancines y generando cartas dinagráficas de fondo y superficie, informó la empresa.

Pemex anunció el hallazgo de cuatro yacimientos en aguas someras en el Litoral de Tabasco, Golfo de México, con los cuales estima aumentar su producción en 200.000 bpd de petróleo y 170 MMpcd de gas. Las reservas totales estimadas son por 350 millones

de barriles de petróleo. Los yacimientos fueron nombrados Batsil-1, Xikin-1, Cheek-1 y Esah-1 y según la empresa es el mayor éxito exploratorio en los últimos cinco años. En la Sonda de Campeche se podrán producir 100.000 bpd de crudo y alrededor de 80 MMpcd de gas, los que se podrán incorporar a la producción a corto plazo por ubicarse cercanos a infraestructura de otros campos, y contribui-rán a revertir la tendencia declinante en la zona. Adicionalmente, estos descubrimientos aportarán una producción adicional del orden de 100.000 bpd de petróleo ligero y 90 millones de pies cúbicos de gas al día.

Baker Hughes realizó el lanzamiento comercial de la nueva generación del software de modelado, JewelSuite™ 6, que ayuda a me-jorar las decisiones basadas en datos en todos los dominios de E&P con aplicaciones integradas para el modelado geológico y de

ingeniería de yacimientos, modelado geomecánico y estimulación del yacimiento. El software proporciona soluciones eficaces que ayuda a los operadores a aumentar la seguridad en sus actividades, reducir costos y mejorar la productividad. La aplicación crea modelos detallados que ayudan a predecir problemas de perforación y producción y el desarrollo de soluciones para mitigarlos.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México precalificó a 26 empresas para la primera licitación de la Ronda Uno. Del total de empresas 19 participan de manera individual: Atlantic Rim, BHP Billiton, Chevron, Cobalt, Cepsa, ExxonMobil, Hess, Hunt

Overseas Oil, Lukoil Overseas, Maersk Olie, OG Gas, Marathon Offshore Investment, Nexen Energy Holding, ONGC Videsh Limi-ted, Pacific Rubiales, Pemex, Plains Acquisition, Premier Oil, Statoil y Total. Asimismo fueron precalificados los consorcios BG Group Exploration/Galp Energía; ENI/Noble/CASA Exploration; Murphy Worldwide/Ecopetrol/Petronas/PTT Exploration; Pan American Energy/E&P Hidrocarburos y Servicios; Talos Energy/Sierra Oil & Gas/Glencore E&P; Tullow/Petrobal y Woodside Energy Medite-rranean/Diavaz/Pluspetrol.


Bajo la organización de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios

Petroleros-Campetrol y Energy Projects Forum-EPF se desarrolló exitosamente el Latam Energy Convention, el cual reunió a representantes de las principales compañías del sector de hidrocarburos, quienes durante dos días profundizaron sobre las perspectivas de negocios que se generarán para empresas colombianas a partir de la Reforma Energé-tica Mexicana, así como las oportunidades que para compañías de este país abre la posibilidad de un desarrollo exploratorio y productivo mayor en Colombia.

Durante el primer día se desarrolló una agenda académica en la que se abordaron temas como políticas de transparencia, se-guridad y corrupción, infraestructura ener-gética mexicana, plan de desarrollo, nuevos negocios y asociatividad empresarial, entre otros. El segundo día se realizó una rueda de contactos con el propósito de promover acuerdos comerciales de beneficio bilateral entre Colombia y México.

El evento contó con la participación de empresas del sector mexicanas, así como de Pro México, la Secretaría de Economía de México, la Embajada de México en Co-lombia, Standard & Poor´s, Norton Rose Fulbright, y Grupo Argos.

Latam Energy ConventionBajo el lema “Oportunidades bilaterales de inversión, servicios y tecnología en Colombia y México”, el 27 y 28 de Mayo se realizó en el Club Metropolitan de Bogotá la primera versión de este evento orientado a impulsar la industria de

hidrocarburos de los países latinoamericanos

En el panel “Oportunidades y Desafíos del Sector Petrolero en Colombia”, Rubén Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol; Camilo Marulanda, VP Ecopetrol; Francisco Lloreda, Presidente ACP; Mauricio de la Mora, Presidente ANH; Luis Andrés Rojas, CEO Pacific Rubiales y Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía Colombia

Ventajas competitivas de MéxicoEl panel de la primera sesión fue integra-

do por Mario Chacón-Carrillo, Embajador de ProMéxico; Mariana Sarasti, Viceminis-tra de Comercio Exterior; Hernán Ariz-mendi, Chairman Cofundador de Energy Proyects Forum y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, quienes destacaron la iniciativa de integración regio-nal, que ahora cobra mayor fuerza con las reformas mexicanas.

Chacón Carrillo destacó que México es el principal socio estratégico en mate-ria de energía para Colombia. “Tenemos

que aprovechar las oportunidades en

hidrocarburos de dos pueblos herma-

nos”, sostuvo, tras lo cual enumeró las ventajas competitivas de su país que son oportunidades para Colombia, comen-zando con un ámbito económico sólido con exportaciones que cada día van en aumento (US$ 400 mil millones a través de 45 tratados de comercio como el Tratado de Libre Comercio de América del Norte y la Alianza del Pacífico, de la cual hace parte Colombia).

Para el representante de ProMéxico la Reforma Energética busca atraer capital, tecnología de punta, intercambio de ex-periencias, expertos en el tema y una serie

de oportunidades en la cadena de valor de esta industria. Se espera con la Ronda Uno obtener 20 mil millones de barriles equivalentes. Se contemplan 18 proyectos de transporte de gas natural y generación de energía limpia (a través de energía solar, eólica, geotérmica, entre otras) para llegar a la meta de obtener 35% de energía limpia en 2024. Igualmente, se esperan crear 500 mil puestos de trabajo en 2018.

Panel “Oportunidades y Desafíos del Sector Petrolero en Colombia”

Este panel contó con la participación de Mauricio de la Mora, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Camilo Marulanda, Vicepresidente de Eco-petrol; Francisco Lloreda, Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo-ACP; Luis Andrés Rojas, CEO de Pacific Rubia-les y Rubén Darío Lizarralde, Presidente Ejecutivo de Campetrol, bajo la modera-ción de Luis Ernesto Mejía, Exministro de Minas y Energía.

Rubén Lizarralde hizo énfasis en las oportunidades en México para las em-presas colombianas que hayan avanzado tecnológicamente. “Tenemos que trabajar

en mejorar la competitividad para poder

acceder a este país y a otros como Vene-

zuela y Argentina, donde podemos trabajar

aportando nuestros conocimientos y expe-

riencia”, destacó.Francisco Lloreda insistió en los desafíos

que para Colombia representa no perder la competitividad ganada en los últimos años, como son las licencias ambientales, la infraestructura y las licencias sociales, que a su juicio son responsabilidades del Estado y no del sector petrolero.

Mauricio de la Mora por su parte desta-có los esfuerzos realizados por el Gobierno para afrontar la coyuntura y mejorar en el tema de la competitividad.

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E&P

El Presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino, y su homólogo de Rosneft, Igor Sechin, durante la firma de convenios

La producción de petróleo y gas natural, en Brasil y en el extranjero, en Mayo de

2015, fue de 2 millones 766 mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), 6,2% superior a la producción de Mayo de 2014 (2 millones 605 mil boed) y 0,7% inferior a la de Abril (2 millones 785 mil boed).

En Brasil, la producción total de petróleo y gas natural de Petrobras fue de 2 millones 574 mil boed, 0,8% inferior a la de Abril (2 millones 596 mil boed). La producción exclu-

Petrobras repunta con nuevos records de producción en el presal

Pdvsa y Rosneft acordaron plan

estratégico de inversiones

La petrolera estatal brasileña informó que su producción en esta zona - incluyendo la operada directamente y la de sus socios- alcanzó en Mayo su mayor nivel, situándose en 726 mil bpd, con aumento del 1,6% frente a Abril

Las empresas suscribieron diversos convenios en el marco del Foro Económico Internacional

celebrado en Junio en San Petersburgo

siva de petróleo de Petrobras, en el país, fue de 2 millones 111 mil bpd, 1% inferior a la registrada en Abril (2 millones 134 mil bpd).

La producción fue impactada por la mayor cantidad de paradas programadas de plataformas para mantenimiento en el mes de Mayo con relación al mes anterior. Este efecto fue parcialmente compensado por la entrada en operación del sistema de producción anticipada del campo de Atapu (en el área de la cesión onerosa), con el

FPSO Cidade de São Vicente, en el presal de la Cuenca de Santos. Además, se recuperó la producción de la plataforma P-58, en el área conocida como Parque das Baleias, en la Cuenca de Campos, después de la parada para mantenimiento concluida en Abril.

La producción propia de gas natural en Brasil de Petrobras, excluyendo el volumen licuado, fue de 73 millones 593 mil m3/día, similar a la producida en Abril (73 millones 370 mil m3/día).

Entre los convenios firmados destaca un Plan Estratégico de Inversiones en

Petróleo y Gas que establece los principios para la constitución de una empresa mixta dedicada a la construcción y operación de la infraestructura de producción de gas natural en los campos costa afuera en la Península de Paria, Mejillones, Patao y Río Caribe, éste último con valiosas reservas de condensados.

En dicho plan se indica que Pdvsa y Rosneft desarrollarán nueva infraestructura de mejoramiento para las empresas mixtas


de la Faja Petrolífera del Orinoco, Petro-Miranda y PetroVictoria, bajo un enfoque optimizado de inversiones para asegurar la rentabilidad que exige la nueva situación de mercado. Asimismo, la ejecución del Proyec-to de Expansión José Antonio Anzoátegui (Jose), para alcanzar una nueva capacidad de procesamiento de 145 mil bpd de crudo extrapesado.

