Mayo 2014 - Petroleum 292 by Revista Petroleum - issuu\n14 7 20 4 - 0 a e, 0 al b i mbr ci m vie Ofi l o • No a C oogotá vist\nOFFSHORE SEA 2014 4th Colombia Oil & Gas\nMayo 2014 Año 30, Nº 292\nLuis Ortigas, Presidente Perupetro; Oscar Villadiego, Presidente del Directorio ARPEL; Eleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas de Perú y Héctor Reyes, Presidente Petroperú\nPortada: Un operador en campo de National Oilwell Varco, empresa que continúa liderando el suministro de componentes mecánicos para plataformas de perforación en tierra y alta mar (Foto: Cortesía NOV)\nEstudiantes de la Institución Distrital de Santa Ana atendieron el programa Energy 4Me de SPE Colombia\nDavid Voght, Juan Fernando Martínez, Juan Carlos Pinzón, Amylkar Acosta y Héctor Manosalva\nGroup introdujo equipos de OFFSHORE SEA 2014 12 Kerui operaciones especiales en Colombia 24 La firma china dio a conocer la reciente introducción de su completa serie de unidades de operaciones especiales en el mercado colombiano\ndescubre yacimiento de 14 Geopark petróleo en Colombia Mexicano del Petróleo 15 Instituto y GE Oil & Gas establecen colaboración tecnológica\nEn el evento organizado por SPE Sección Colombia participaron más de 100 representantes de nueve naciones bajo el norte de compartir experiencias en proyectos costa afuera a nivel mundial\nColombia Oil & Gas, 28 4th Conferencia y Exhibición\nLa cuarta cumbre convocó en Cartagena a expertos nacionales e internacionales para debatir en torno a tres temas cruciales para Colombia: Yacimientos No Convencionales, Crudos Pesados y Proyectos Costa Afuera\nde Levantamiento 40 Sistemas Artificial para Pozos Petroleros Se describen los cuatro principales métodos de Levantamiento Artificial utilizados en la industria petrolera y su influencia sobre la configuración final que le suministran al pozo los equipos asociados a cada método\nde referencia: 44 Registradores el futuro de la medición de la\npresión para Pozos Petroleros\nLea por qué los registradores de referencia están modificando los antiguos estándares en las industrias del petróleo y gas, procesamiento químico, generación eléctrica y tratamiento de aguas residuales\nRefinería del Meta, una apuesta y YPF continúan con el 36 16 Chevron al desarrollo sostenible desarrollo en Vaca Muerta Atlántico PREVIEW 37 HOLDTRADE Especial invierte en Colombia Colombia Oil and Gas 46 VIInvestment Conference 17 LATINVE&P 2014 AAPG 2014 38 Convención y Exhibición Anual Conferencia de Exploración 47 SPE y Desarrollo de Reservorios No Representantes de empresas estatales y privadas de los hidrocarburos de América Latina y El Caribe analizaron las oportunidades de negocios en E&P en la región, en una nueva edición del magno evento organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe -Arpel-\nCartagena, 23 - 25 de Julio\nDel 6 al 9 de Abril se realizó en Houston la reunión anual más importante de los geólogos petroleros a nivel mundial, bajo el liderazgo de Houston Geological Society como organización anfitriona\nConvencionales en Sur América\nNeuquén, 10 -12 de Junio\n50 ÚLTIMA PÁGINA\nMayo 2014 / Petroleum 292\nLa revolución de los No Convencionales\naniel Yergin en su obra más reciente “The Quest: Energy, Security, and the Remaking of the Modern World” (The Peguin Press, 2011), en un sesudo y profundo análisis –sin proponérselo explícitamente y sin ser el objetivo principal del libro-, rompe con el paradigma de la teoría del Peak Oil, puesta en escena a mediados de la década de los 70 por el célebre científico, Marion King Hubbert (1903-1989) - hombre que realizó muchos aportes a la industria petrolera mundial-, quien pronosticó que la producción de petróleo y gas iba a alcanzar su tope o pico hacia finales del siglo XX y que a partir del año 2000 ésta iba a declinar drásticamente, hasta el agotamiento total de las reservas de los combustibles fósiles, hacia mediados de esta centuria. El visionario Yergin, Premio Pulitzer con su obra “The Prize”, en “The Quest” presenta un análisis completo de la situación global de la energía, basada en una experticia profunda ganada con tantos años de experiencia lidiando en sus grandes escenarios mundiales, y la narra con una escritura vívida y fácil de leer, como para convencernos y ayudarnos a ver el camino hacia un futuro petrolero y energético más seguro y con abundancia de sus fuentes. Y es que el bueno de M. King Hubbert no llegó a calibrar en su justa dimensión los grandes descubrimientos de petróleo y gas de nuestros días, porque no tenía a mano el conocimiento para cotejar cómo los adelantos tecnológicos y los nuevos precios del petróleo, iban a impactar, como están impactando, el desarrollo de más y mejores yacimientos de petróleo y gas. A las enormes e