De igual forma las empresas acordaron concluir antes del primer trimestre de 2016 el plan de delineación del área asignada a Petro-

Miranda e iniciar, inmediatamente después de tomar la decisión final de inversión, la construc-ción del primer mejorador para producir crudo de 42 oAPI a partir de crudo extrapesado de 8 oAPI, cuyo diseño está siendo culminado por la empresa mixta Supsa, constituida entre la española Técnicas Reunidas y Pdvsa Ingeniería y Construcción, S.A.

Rosneft adquirió taladros de perforación que ya se encuentran en el país para perforar pozos productores en las empresas mixtas en las cuales tiene participación accionaria.


La Society of Petroleum Engi-neers ofrece diversos medios

para que jóvenes menores de 36 años se mantengan activos en la industria de E&P y co-nozcan rutas para avanzar en su carrera profesional. Desde oportunidades educativas hasta de networking, en SPE encon-trarás beneficios diseñados a tus intereses.

5 maneras para involucrarse: 1. Se parte de la Comunidad de

Jóvenes Profesionales en la pla-taforma SPE Connect: Debate y comparte retos técnicos y soluciones con otros asociados de la SPE a nivel mundial.

2. Comparte tu experiencia laboral con estudiantes de secundaria y universita-rios a través del Programa Ambassador Lecture cuyo objetivo es animarlos a formar parte de la indus-tria energética y explorar

Un Mundo de Oportunidades para Jóvenes Profesionales

4. Nomina a un colega a los Pre-mios para Jóvenes Profesiona-les. La SPE otorga Premios al Servicio en reconocimiento a las contribuciones a la industria energética y el liderazgo en temas públicos. Las nominacio-nes por contribuciones a nivel internacional se reciben hasta el 15 de Febrero y a nivel regional hasta el 15 de Marzo de 2016.

5. Conviértete en un Mentor. El pro-grama eMentor es una vía para contribuir a la industria de E&P compartiendo tu experiencia dentro del mundo profesional y consejos prácticos con jóvenes y colaborando con estudiantes uni-versitarios en temas académicos.

“Este programa me ha ayuda-

do a adquirir habilidades de

supervisión y reforzar las de

liderazgo. Las pláticas técnicas

que he iniciado con el estudian-

te bajo mi tutela es uno de los

puntos que más aprecio”. A.C. Ingeniero de Reservas, México.

oportunidades profesionales, así como los beneficios de ser parte de la SPE. Más información en www.spe.org/members/ambassador.php

3. Presenta un manuscrito técnico a una de las publicaciones revisadas por E&P especia-listas. De ser publicado serás elegible para recibir la Medalla al Joven Autor Técnico Cedric K. Ferguson. Las nominaciones se reciben hasta el 15 de Febrero de 2016 en www.spe.org/awards/ferguson.php.

En el marco de la Conferencia para In-geniería de Petróleo de la SPE (LACPEC), se llevará a cabo el Taller para Jóvenes Profesionales el 19 de Noviembre de 2015, en el Centro de Convenciones Quorum, Quito, Ecuador. Participa de esta sesión

Jóvenes Profesionales en la Región de América Latina y el Caribe

diseñada para presentar a ingenieros jóvenes lo último en tecnologías E&P y gerencia-miento de habilidades para prepararlos como líderes de la industria del futuro. En-térate de los detalles en www.spe.org/events/lacpec/2015/en/young_professionals.php.


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nario

Más de 300 empresas nacionales e in-ternacionales de energía, inversores,

funcionarios de gobierno y proveedores de servicios participaron en el Colombia Energy Summit 2015, cuyo programa per-mitió profundizar en las oportunidades de negocio en el sector, así como también las condiciones para atraer y brindar seguridad a la inversión en proyectos relacionados con las áreas de petróleo y gas, electricidad (generación, transmisión y distribución), renovables, minería, medio ambiente, tecno-logía, además de los tópicos de financiación, riesgo y regulación.

Para esta edición se tomó en cuenta las necesidades de los desarrolladores de ener-gía, concesionarios, financieros, empresas de capital privado, bancos de inversión, ingeniería, empresas de construcción y de adquisiciones, consultores, proveedores de servicios legales y de auditoría, operadores y actores del gobierno.

La jornada se inició con una presenta-ción a cargo del Viceministro de Energía de Colombia, Carlos Fernando Eraso Calero, en la que habló de los esfuerzos orientados a aumentar reservas y producción en petróleo

Colombia Energy Summit 2015El 13 y 14 de Mayo se realizó en Bogotá la segunda cumbre anual de

la energía organizada por Markets Group para dar a conocer las nuevas oportunidades de inversión en el sector energético en Colombia. El evento reunió a importantes actores del sector público y ejecutivos de empresas

de energía para debatir las realidades actuales en el mercado

y gas, así como de las mejoras en transporte de crudos y refinación, donde el reto apunta no solo a tener una mayor capacidad sino también una mejora sustancial en la calidad de los combustibles gracias al desarrollo de proyectos como el de la modernización de la refinería de Cartagena, previsto entrar en operación en el segundo semestre de 2015.

En materia de gas natural el Viceminis-tro reiteró que el consumo se ha mantenido estable en los últimos años y que Colombia cuenta con la capacidad de producción nece-saria para satisfacer la demanda, destacando las inversiones y exitosa marcha de proyec-tos de E&P a fin de atender incrementos

futuros. Mencionó el proyecto de la planta de regasificación que entrará en funcio-namiento a finales de 2016 permitiendo adicionar 150 millones de pies cúbicos/día al volumen de producción actual, de 1.008 millones de pies cúbicos/día (Abril 2015).

En cuanto a energía eléctrica señaló que Colombia ha registrado importantes avan-ces tanto en términos de generación como de transmisión. El desafío ahora se centra en hacer más eficiente el sector eléctrico, estimándose tener para 2019 una capacidad instalada de generación de 18.000 MW.

En virtud de la importancia que el sector energético tiene en la economía y el desarro-llo del país, el plan del gobierno para el pre-sente cuatrienio establece entre otros retos, asegurar que se mantengan las condiciones que han hecho atractivo el mercado de hidro-carburos en Colombia, con un marco con-tractual y regulatorio que permita promover inversiones en yacimientos convencionales, en el offshore y no convencionales.

A la presentación del Viceministro de Energía siguió una mesa redonda en la que se trató el tema de la Energía como factor clave para generar crecimiento a través del uso responsable de los recursos naturales de Colombia. La sesión moderada por Daniel Caicedo, Presidente del Centro Interna-cional de Petróleo y Energía, contó con la intervención de Mauricio Gómez Machado, de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y Carlos Dávila Beltrán, de la Dirección de Hidrocarburos, Ministerio de Minas y Energía. Básicamente se abordaron aspectos relacionados con la seguridad energética, acceso a la energía y mitigación del impacto ambiental, además de evaluar las estrategias aplicadas en Colombia en el escenario actual de bajos precios del petró-leo y el éxito en el contexto internacional. Ejecutivos de empresas de energía e inversores asistieron a la conferencia organizada por Markets Group

Carlos Fernando Eraso Calero, Viceministro de Energía de Colombia


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Ana Amicarella, Directora Ejecutiva de Proyectos de Energía de Aggreko, líder mundial en soluciones de energía temporal, realizó una presentación sobre oportuni-dades de generación con gas natural en la que profundizó sobre cómo la demanda de energía adicional para el desarrollo no convencional de petróleo y gas ha transfor-mado el negocio.

Para esta empresa el mercado latinoame-ricano es importante y es en Colombia donde comienza a desarrollar su plan de expansión en la región, por ser un país estable, confiable, con un gran potencial de crecimiento.

Nuevos proyectos e inversiones Upstream, Midstream y Downstream

Para profundizar en este tema el pro-grama de Colombia Energy Summit 2015 contempló el desarrollo de tres mesas re-dondas, la primera de las cuales hizo énfa-sis en los logros y perspectivas en materia de exploración y producción. La sesión moderada por Edgar Aguirre, Director de la Comisión Interinstitucional de Hi-drocarburos, tuvo como panelistas a José

Colombia ha realizado importantes esfuerzos para aumentar las reservas y producción de petróleo y gas, y mejorar la capacidad de transporte de crudos y refinación”

William Garzón, Vicepresidente Técnico de la ANH; Boris Mulett, Vicepresidente de Activos y Entrega de Talisman Energy y Edward Tovar, Jefe de no Convencionales de Ecopetrol.

La segunda mesa moderada por Rafael Herz, Vicepresidente de la Asociación Co-lombiana de Petróleo, se enfocó en el tema de Transporte, Oleoductos y Refinación, con la intervención de David Riano Alarcón, Presidente de Transportadora de Gas Inter-

nacional y Fernando Asenjo, Gerente Gene-ral de Petroeléctrica de los Llanos, quienes profundizaron en los requisitos técnicos, legales, e incentivos para los inversores, así como en los desafíos en la modernización y expansión de las refinerías.

Al cierre de este ciclo de sesiones la discusión se centró en las Oportunidades y Lecciones Aprendidas en materia de Gas Natural. Lucas Aristizábal, Direc-tor de Fitch Raitings; Juan Diego Ortíz, Director de Gestión de Recursos Finan-cieros de Isagen y José Ramón Gómez, Especialista de Energía de Inter-American Development Bank, abordaron el impac-to de nuevas regulaciones en las ventas transfronterizas de gas natural utilizado para la generación de electricidad, así como los requisitos para adquisiciones de participaciones en el sector del gas natural para empresas extranjeras.

Otros tópicos analizados en el marco de esta cumbre fueron las oportunidades de financiación y refinanciación de proyectos; la gestión de riesgos, nueva legislación y las mejoras en gestión ambiental en Colombia.


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Bajo el lema “Gas Natural para un Desarrollo Sustentable” se realizó este

encuentro de análisis sobre los nuevos ne-gocios asociados con el gas natural en Vene-zuela, en el que participaron conferencistas de empresas nacionales e internacionales y 14 universidades venezolanas.

La jornada que contó con el auspicio de Pdvsa Gas, convocó a representantes de los sectores productivos público y privado dedicados a la explotación del gas en el país, brindando a los delegados la oportunidad de participar en el debate sobre el estado actual y perspectivas de los proyectos del gas natu-ral y el GNL en Venezuela, Latinoamérica y el mundo, a la par de tener acceso a informa-ción sobre los aspectos legales, normativos y financieros en la industria del gas.

Como parte del programa se realizaron cuatro sesiones plenarias donde el grupo de expertos disertó sobre el gas natural en Latinoamérica, proyectos e investigación y desarrollo del talento. Las sesiones técnicas cubrieron diferentes tópicos relacionados con Exploración y Producción de Gas; Pro-cesamiento, Transporte, Distribución y Mer-cadeo del Gas; El mundo de los materiales en la Industria del Gas; Impacto Ambiental; Seguridad en los Procesos; y Aspectos Le-gales, Normativos y Financieros. Previo al evento tuvo lugar el taller “La Industria del Procesamiento del Gas Natural y el GNL”, impartido por Frank Ashford, profesional y experto en el tratamiento de gas.

La instalación de la XXI Convención Internacional del Gas contó con la presen-cia de los presidentes de Pdvsa Gas, Antón Castillo; Pdvsa Intevep, Wilfredo Briceño y de Enagas, Jorge Sánchez; el Vicepresidente Ejecutivo de Pequiven, Betulio Hernández y el Presidente de la AVPG, Julio César Ohep.

XXI Convención Internacional y X Exhibición Industrial del Gas

AVPG 2015 Del 19 al 21 de Mayo se realizó en Caracas el foro industrial y académico organizado por la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas, AVPG,

para analizar a fondo el desarrollo futuro de esta industria

En sus palabras de bienvenida Julio César Ohep enfatizó que el propósito de esta jorna-da fue conocer más a fondo los programas, proyectos, plataformas y políticas públicas que soportan el desarrollo de la industria natural del gas en Venezuela, en Latinoamé-rica y en el mundo, además de identificar y proponer oportunidades de mejoras.

“Estamos aquí para definir cómo

podemos trabajar juntos y apuntalar el de-

sarrollo sustentable de nuestro sector. (…)

Estamos aquí para hacer uso de nuestros

conocimientos, capacidades, talentos y

experiencias, para definir mecanismos y es-

quemas de cooperación entre los diferentes

actores públicos y privados, industriales,

profesionales, financieros y académicos,

que integran el mundo del gas, de forma

tal que estos mecanismos puedan catalizar

el desarrollo de la infraestructura necesaria

para ver cristalizados con éxito y en el

corto plazo los programas de desarrollo,

producción, procesamiento, transporte y

distribución del fruto de nuestros enormes

yacimientos en tierra firme y costa afuera”.

El Presidente de Pdvsa Gas, Antón Castillo, dijo en el marco de la Convención de la AVPG que para 2015 las inversiones en el sector gasífero venezolano serán del orden de 4.500 millones de dólares (Foto: AVPG)

Señaló que el marco legal y el normativo en Venezuela es favorable y permite el desarrollo sostenible del sector. “Tenemos

además buenas experiencias que ya

comienzan a dar frutos importantes y

estamos transitando un camino que nos

puede conducir a la gasificación del país,

con sus importantes consecuencias para

el desarrollo armónico para los sectores

doméstico, eléctrico, patronímico, minero-

metalúrgico e industrial y para monetizar

este recurso con su exportación y contribuir

de esta manera al bienestar de todos

nuestros habitantes. Pero para poder lograr

estas metas tenemos que mejorar nuestros

esfuerzos y trabajar en equipo”.

Participación privadaVenezuela es uno de los países que cuen-

ta con mayores recursos de gas natural en el mundo. Su potencial desarrollo depende en gran parte de aspectos claves que preci-samente fueron tema de debate en el marco del evento, entre ellos el trabajo conjunto por parte del sector público y privado.


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De acuerdo con lo enfatizado por el Presidente de la AVPG, el sector privado está participando en todos los proyectos que fomentan el desarrollo de la industria del gas en el país. “No existen limitaciones para

la participación privada que puede llegar al

100% en los proyectos, un porcentaje mayo-

ritario o minoritario en las empresas, lo que

le da flexibilidad al sector privado”, aseveró. Ohep aseguró que Venezuela tiene la capa-

cidad para producir gas de manera competitiva con los precios actuales, pero inicialmente la producción de los desarrollos costa afuera estará destinada al mercado interno.

Inversiones de PdvsaPor su parte el Presidente de Pdvsa Gas,

Antón Castillo, señaló que la participación privada es fundamental para el desarrollo del sector energético del país. En tal sentido informó que en 2014 la inversión en el de-sarrollo de negocios asociados al gas, entre el gobierno y privados, estuvo en el orden de US$ 5.200 millones.

Para 2015 la inversión estimada es de US$ 4.500 millones “incluyendo la

construcción y ampliación de gasoductos,

plantas de tratamientos, y plataformas”, afirmó Castillo, agregando que el estable-cimiento de sinergias entre Pdvsa Gas y empresas nacionales e internacionales ha permitido concretar proyectos costa afuera que requieren de altas inversiones.

Castillo puntualizó que la producción de gas actual en el país está en el orden de 7.400 MMpcd, destinados a abastecer el mercado interno y requerimientos propios en la industria petrolera. No obstante, indi-có, hay un déficit coyuntural interno por el crecimiento del sector termoeléctrico. “Es-

tamos atravesando una situación compleja

de sequía, que exige incrementar la potencia

termoeléctrica. Eso nos ha puesto en una

situación de crecimiento de la demanda en

este sector”, acotó.Indicó que por ser un combustible

económico el gas natural es de suma im-portancia para el parque termoeléctrico. En ese sentido Pdvsa está acometiendo proyectos de infraestructura, gasoductos y plantas de tratamiento, para soportar la fuerte demanda apalancada también por otros sectores como el siderúrgico y el petroquímico.

Proyectos en el Oriente y Occidente del paísLa División Costa Afuera Oriental

desarrolla el Proyecto Mariscal Sucre, con el cual espera generar en una primera fase

Venezuela es uno de los países que cuenta con importantes recursos de gas natural en el mundo. Para potenciar el desarrollo de esta industria es fundamental el establecimiento de sinergias”


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300 MMpcd de gas que serán transporta-dos hasta la Planta de Acondicionamiento del Gas para el Mercado Interno (PAG-MI), en el estado Sucre, volumen que se irá incrementando por fases hasta 600 MMpcd, 1.000 MMpcd y 1.200 MMpcd con la incorporación de los campos Patao, Mejillones y Río Caribe, respectivamente.

La División Costa Afuera Occidental ejecuta el Proyecto de Gas Rafael Urdaneta con el plan de explotación del campo Perla del bloque Cardón IV, que tiene como socios estratégicos a ENI y Repsol, previéndose el inicio de producción a partir de este mes de Julio, con 150 MMpcd, que se incre-mentarán a 450 MMpcd a finales de 2015, a 800 MMpcd en 2017, hasta alcanzar un máximo de 1.200 MMpcd en 2020. Este gas se recogerá en la plataforma principal y será transportado hasta la planta de separación y tratamiento del estado Falcón.

La empresa mixta Petrosucre, en so-ciedad con ENI, está a cargo de la explo-tación y producción del campo Corocoro del estado Sucre desde hace siete años. Allí se encuentra instalada la Plataforma

“4 de Febrero” con una producción acu-mulada de más de 89 millones de barriles de crudo. Adyacente a ésta se encuentra la empresa mixta Petrowarao, en sociedad con Perenco, que lleva a cabo sus opera-ciones en el campo Pedernales.

Venezuela tendrá excedentes en producción de gas

Pedro Eitz, Consultor Ejecutivo de Chevron, dijo que con la incorporación del gas costa afuera del proyecto Cardón IV y la de Mariscal Sucre “Venezuela

tendrá excedentes importantes de gas

que subsanarán el déficit interno”.

Afirmó que esos serán los desarrollos más inmediatos, pero que en unos seis o siete años podrían incorporarse moléculas de gas del proyecto Plataforma Deltana, donde Chevron participa. Dijo asimis-mo que ante este panorama se requiere evaluar prontamente qué hacer con el excedente y cultivar desde ya los mercados para el recurso venezolano. Como prin-cipales destinos mencionó a Colombia, Centroamérica y el norte de Brasil.

Eitz destacó que el gasoducto bina-cional Antonio Ricaurte será la principal herramienta para abrir mercados desde Colombia hasta Centroamérica, una vez finalizados los tramos pendientes.

Gas VehicularRamón Córdova, Gerente General del

Proyecto Autogas de Pdvsa, habló de los progresos alcanzados en esta iniciativa orientada a la liberación del combustible líquido. Este desarrollo se ha basado prin-cipalmente en la actualización de normas y tecnología y ha permitido la construcción de una red de puntos de expendio en los principales centros poblados y sistemas de transporte modular, para aquellos lugares sin una red de distribución.