inagotables reservas de hidrocarburos del Medio Oriente, con Saudí Arabia a la cabeza, se suma, entre otros, la magna reserva –probada y certificada-, de crudos no convencionales (pesados y extra pesados) de la Faja del Orinoco en Venezuela, la más grande del\nmundo; además de los aportes significativos que recientemente han venido realizando países otrora discretos productores del preciado carburante. El petróleo y el gas natural contenidos en abundancia en las lutitas, conocidos en el argot petrolero como yacimientos no convencionales, irrumpen con fuerza en el escenario energético mundial moderno y con ello refuerzan la tesis de quienes sostenemos que todavía habrá mucho petróleo en las entrañas de la tierra, cuando este vital energético, deje de ser un recurso importante y útil para la humanidad; o sea que, en términos prácticos, podemos decir que el petróleo es una fuente infinita e inagotable de energía. La industria del petróleo y gas de lutitas (shale oil & gas) revivió a principios de este siglo, cuando en el 2005 en Estados Unidos se reinicia un programa para desarrollar la explotación de los yacimientos no convencionales. Hoy existe una verdadera revolución en cuanto a extracción de este recurso, que apunta hacia un cambio radical del negocio de los hidrocarburos, pues el principal comprador de crudos en el mundo, Estados Unidos, podría convertirse en corto plazo en un exportador neto del oro negro, con las consecuencias negativas previsibles, para aquellos países que se han jugado su futuro a la única carta del petróleo. Aún a la luz de los resultados incuestionables que hablan de una exitosa explotación y monetización del petróleo y gas de lutitas, todavía quedan algunas incógnitas por despejar y podría ser que las expectativas favorables que se han suscitado, no sea más que una fiebre pasajera, que cederá su temperatura en aras de la explotación, más productiva y racional, de los abundantes crudos contenidos en yacimientos convencionales. Eso está todavía por verse, pero es una posibilidad que no debe escapar del análisis y las proyecciones que realicen los estudiosos del mercado mundial de los hidrocarburos.\nEdicióN Jorge Zajia, Editor jzajia@petroleum.com.ve Zulay Socorro, Directora zsocorro@petroleum.com.ve Heglenys Perozo, Directora hperozo@petroleum.com.ve Ana Isabel Valbuena, Asistente al Editor aivalbuena@petroleum.com.ve María Zajia, Redactora mzajia@petroleum.com.ve COORDINACIÓN GENERAL Mireille Socorro msocorro@petroleum.com.ve Producción Francis Rincón, Diseñadora Gráfica frincon@petroleum.com.ve ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena evalbuena@petroleum.com.ve Circulación Freddy Valbuena info@petroleum.com.ve SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 avillalobos@petroleum.com.ve ASESORES EDITORIALES Edmundo Ramírez / Tecnología Aníbal R. Martínez / Petróleo Diego J. González / Gas Natural\nCENTRAL Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficina Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela Tel: (58-261) 783 2424 Fax: (58-261) 783 0389 E-mail: info@petroleum.com.ve CARACAS Esteban R. Zajia / Marketing Manager Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador, Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900 ezajia@petroleum.com.ve COLOMBIA Fabiola Villamizar / Marketing Manager Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. Bogotá Tel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 6905 fvillamizar@petroleum.com.ve USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director 5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 6162 rsoto@petroleumag.com ECUADOR César Guerra N. / DYGOIL Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624 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\nMiembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved\nRodulfo Prieto Cedraro (1953-2014)\nodulfo Prieto Cedraro falleció el pasado 5 de Abril en Houston, Texas, a la edad de 60 años. Lo sobreviven su esposa Marinela y sus tres hijos Rodulfo José, Carlos Antonio e Idelfonso José. Rodulfo dedicó su vida profesional a la industria petrolera, iniciando su carrera como geofísico en Lagoven, S.A después de haber obtenido en 1980 su título universitario de Geofísico en Penn State University. Fue un profesional muy exitoso, en 1983 gana una beca para realizar estudios de post-grado en la Universidad de Texas en Austin, donde obtiene un doctorado en Geología en 1987. Durante los 34 años de su carrera profesional laboró en la industria petrolera venezolana e internacional ocupando posiciones técnicas, gerenciales y ejecutivas de mucha relevancia y ofreciendo su constante esfuerzo personal, creatividad y talento al beneficio y progreso de esta industria. Al momento de su fallecimiento ocupaba la Vicepresidencia y la Gerencia General de Suelopetrol Corporation en Houston, Texas.