Potenciar la industriaEl Viceministro de Gas, José Gregorio

Prieto, intervino en la clausura del progra-ma, donde se refirió a los planes de bús-queda de gas natural del país con el fin de incrementar la producción de este recurso y potenciar la industria.


Los profesionales vinculados a la evalua-ción de formaciones y petrofísica tuvieron

nuevamente una oportunidad de compartir conocimientos e intercambiar experiencias en el marco del Formation Evaluation Technical Forum que anualmente desarrolla la Co-lombian Association Formation Evaluation, C.A.F.E., contando en esta ocasión con la participación de delegados de Argentina, Es-tados Unidos, India, México, Noruega, Perú, Venezuela y Colombia.

El foro se realizó en el Parque Tec-nológico de Guatiguará, localizado en el municipio de Piedecuesta, en el nororiente colombiano, vecino a la Biblioteca de la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH, al Instituto Colombiano del Petró-leo y de empresas que están desarrollando tecnología en Evaluación de Formacio-nes. Como parte de la programación se llevaron a cabo cursos especializados, conferencias, exposición de posters y una salida de campo al Macizo de Santander y Parque Nacional del Chicamocha.

La mesa principal de instalación fue in-tegrada por César Patiño, fundador y Presi-

SPWLA C.A.F.E.Formation Evaluation Technical Forum

Del 27 al 30 de Mayo se llevó a cabo en el Parque Tecnológico de Guatiguará, en Bucaramanga, el foro técnico organizado por el Capítulo Colombia de la Society

of Petrophysicists and Well Log Analysts, SPWLA

dente saliente de SPWLA C.A.F.E.; Manfred Martin Wirth, Presidente SPWLA C.A.F.E. 2015-2016; Andrés Mantilla, Director del Instituto Colombiano del Petróleo; Ricardo Bueno, Petrofísico de Ecopetrol y Hernando Buendía Lombana, Director del Laboratorio de Análisis Petrofísicos adscrito a la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander, UIS.

En sus palabras de apertura César Patiño sostuvo que el foro nació con la idea de llevar a las regiones los avances en un área científica clave en la búsqueda y desarrollo de recursos de hidrocarburos. Destacó que tanto com-pañías operadoras como de servicios están en la búsqueda de nuevas herramientas y métodos para la evaluación de yacimientos y estimación de pozos, lo cual fue precisamente la orientación que tuvieron los trabajos pre-sentados durante esta jornada.

Manfred Martin, quien a partir de este año toma el liderazgo de C.A.F.E., destacó por su parte la importancia y calidad de las presentaciones técnicas que permitieron profundizar en las áreas de evaluación de formaciones, registros de pozo y propiedades

petrofísicas, y la visita de campo, “de gran

utilidad para todos los participantes”, dijo. Andrés Mantilla enfatizó especialmente la

participación de delegados de diferentes regio-nes de Colombia, lo cual consideró vital para el crecimiento del gremio petrofísico sobre todo en estos momentos cuando las condiciones en el sector de hidrocarburos se han vuelto más retadoras. “Quienes llevamos más tiempo en

esta industria sabemos que estos ciclos son

un poco naturales y que ciertamente vendrán

tiempos mejores”, dijo, agregando que lo importante es entender que tanto en la parte alta del ciclo de precios del petróleo como en la parte baja, la petrofísica es una disciplina fundamental porque es el punto de enlace entre lo que hacen los geólogos y geofísicos y lo que hacen los ingenieros de yacimientos, perfora-ción y producción, lo que ubica al petrofísico en una posición estratégica.

De manera especial exhortó a los petro-físicos a continuar fortaleciendo sus capa-cidades técnicas y colaborativas, pues “es a

través de la colaboración en organizaciones

y eventos como este que podemos afianzar

competencias y progresar cada vez más”.

Andrés Mantilla, Director del Instituto Colombiano del Petróleo César Patiño, Presidente Saliente de SPWLA C.A.F.E., durante la apertura del foro

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Un entusiasta grupo de profesionales participó en la salida de campo al Macizo de Santander y Parque Nacional del Chicamocha

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que cubrieron tópicos de gran relevancia, con énfasis en la aplicación de nuevas tec-nologías, contando con la participación de ponentes nacionales e internacionales.

Fiel tripLa salida de campo se realizó el 30 de

Mayo con el acompañamiento de Leonardo

Olarte Sánchez y Hernando Buendía, y la coordinación de Alberto López Pulido. La visita permitió observar la geología del Macizo Santander y la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, desde la Fm Silgará y el Granito de Pescadero, hasta la secuencia Cretácica basal del VMM, Fm Rosablanca, Fm Paja y Fm Tablazo.

Cursos especializadosEl 27 de Mayo se impartieron tres

cursos: Improving Formation Evaluation

Results Using Borehole Imaging Logs, dirigido por Maged Fam y Helman Duque, de Halliburton, orientado a proporcionar elementos para optimizar el uso de imágenes micro-resistivas; Microscopía Electrónica de

Barrido y Análisis por Energía Dispersiva

de Rayos X: Aplicaciones en la Industria, dictado por el Geo PhD Carlos Alberto Ríos Reyes, de la Universidad Industrial de Santander, que permitió a los asistentes participar en un Open-Lab en el Laborato-rio de Microscopía de la UIS en el Parque Tecnológico Guatiguará; y Digital Roch

Technology, a cargo de Vegar Ravio, de FEI, firma especializada en diseño y manufactura de microscopios electrónicos y soluciones de alto rendimiento para numerosas aplicacio-nes en la industria.

Agenda técnicaLas sesiones técnicas se desarrollaron el

segundo y tercer día del evento, con un total de 24 presentaciones orales y cuatro posters,



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Para garantizar una rápida y segura perforación del pozo se requiere una

adecuada selección de los fluidos de per-foración a utilizar, lo que a su vez ayuda a facilitar una correcta cementación del pozo, aspecto crítico para posteriormente alcanzar una exitosa completación.

Profundizar en estos temas críticos me-diante las prácticas y experiencias de casos más recientes en Colombia y otros países de Latinoamérica, fue el objetivo central del Primer Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo, que del 9 al 11 de Junio convocó a cientos de profesionales técnicos de la industria en el Hotel Cosmo 100 de Bogotá.

Organizado por la empresa Upstream, encabezada por Claudia Bedoya, bajo un

1er Congreso Colombiano de Fluidos y Cementación de Pozos - Coflu&Cempo

La primera edición del evento fue atendida por más de 180 representantes de la comunidad petrolera de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá,

Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina

Benjamín Pauik, 2M Holdings; Tatiana Robayo, Upstream; Carlos Robayo, Halliburton; María Victoria Rojas, Factor Services; Claudia Bedoya, Upstream; René Rivers, Servicios y Fluidos; Ubaldo Marcuzzi, Servicios y Fluidos; Lorenzo Merchán, Upstream; Fabiola Villamizar, Petroleum; Jesús Betancourt, Summit Energy; Carlos Espinoza, Nano Dispersions Technology, Inc. y Emilio Guevara, Summit Energy

Comité Técnico multidisciplinario, liderado por William Uribe, el evento resultó en una exitosa jornada que se espera tenga répli-cas posteriores, dada la especialidad de la temática que engloba.

Entre participantes e invitados especiales, el Coflu&Cempo reunió a 180 representan-tes de Colombia, México, Estados Unidos, Canadá, Ecuador, Perú, Venezuela, Panamá y Argentina. Contó con el respaldo de entidades como M-I Swaco, el Grupo Transmerquim, Marca País Colombia y la Asociación Colom-biana de Ingenieros de Petróleo, entre otras.

Intercambio técnico de alto nivelRené Rivers pronunció el discurso

de apertura en lugar de William Uribe, quien fue cabeza visible en la dirección


Colombia tiene excelentes técnicos para perforar los pozos con todo detalle, pero es importante seguir mejorando en todos los aspectos posibles”


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del Congreso Técnico. Luego de hacer un reconocimiento a todos los asistentes, colegas y profesionales de las diferentes áreas de disertación, Rivers recalcó el fun-damento básico del mismo: el intercambio tecnológico al más alto nivel, donde cada una de las empresas participantes tendrían espacio para compartir sus más recientes experiencias y logros técnicos. “Solo cada

uno de ustedes podrá darle continuidad y

éxito a este evento para transformarlo en

el más importante en su tipo en Latinoa-

mérica”, recalcó.Por su parte, Claudia Bedoya, Presidenta

de Upstream, agradeció a todos los profesio-nales que postularon sus trabajos técnicos y a todo el Comité Técnico. “Coflu&Cempo

por su naturaleza puramente técnica com-

pila excelentes trabajos brindándoles la

oportunidad de crecer como profesionales

en esta industria”.

Dijo que el evento es producto del esfuerzo y la tenacidad de un equipo de trabajo “que creyó firmemente que este

tipo de espacio es la manera más eficaz para

compartir conocimiento y hacer industria”.

Asimismo extendió la invitación a hacer del Congreso el lugar de encuentro en adelante para los profesionales que pertenecen al segmento de fluidos y cementación de pozos de Colombia y Latinoamérica.

Siendo el Coflu&Cempo una iniciativa que busca resaltar lo mejor de Colombia, María Juliana Lora, Directora de Coope-ración y Alianzas de Marca País Colombia, resaltó el apoyo a todas aquellas iniciativas que hablan de innovación, comunicación y mejores prácticas. “Se busca contar lo me-

jor de Colombia, y este evento es un hecho

positivo para el país”, precisó. Hernando Barrero, Vicepresidente de la

Junta Directiva de Acipet, también habló a los presentes e hizo referencia a la situación apremiante de la industria. “En el país lo

que priva es la parte exploratoria, si para-

mos la exploración se nos va a complicar la

situación. Allí es donde debemos tener más

aciertos”, afirmó.Comentó que la perforación de pozos

es uno de los elementos fundamentales en la parte exploratoria y aseguró que Colom-bia tiene excelentes técnicos para perforar los pozos con todo detalle, no obstante, consideró importante seguir mejorando en todo los aspectos técnicos posibles.

“La perforación en Colombia conlleva

un alto porcentaje de las inversiones totales

de las empresas operadoras en cualquier

parte del mundo. De allí la importancia de

ver cómo seguir perforando bien los pozos

y por otra parte cómo tratar de perforar

donde haya petróleo”.

Citó algunas estadísticas de Mackenzie según las cuales durante la última década en Colombia (al 31 de Diciembre del año pasado), el factor de éxito exploratorio fue solamente del 18,62%. “De 100 pozos explo-

ratorios perforados en el país, 80 resultaron

secos, eso hay que mejorarlo, allí tenemos una

oportunidad para demostrar que podemos

producir mejores resultados”, señaló.Hernando Chaparro, Gerente de Ne-

gocios del Grupo Transmerquin, también dio una cordial bienvenida en nombre de la empresa, la cual tuvo un destacada par-ticipación en el programa técnico.

TemáticaEl Congreso convocó la presentación de

trabajos técnicos sobre cinco grandes temas: Fluidos, Fluidos de estimulación y fractura-miento, Cementación de pozos, Control de sólidos y Tratamiento de aguas. Participaron geólogos e ingenieros de empresas como: Ecopetrol, Pemex, Halliburton, M-I Swaco, Baker Hughes, Grupo GTM, Petromine-rales, Schlumberger, Fluidos y Servicios, Pacific Rubiales, Summit Energy, Perfora-

Hernando Barrero, Vicepresidente de Acipet


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dora México Operadora, Geomembranas e Universidad Industrial de Santander.

El programa incluyó además un ciclo de conferencias magistrales enfocadas en el planteamiento de soluciones y aplicaciones a cargo de expertos en diferentes áreas vin-culadas a la industria petrolera. 1. Consideraciones Técnicas Generales para Diseños de Fracturamiento Hidráulico Jorge Italo Bahamón, especialista del

programa Ecopetrol

2. Con Innovación Satelital superaremos exi-tosamente la Incertidumbre Exploratoria

Hernando Barrero Chávez, Acipet

3. Global Offshore Testing Protocols and Product Acceptance Standards for Dri-lling Fluids and Cuttings

Amy Risen, Diana López Andrade, M-I Swaco

4. CTA Advanced Multiprofile-Well Simu-lation-Technology OV

Jesús Betancourt, Summit Energy

5. Nano Tecnología en la Producción de Hidrocarburos

María Briceño, Dispersions Technology Inc.

Segundo Coflu&CempoEl equipo organizador despidió el Pri-

mer Congreso con el reto de conformar el segundo comité técnico de cara a los preparativos de la siguiente edición, con alto contenido técnico de interés para el sector aguas arriba de la industria de los hidrocarburos.

El éxito del primer Coflu&Cempo estuvo garantizado por la calidad de su contenido técnico”

El primer Coflu&Cempo dio lugar a un intercambio tecnológico de primer nivel entre especialistas en fluidos y cementación de pozos de Colombia y Latinoamérica



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Re

port

e

Fracturamiento hidráulico, de la revolución a la evolución

Innovaciones orientadas al posicionamiento estratégico de la fractura y re-fractura de pozos existentes llevan a una nueva etapa en la recuperación

Versión en español del artículo original en inglés, de Katie Mazerov, publicado en Drilling Contractor, Enero-Febrero 2015

- Parte II -

Fractura multietapa Uno de los cambios más significativos en

la evolución del fracturamiento hidráulico ha sido la fractura de múltiples etapas. Permite a los operadores fracturar y estimular un alto número de etapas o intervalos en una operación continua, la creación de más opor-tunidades para acceder al lateral.

El sistema Multistage Unlimited Frac-Isolation, desarrollado por NCS Multistage, permite que cada etapa o intervalo de un pozo horizontal sea fracturado de manera independiente, reemplazando efectivamente sistemas packer y el método plug-and-perf utilizado comúnmente en pozos entubados. El año pasado NCS estableció récords de completación de 94 y 104 etapas en el Bakken shale.

Las mangas son activadas por una tubería en espiral y se ejecutan como parte de la producción en pozos cementados o no cementados. Las fracturas normalmente

se colocan cada 95 o 135 pies, pero se han colocado a 62 pies en pozos horizontales.

“Al tratar cada etapa independientemente,

sabemos donde se inician las fracturas y cuán-

ta arena colocar en cada una”, explica Tim Willems, Presidente de NCS Multistage en los Estados Unidos. Al exponer más yacimientos a la estimulación es posible drenar el pozo con mayor eficacia. Al mismo tiempo se puede superar los intervalos improductivos. “En las

operaciones plug-and-perf es común tener tres

o más clusters fracturados a la vez. Un intervalo

puede tomar 50 a 100% de fluido, mientras que

otros pueden tener poco o nada, dejando al

operador con una red de fracturas inconsistente

que dejará la producción detrás”.

Tener una tubería en espiral en el pozo durante la fracturación es ventajoso porque los medidores de presión y temperatura pueden ser posicionados por encima y por debajo de cada etapa frac aislada para ob-tener una buen entendimiento de la base de

datos de la operación de fractura. “Podemos

leer presiones de fondo en tiempo real en la

superficie durante el fracturamiento”, acota Willems. La información se utiliza para adelantarse a la pantalla de espera y ayudar a optimizar la eficacia de la futura fractura.

La ventaja de tener tuberías en espiral en el pozo es que permite a los operadores circular de manera eficiente durante la pantalla de espera y pasar a la siguiente etapa. “Con completaciones

de bola de caída estándar a un pozo abierto, el

operador pudiese tener que armar una unidad

de tubería en espiral y perforar asientos para

remover la arena en el pozo”, dijo.

Comprendiendo el yacimientoSi bien la tecnología de fracturación hi-

dráulica ha recorrido un largo camino para impulsar el sector no convencional, queda mucho margen para mejorar en lo que res-pecta a las tasas de recuperación y la mejora de la economía de campo, especialmente a la luz de la caída de los precios del petróleo.

“Es bien sabido que cuando se trata de

eficiencia en completación asociada con ho-

rizontales, una buena parte de la producción

proviene de solo el 30% de los intervalos de

los tratados actuales, basado en los diagnós-

ticos después de la operación que hacemos”, sostiene David Adams, Vicepresidente de Tecnología de Operaciones en América del Norte para Halliburton.

Subyacente al rendimiento está el hecho de que la mayoría de los laterales todavía se completan con intervalos iguales de tiempo que se organizan y estimulan la fractura, dijo. En esencia, la industria está haciendo terminaciones ciegas y para contrarrestar eso los operadores a menudo manejan herramientas LWD / MWD o algún tipo de dispositivo de registro de pozo abierto para comprender y caracterizar el yacimiento a

El Multistage Unlimited Frac-Isolation, desarrollado por NCS Multistage, entra en una manga cubierta durante una operación de fracturamiento hidráulico. Las mangas son activadas por la tubería flexible y se ejecutan como parte de la carcasa de la producción o revestimiento en pozos cementados y no cementados


Repo

rte

fin de conocer con mayor precisión dónde colocar las fracturas. Eso puede ser una propuesta costosa.

“Cuando estábamos perforando pozos

verticales, nos encontramos registros de triple

combo estándar que proporcionaron toda la

información que necesitábamos para localizar

la roca de la mejor calidad, dónde colocar las

perforaciones y dónde terminar el pozo”, se-ñaló Adams. “El costo de adquirir esa misma

información en un largo horizontal es casi

prohibitivo con los márgenes que estamos

viendo en los no convencionales.”

Para hacer frente a esa limitación, Ha-lliburton presentó el año pasado el servicio FracInsight. Este toma todos los datos existentes para obtener la información que caracteriza el yacimiento que está disponible para pozos verticales con el fin de compren-der la calidad del yacimiento a lo largo de todo el lateral. Un piloto de pozo inclinado se utiliza para perforar y obtener las carac-terísticas del yacimiento. Esa información se combina con la información de perforación y rayos gamma direccionales que se realiza en cada pozo horizontal.

“Hemos creado una operación rigless

(sin plataforma) que nos permite caracte-

rizar mejor el yacimiento y que podamos

optimizar dónde ponemos los tratamientos

de fractura a lo largo de todo el lateral”, dijo Adams. Al colocar los tratamientos precisamente donde tienen que ir y el di-mensionamiento adecuado de acuerdo a la calidad de la roca, es posible aumentar la producción real. Aunque se está bombeando el mismo volumen de agua y apuntalante, los operadores están viendo el incremento de producción porque están haciendo un mejor trabajo al estimular eficazmente el lateral. Al mismo tiempo, los datos ayudan a los operadores a reducir costos porque les dice dónde no fracturar.

“Usando la información para geona-

vegar efectivamente el punto dulce hemos

aumentado la productividad del 30% del

lateral a casi el 100%, aumentando las

tasas de recuperación reales hasta en un

15-25%”, agregó Adams. Diseñado para trabajar con el servicio

CYPHER para la estimulación sísmica que integra las geociencias, el yacimiento, la perforación y la completación de ingeniería hasta la estimulación del flujo de trabajo de Halliburton, el servicio FracInsight también

puede funcionar como un servicio independiente. “Esta tecnología no solo se enfoca en la calidad del yacimiento, sino también en las propiedades geomecánicas de la roca y de cómo sus tensiones se ven afectadas cuando la roca es estimu-lada con una fractura”, añadió. El servicio está dirigido inicialmente al mercado convencional de Esta-dos Unidos, pero es aplicable en cualquier completación horizontal convencional.

Ciencia aplicadaA principios de este año

Weatherford presentó su sistema FracAdvisor, que integra y pesa 11 atributos para evaluar el yacimiento, planificar o mitigar los problemas en varias fases del ciclo de vida del pozo. “A medida

que los operadores continúan

siendo desafiados con complejidades téc-

nicas, están viendo el beneficio de utilizar

la ciencia aplicada para evaluar el subsuelo

en lugar del enfoque tradicional donde los

pozos se completan geométricamente. El

punto de partida descansa en la geomecáni-

ca, que combina componentes matemáticos

y geofísicos para cuantificar la forma en

que las rocas fracturadas responderán a

diversos factores, como los cambios en la

presión, el estrés y la redistribución de los

fluidos dentro de la roca”, explicó Nicole Braley, Director Global de Marketing Es-tratégico en Weatherford.

El sistema buscará en el yacimiento y en la calidad de completación para entender cómo un pozo en particular se comportará cuando es fracturado y cómo la roca con-tribuirá a la producción de hidrocarburos. “Al entender el subsuelo los operadores

pueden posicionar las etapas de manera más

estratégica, determinar qué tipo o cuánto

apuntalante usar, o dónde colocar los em-

pacadores”, enfatizó Braley.La técnica automatizada fue diseñada

para hacer frente a dos de los mayores de-safíos que enfrentan los operadores en no convencionales: el tiempo no productivo (NPT) y tasas de alta producción inicial (IP) que disminuyen rápidamente. El sistema se introdujo inicialmente en EE.UU., Canadá, Colombia y Argentina.

Los 11 atributos son divididos entre un índice de yacimiento, incluyendo volume-tría, porosidad, permeabilidad, contenido orgánico total, kerógeno y la saturación de agua; también un índice de finalización – fragilidad, esfuerzo de cierre, anisotropía, resistencia a compresión simple de la roca y la densidad de las fracturas naturales y fallas. Los atributos están conectados en el sistema para dar al cliente la estrategia óptima para fracturar el pozo. “Nos fijamos

en la geología y hacemos algunas etapas

más cortas, otras más largas, para tomar

en cuenta las propiedades de las rocas y de

yacimiento”, dijo Islam Mitwally, Gerente de Desarrollo de Negocios y Consultoría en Petróleo en Weatherford USA, a lo que añadió que se busca evitar una situación en la que los diferentes esfuerzos de cierre, que requieren dos apuntalantes diferentes, estén en la misma etapa.

La técnica también puede utilizarse para identificar candidatos para la re-fractura, que está ganando terreno en el mercado no convencional de Estados Unidos, mientras los operadores dan un segundo vistazo a pozos existentes. Se estima que unos 1.500 pozos fueron re-fracturados en los EE.UU. en 2013. “En vez de hacerlo a ciegas los

operadores necesitan identificar los mejores

candidatos ya que no todos los pozos deben

ser re-fracturados”.

El sistema Multistage Unlimited Frac-Isolation es traído de nuevo a la superficie después de una completación de pozos. El sistema permite que cada etapa o intervalo de un pozo horizontal sea fracturarada de manera independiente y reemplaza los sistemas packer de pozo abierto y el método convencional plug-and-perf utilizado habitualmente en pozos entubados


Esce

nario

Tecn

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La revolución de los drones en la industria del petróleo y gas

El uso de vehículos no tripulados (Unmanned Aerial Vehicle, UAV) se extiende velozmente en el sector de hidrocarburos a medida que muchas

más compañías operadoras lo convierten en su gran aliado para el monitoreo e inspección de sus instalaciones

Los vehículos aéreos no tripulados -UAV por sus siglas en inglés- también conocidos como drones fusionan lo más avanzado en

el campo de la aeronáutica y la robótica dando lugar a aeronaves de pequeño o mediano tamaño controlados de forma remota. Bá-sicamente están constituidos por dos partes: el vehículo volador, que se mueve en torno a sus objetivos utilizando la tecnología para comunicarse a tierra, y el sistema de control, ubicado en tierra, que se encarga de recibir la información además de enviar las órdenes necesarias, gracias a lo cual son capaces de dominar casi cualquier acción de forma remota. Son apropiados para labores en zonas de difícil acceso que representen un riesgo para las personas, o que requieran un nivel de exactitud y precisión posible solo mediante esta moderna tecnología.

Los UAV pueden ser controlados desde estaciones móviles pilotados por una persona que hace volar la máquina junto a otra persona que se encarga de manejar las cámaras de abordo y que, acompañados de expertos, analizan las fotografías y los datos que se reciben. Sin embargo, la verdadera innovación está en el equipo que llevan estos drones, los cuales incorporan dispositivos GPS de última generación, cámaras de alta resolución y sensores remotos que usan pulsos de láser para recoger imágenes en 3D. El escáner de láser puede transmitir hasta 400.000 pulsos de luz por segundo.

Hasta hace muy poco los UAV eran de uso exclusivo en el ámbito militar, especialmente en misiones de mando, control, comunica-ciones, inteligencia, vigilancia y reconocimiento, sin embargo el acelerado perfeccionamiento de la tecnología ha permitido extender sus aplicaciones a distintos sectores y actividades. Son sumamente

útiles y ventajosos en labores de geología, agricultura, construcción, control de incendios forestales, control y análisis de tráfico en las grandes ciudades, ya que su valor es 60 veces inferior al de un heli-cóptero, son muy económicos de operar, no requieren de insumos o combustibles y no ponen en peligro las vidas de quienes lo manejan.

Estas ventajas ya han sido demostradas en estudios de pre-factibilidad de proyectos, planificación estratégica y evaluación en proyectos de infraestructura (vías, industria petrolera, líneas eléctricas, minería, etc.), inventario de elementos socio ambientales y culturales, identificación de riesgos, prevención y mitigación de desastres naturales, identificación de uso del suelo, planificación urbana, documentación de daños, fotografía aérea, cartografía, modelos digitales de elevación (DEM), video filmaciones y moni-toreo de procesos, entre muchos otros.

ConocoPhillips realizó en 2013 el primer lanzamiento comercial de un avión no tripulado, el 40-LBScanEagle fabricado por Insitu Inc., subsidiaria de Boeing, desde un barco de investigación en el Mar de Chukchi, a 120 millas de la costa de Alaska

Foto: Sky Futures


BP utiliza el modelo Puma AE desarrollado por AeroVironment en el monitoreo de carreteras y oleoductos en sus campos en Alaska Te

cnol

ogía

De acuerdo a proyecciones de la Federal Aviation Administration-FAA, para finales de la presente década unos 30.000 drones estarían surcando el cielo estadounidense, mientras que en el campo aeronáutico europeo representarán el 10% del mercado. Asimismo un estudio reali-zado por Deloitte refiere que para 2015 se venderán más de un millón de drones no militares con precios que van desde US$ 200 a US$ 40.000.

Transformando el sector de hidrocarburosUna de las primeras aplicaciones a nivel industrial está teniendo

lugar en el sector de hidrocarburos, especialmente en labores de vigilancia de oleoductos y gasoductos, los cuales atraviesan nu-merosos kilómetros de tierras deshabitadas, difíciles de controlar. Además del resguardo de la infraestructura el objetivo es prevenir con antelación averías y en la práctica el uso de drones resulta más barato y eficiente que otros métodos empleados tradicionalmente.

De igual forma los UAV están siendo utilizados en exploración sísmica, en la identificación temprana de elementos socio-ambien-tales que permitan definir y verificar el rumbo de líneas sísmicas en cumplimiento de los parámetros ambientales establecidos. Su aplicación tanto en fases pre operativas como operativas es una gran herramienta de planificación y apoyo logístico que contribuye a una eficiente ejecución de los programas sísmicos.

Los drones pueden realizar las mismas tareas de elaboración de mapas que se hacen empleando helicópteros, alcanzando con rapidez grandes alturas y zonas inaccesibles para generar mapas 3D del terreno, los cuales pueden ser integrados con datos de estudios sismológicos y geológicos para producir fotos tridimensionales de la corteza terrestre.

Hacia finales de 2013 el primer vuelo comercial de aviones no tripulados en el espacio aéreo estadounidense lo protagonizó Co-nocoPhillips, autorizada por la FAA para usar el 40-LB ScanEagle

-fabricado por Insitu Inc., subsidiaria de Boeing- lanzado desde un barco de investigación en el Mar de Chukchi, a 120 millas de la costa de Alaska. El vuelo de 36 minutos estaba destinado a probar los sensores y sistema de navegación en el monitoreo de témpanos de hielo y movimientos de ballenas y así informarse de amenazas po-tenciales o riesgos ambientales durante la perforación en el Ártico.

Desde 2006 la empresa BP venía haciendo pruebas con un modelo UAV fabricado por la empresa AeroVironment, pero no fue sino hasta mediados de 2014 que obtuvo la licencia por parte de la FAA para mejorar la productividad, seguridad y la eficiencia en prospecciones en Prudhoe Bay, Alaska. Su objetivo principal es proporcionar imágenes y datos para generar modelos 3D de las carreteras, caminos y oleoductos, así como también mediciones volumétricas precisas de movimientos de tierras y realizar análisis topográficos. El modelo conocido como Puma AE es un aparato de 1,37 metros de largo y 2,74 metros (tres pies) de envergadura.

Dado que el uso de drones con fines lucrativos es ilegal en EE.UU. estas aprobaciones han allanado el camino hacia un empleo más am-plio de los UAV, ante innumerables solicitudes por parte de empresas privadas que aguardan por una regulación de uso comercial más efectiva. Tras casi 10 años de deliberación, la FAA dio a conocer en Febrero de este año su propuesta con las normas sobre dónde, cómo y quién puede volar drones, iniciando una larga fase de debate público que se espera culmine hacia 2017 para después convertirse en ley.

La FAA ha señalado que ha tratado de ser flexible al estipular las reglas pero en todo caso se debe garantizar un nivel excepcional de la seguridad aérea. Su propuesta permitiría que los drones con un peso de hasta 25 kilogramos -55 libras- vuelen a la vista de un operador en todo momento durante el día, permaneciendo debajo de una altura de 500 pies (152.5 m) y volando a menos de 100 millas (160 km) por hora.

Entretanto unas 46 compañías del sector petrolero ya pueden volar en el espacio aéreo estadounidense. En lugares donde inun-daciones y desintegraciones de hielo cambian constantemente la topografía, el uso de drones es mucho más efectivo y menos costoso que otros métodos de supervisión. De acuerdo a la experiencia referida por BP respecto al uso de esta tecnología, es posible com-probar el estado de tres km de tubería en solo 30 minutos, cuando una persona tardaría en el mismo proceso una semana.

Cambiando el juegoSky Futures, una compañía británica que domina el uso de

UAV para recoger y analizar datos de inspección en petróleo y gas, recibió recientemente el permiso para utilizar sus aviones en EE.UU., lo cual de acuerdo a lo señalado por ejecutivos de la empresa es muy significativo pues le permite ampliar aún más sus operaciones internacionales. En 2014 su negocio se disparó un 700%. Adicionalmente, en Mayo de este año anunció que recibirá US$ 3,8 millones de la firma de capital de riesgo MMC Ventures, destinados a mantener su crecimiento y expandir su alcance global.

La empresa fundada en 2009 por dos veteranos de la armada de Reino Unido y un piloto de British Airways, actualmente tra-baja para más de 30 de las mayores empresas de petróleo y gas en el mundo, incluyendo Apache, BG Group, BP, ConocoPhillips, Shell y Statoil, trabajando en más de 10 países de regiones como Mar del Norte, Oriente Medio, Sudeste de Asia y África del Norte. Tras obtener la aprobación de operar en Estados Unidos abrió una oficina en Houston para servir a clientes en el Golfo de México.

Para Chris Blackford, Cofundador y CEO de Sky Futures, la compañía está combinando los drones con software y una mejor comprensión de lo que funciona en el terreno, lo que les otorga una ventaja inicial “porque entendemos los problemas a los que

se enfrenta el mercado petrolero y cómo podemos resolverlos

mediante la tecnología”. James Harrison, también Cofundador de la compañía afirma que la aceptación de la tecnología drone ha cambiado el juego para los operadores de plataformas en términos de costo, seguridad y profundidad del análisis. “Es mucho mejor

enviar un drone a una plataforma, que por lo general son altamente

riesgosas, que a una persona”, puntualizó, agregando que si bien “hay multitud de oportunidades para la tecnología UAV, las mejores

se centran en encontrar y extraer hidrocarburos”.


Una herramienta de uso diario por los miembros del equipo de activos

Concepto estandarizado para acelerar el desarrollo del GNL a nivel global

Iluminación confiable de la geología compleja y reducción de la incertidumbre a través de la inversión de amplitud

LMKR lanzó GeoGraphix®2015

Playwell Micro LNG de Jereh

Schlumberger lanza Depth Domain Inversion Services

La nueva versión del software de inter-pretación E&P GeoGraphix® ofrece:

• Velocidad: Reduce el tiempo de ciclo de la prospección a la producción a través de la integración directa y fluida entre dominios

• Precisión: Aumenta la precisión de la interpretación de yacimientos a través de un extenso geomodelo 3D trayendo dominios juntos en tiempo o profundidad

• Toma de Decisiones: Descubre todas las posibilidades en una escena 3D para tomar las mejores decisiones económicas.

GeologíaEntre las ventajas que ofrece está el

beneficiarse de las eficiencias de trabajar en un modelo de la tierra actualizado geológicamente preciso, que le permite iniciar interpretaciones y crear secciones transversales más rapidamente; mejorar la precisión de la interpretación mediante el aprovechamiento de sísmica.

GeofísicaAsimismo, beneficiarse de la plena inte-

gración de los dominios de tiempo y profun-didad. Crear modelos de velocidad utilizando métodos o medios de intervalo para acomodar mejor la variación lateral de velocidades.

Planificación de campoOfrece capacidades de planificación de

campo avanzadas extendidas para abarcar el control de riesgos para pozos verticales existentes, la visualización de planes de campo en Google Earth o Bing, la actualiza-ción de los puntos de destino en los mapas para ver los cambios al instante en vista 3D integrada.

Visualización 3DGeographix presenta el panorama ge-

neral del yacimiento en 3D que permite un multi-dominio, flujo de trabajo integrado actualizado en tiempo real.

Los detalles completos disponibles en LMKR.com

War

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se


Jereh lanzó el Playwell Micro LNG en la World Gas Conference 2015

realizada del 1 al 5 de Junio en París. La innovadora solución está especialmente diseñada en cuatro paquetes estandariza-dos para lograr una capacidad de produc-ción de GNL de 1,0 mmscfd, 2,0 mmscfd, 4,0 mmscfd y 6,0 mmscfd, que asegura la duración de proyecto más breve de 20 semanas- y con ello ahorros del orden del 60% en el ciclo del proyecto y del 20% en el costo del proyecto.

Los cuatro paquetes estandarizados en la solución pueden tener aplicaciones más amplias para CBM, gas de gasoducto, gas de esquisto, y licuefacción de gas residual o “boil off”. Todos los módulos están diseñados en una estructura compacta montada sobre deslizadores con equipo clave estandarizado, incluido el compresor

Ariel y el motor Caterpillar. Para procesos de licuefacción, la solución ofrece expansión SMR, N2 avanzada y procesos PCMR para mejor eficiencia de la producción.

“La demanda creciente por gas natural ha hecho que las microsoluciones de GNL sean más atractivas para inversiones futuras. Sin embargo, el ciclo de proyecto largo, el diseño complejo y la baja eficiencia a menu-do desincentivan el desarrollo”, manifestó Li Weibin, Vicepresidente de Jereh Group. “Confiamos en que Playwell Micro LNG acelerará su desarrollo y ayudará a los clientes con un ciclo de proyecto más corto y rentabilidades económicas superiores”.

Jereh es una compañía internacional especializada en diseño y construcción para la industria del petróleo y el gas, así como servicios de tecnología para campos petro-leros y manufactura de equipos.

Schlumberger anunció el lanzamiento de Depth Domain Inversion Services,

que permite a los expertos petrotécnicos utilizar los servicios para mejorar la fia-bilidad y coherencia de la interpretación estructural y cuantitativa sísmica en entor-nos complejos.

“La inversión sísmica convencional en el dominio del tiempo introduce inconsis-tencia entre las imágenes sísmicas y las pro-piedades de las rocas, especialmente donde hay una sobrecarga significativa, como en el subsal”, dijo Maurice Nessim, Presidente de Servicios Petrotécnicos de Schlumberger.

“Con Depth Domain Inversion Servi-ces, los clientes reciben más información derivada de los datos sísmicos para la ca-racterización de yacimientos. Esto ayuda a reducir la incertidumbre en entornos de yacimientos complejos, a mejorar la con-

fianza en la delineación del prospecto, las propiedades del yacimiento y los cálculos volumétricos”.

El desempeño de la inversión sísmica en el dominio de la profundidad integra completamente la inversión con los pro-ductos de imágenes para mejorar la con-fiabilidad de la estimación de propiedades de las rocas para la caracterización de yacimientos. Esto se realiza al corregir el espacio de profundidad y efectos de ilumi-nación dependientes de caída durante la inversión de amplitud sísmica directamen-te en el dominio de la profundidad.

De acuerdo a Schlumberger, los nuevos servicios de inversión de dominio profundo se han aplicado con éxito en ambientes geo-lógicos complejos en Norte y Sur América.

Para obtener más información acerca de estos servicios, visite: www.slb.com/DDI


War

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se

Unidad de servicios de nitrógeno en Colombia

Durante la evaluación anual RUC realizada por el Consejo Colombiano de Seguridad la compañía consiguió la

certificación con la tercera mayor puntuación, de 93 puntos. Su extraordinario desempeño ha establecido una base sólida

para la expansión comercial en Colombia y Sudamérica

Kerui Group obtuvo certificación RUC para

servicios de nitrógeno

La certificación RUC es la herramienta de evaluación de seguridad aplicada

por el Consejo Colombiano de Seguridad a empresas operadoras y de servicios petro-leros. Se trata de una evaluación general de la gestión en seguridad, tanto de la empresa como de los contratistas. Además, es el cri-terio fundamental de evaluación para todas las compañías participantes en procesos licitatorios. Los requisitos globales sobre seguridad energética y sobre desarrollo y producción respetuosos con el medioam-biente hacen que el certificado RUC sea cada vez más importante.

Un equipo de auditores inspeccionó las políticas de gestión de seguridad, las normas de funcionamiento del centro y los depósitos de Kerui. Durante 2014 la compañía realizó 275 operaciones en pozos con “siniestrali-dad cero”, con una inyección de vapor de 258 981 812,22 pies cúbicos en condicio-nes estándar, 81 toneladas de inyección de espuma y una producción superior a los 7.000 barriles de petróleo. Esto le valió el reconocimiento al “Proveedor de servicios de excelencia de 2014” por parte de los clientes.

Kerui, el mayor fabricante de equipos y proveedor de servicios para la producción

de nitrógeno a nivel mundial, con más de diez años de experiencia en I+D, desarrolló el primer equipo de producción de nitrógeno de 50 MPa del mundo en 2014 y el equipo eléctrico de sobrealimentación de nitrógeno de 1000 m3 y 50 MPa en Marzo de 2015.

“La certificación RUC es una gran oportunidad para nosotros”, afirmó Li Dayong, Director de Proyecto de Kerui Co-lumbia Nitrogen Service Team, quien agre-gó que la compañía confía en acelerar el desarrollo económico de China y América Latina con sus tecnologías de vanguardia, productos y servicios de calidad.

La metrología es la ciencia que se ocupa de las mediciones, unidades

de medida y de los equipos utilizados para efectuarlas, así como de su verifi-cación y calibración periódica. Se define también como “el arte de las mediciones correctas y confiables”.

Industrial Fire Services, IFSCA, viene brindando este tipo de servicio de manera segura y confiable a través de su Labora-torio de Metrología, además de realizar asesorías, adiestramientos, venta, alquiler,

El Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad, Metrología y Reglamentos Técnicos, SENCAMER, acreditó

al Laboratorio de Metrología de IFSCA, ubicado en el municipio Simón Bolívar de la Costa Oriental del Lago de

Maracaibo, estado Zulia, Venezuela

Industrial Fire Service obuvo certificación de Metrología

Área de Presión


mantenimiento de equipos, entre otros servicios en su cartera de negocios.

La empresa dedicada a la seguridad in-dustrial forma parte de Schotborgh Group, holding empresarial con más de 50 años de trayectoria y experiencia, presidido por Hernán Schotborgh, con bases operaciona-les en distintas regiones del país y aliados estratégicos nacionales e internacionales.

Actualmente cuenta con cuatro áreas o departamentos: Detección de Gas, Presión, Temperatura, Magnitudes Eléctricas, y algu-

nas otras en expansión a futuro para medir y calibrar otras magnitudes. De manera integral funciona con un departamento de Servicio Téc-nico que se encarga de diagnosticar y ejecutar acciones preventivas y correctivas. Todas estas áreas se desempeñan bajo la Norma ISO/IEC 17025:2005, que establece los lineamientos para gestionar los parámetros de confiabi-lidad del servicio mediante literales básicos del manual de calidad, política de aplicación, procedimientos, tratamientos de los ítems de calibración, patrones, resultados y certificados.


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

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Cale

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io

18 - 20 Agosto sPe Managed Pressure drilling and Well control WorkshopRio de Janeiro, Brasil - www.spe.org

05 - 08 Octubre - 2° congreso Latinoamericano y del caribe de Perforación, terminación, Reparación y servicio de Pozos Buenos Aires, Argentina - www.aogexpo.com.ar/es/congreso

01 - 02 Octubreconferencia colombiana de Petróleo, Gas y Medio AmbienteBogotá, Colombia - www.alame.org

28 - 29 septiembrecentral American & caribbean energy summitCiudad de Panamá, Panamá - www.marketsgroup.org

01 - 03 septiembre Gas Mexico congress & exhibition Villahermosa, México Villahermosa, México - www.gasmexicocongress.com

02 - 03 septiembresPe Liquids Rich Basins conference north America Midland - Texas, USA -

10 - 11 septiembreMexico energy summitCiudad de México, México - www.marketsgroup.org/forums

16 - 18 septiembreXVI ecuador Oil & Power expo & conferenceQuito, Ecuador - www.hjbecdachferias.com

28 - 30 septiembresPe Annual technical conference & exhibition - Atce 2015Houston, Texas, USA - www.spe.org/atce/2015

25 - 26 AgostoIAdc Well control conference of the Americas & exhibition Galveston, Texas, USA - www.iadc.org

23 - 25 septiembreHeavy Oil Latin America conference & exhibition

Bogotá, Colombiawww.heavyoillatinamerica.com

Revista Oficial

26 - 28 AgostoXVI congreso colombiano de

Petróleo y Gas 2015

Bogotá, Colombiawww.congresoacipet.com

Media Partner

19 - 20 AgostonAPe Houston

Houston, Texas, USA www.napeexpo.com/shows

19 - 20 Agosto8vo congreso Internacional

Bolivia Gas & energía

Santa Cruz, Bolivia www.boliviagasenergia.com/2015

29 - 30 septiembreWest Latin America Oil & Gas

2015 summit

Cartagena, Colombiawww.westlatamsummit.com

Media Partner

18 - 22 Julio 56th Annual sPWLA symposiumLong Beach, California, USA - www.spwla2015.com

20 - 22 Julio unconventional Resources technology conference - uRtecSan Antonio, Texas, USA - www.urtec.org/2015


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Hay más vientos de cambio en el sector energético de Chile. Se está impulsan-

do una mayor regulación de costos a los ser-vicios de distribución de servicios públicos, en particular al sector de gas natural donde se han detectado algunas imperfecciones de mercado en las tarifas que se cobran a los usuarios. También y motivo de la presente entrega, es la ya aprobada incursión de la Empresa Estatal de Petróleo, ENAP, en el ámbito de la generación eléctrica.

ENAP no fue privatizada al estilo de Argentina y se mantuvo con la actividad de refinación, petroquímica y abastecimiento de combustibles al mercado interno. Participa en exploración y explotación de gas natural en el sur de Chile y se ha internacionalizado en la actividad de exploración, donde los resultados no han sido muy halagadores hasta la fecha.

Chile es un país deficitario en energía y debe necesariamente importar una gran cantidad de recursos como petróleo y sus derivados, gas natural y carbón. A raíz de los recortes de gas natural desde Argentina, Chile tuvo que buscar maneras de diver-sificar su matriz energética para generar energía eléctrica. Inicialmente capeó el problema y optó por generación a diesel de emergencia, donde ENAP jugó un rol estra-tégico en el abastecimiento del combustible.

Esta nación apostó y continúa apostan-do por el GNL y ya tiene una importante base de generación de energía eléctrica con este energético importado de varias partes

El Gobierno chileno ha decidido que la petrolera estatal ahora sea un jugador más en la generación eléctrica del país

Álvaro Ríos Roca*

del planeta. ENAP tuvo un papel estra-tégico en el impulso al GNL y tiene una participación del 20% en el negocio de la regasificación en el terminal de Quintero. A la fecha está impulsando un tercer terminal de regasificación en el sur-centro del país, donde deberá establecer su rol.

Asimismo viene haciendo inversiones para constituirse en un sólido abastecedor de GNL y masificar el gas natural en el país a través de gasoductos, Mini GNL y redes de distribución. Estas tareas solo una década atrás eran impensables en el desarrollo del modelo económico chileno, que pensaba en realizarlo solo con el sector privado.

Entrando en tema, observamos que a Febrero de 2015, el 60% de la energía ge-nerada estaba concentrada en tres empresas privadas que ciertamente ejercen dominio sobre el mercado eléctrico, principalmente en los sistemas centro (SIC) y norte (SINC). Ante esta realidad y algunos desentendi-mientos con el sector privado, el gobierno ha decidido que ENAP ahora sea un jugador más en la generación eléctrica en Chile.

La estrategia es que el mercado reaccione para elevar la oferta con ingreso de nueva capacidad de generación, incluyendo a ENAP, quien podrá asociarse o actuar por sí sola y/o actuar donde el sector privado no lo desee y se tenga rentabilidad.

Esta decisión gubernamental ha abierto un intenso debate en el sector energético de Chile. Muchas críticas se han hecho

desde el sector privado y también desde algunos sectores políticos. Se cuestiona y pone en duda sobre los favoritismos y pri-vilegios para la competitividad que pueda tener ENAP de parte del gobierno y de las instituciones, en particular para aprobar estudios, estructurar y financiar proyectos en el sector eléctrico.

El gobierno argumenta que la decisión es saludable y que ENAP será un jugador más que introducirá competencia en el mercado y sin tener acceso a favoritismos. Con esta me-dida y todo lo anteriormente citado, se puede notar que Chile está poco a poco girando la política energética hacia un modelo más Latinoamericano, donde debe haber mayor regulación y las empresas estatales pueden jugar roles estratégicos y competir al mismo tiempo, muy al estilo del modelo colombiano.

Hasta acá todo sobre ruedas. Empero, nuestras empresas estatales, si queremos fortalecerlas y estructurarlas sostenibles para el largo plazo, deben necesariamente estar bastante blindadas del poder político y deben tornarse competitivas, tecnológicas e internacionalizarse, cotizar en bolsa, etc., etc. Solo así podrán ser estratégicas para nuestros países. Caso contrario nuestro Gabo tendrá razón y asistiremos a la “Crónica de una muerte anunciada”. Lo de Petrobras es solo una muestra.

* Actual Socio Director de Gas Energy y

Drillinginfo

Nuevo rol de ENAP en el sector eléctrico de Chile


Julio 2015 - Petroleum 306

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