\nSe destacó en actividades gremiales participando activamente en Congresos y Foros y fue electo Presidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros Geofísicos de Venezuela en el período 1988-1990. También contribuyó con la formación de jóvenes profesionales a través de la promoción y conducción de cursos, charlas y seminarios técnicos en el área de Geociencias. Fue un hombre de principios éticos, íntegro y transparente, con lo cual se ganó el respeto de sus amigos y colegas. Lo distinguió su notable costumbre de enfrentar grandes retos y tomar decisiones oportunas para obtener soluciones prácticas de beneficio para todos. Era un hombre dedicado enteramente a su familia y un excelente amigo. Además fue un gran deportista practicando la pesca, el tenis y en los últimos años se había convertido en un excelente golfista. Que el Señor lo tenga en la Gloria. Rodulfo vivirá por siempre en nuestros corazones. Amigos y colegas, Jairo Lugo y Carlos Sánchez\nmilio Lozoya, Director General de Pemex, fue reconocido como el Ejecutivo Petrolero del Año por Energy Intelligence, un servicio de noticias y análisis global. “Emilio Lozoya es Director Ejecutivo en un momento crucial en la historia de la energía en México”, dijo Thomas Wallin, Editor en Jefe y Vicepresidente Ejecutivo de EI. “Es lógico que en el año de la histórica reforma energética mexicana, el CEO de la compañía petrolera nacional de México haya sido elegido para recibir el Petroleum Executive of the Year Award”. Lozoya ha sido Director General de Pemex desde Diciembre de 2012 y ha trabajado con el Presidente Enrique Peña Nieto para aprobar enmiendas constitucionales que abren el sector energético del país a la inversión privada, por primera vez desde 1930.\nchlumberger adquirió la compañía Rock Deformation Research (RDR), especializada en el desarrollo de software y consultoría en geología estructural para la industria del petróleo y gas. “La adquisición de RDR nos permitirá ofrecer una solución integrada para hacer frente a desafíos en exploración y desarrollo en cuanto a la geología estructural y de fallas”, dijo Uwem Ukpong, Presidente de Schlumberger Information Solutions. Al integrar la plataforma de software Petrel E&P y el entorno de conocimiento Studio E&P de Schlumberger con el módulo de análisis estructural de RDR, los usuarios contarán con herramientas para reducir el riesgo y cuantificar la incertidumbre. “Seremos capaces de promover la adopción generalizada de nuestro software y continuar desarrollando soluciones avanzadas de exploración y desarrollo mediante el aprovechamiento de la experiencia en el desarrollo de tecnología de Schlumberger”, dijo Rob Knipe, Fundador y Presidente de RDR.\nRKeX, una compañía de servicios geofísicos, se adjudicó un contrato de BG Group para llevar a cabo un levantamiento gravimétrico Full Tensor Gravity Gradiometry (FTG) fuera de las costas de Honduras. El estudio aéreo abarca todos los bloques otorgados recientemente a BG en aprox. 35.000 km2. Debido a la poca actividad exploratoria en Honduras en los últimos años y la escasez de los datos existentes, este estudio de ARKeX permitirá a BG evaluar el potencial de hidrocarburos de la zona y centrarse en la exploración geofísica posterior, incluyendo estudios sísmicos 2D y 3D. “La tecnología FTG es ideal para este objetivo de exploración”, comentó Paul Versnel, Vicepresidente Ejecutivo de Ventas de ARKeX, “Con una área enorme a cubrir, un estudio aéreo tiene mucho sentido. Un sólo FTG puede entregar datos de alta resolución necesarios para lograr un impacto significativo en la exploración futura”.\nON Geophysical Corporation obtuvo permisos para adquirir 12.600 kms de datos sísmicos costa afuera en Perú. El levantamiento sísmico multicliente 2D, conocido como PeruSPAN™, cubre desde la margen offshore de la cuenca Talara, en el norte hasta la cuenca Pisco en el sur. “PeruSPAN es la primera interpretación geológica y geofísica integrada, profundamente enfocada en el área, diseñada para proporcionar a las compañías de petróleo y gas una visión estratégica de la cuenca y mejorar la caracterización de yacimientos de esta área prometedora”, dijo Doug Allinson, Vicepresidente para América Latina de la división GeoVentures de ION. La adquisición comenzará este año y los datos serán procesados por el grupo GX Technology de ION mediante la tecnología de banda ancha WiBand™, con la primera entrega de datos en 2015. ION desarrolla un programa en estrecha colaboración con Perupetro para aumentar el conocimiento geológico de manera de beneficiar el desarrollo de la industria de hidrocarburos de Perú.\nenaris inauguró el 15 de Abril su nuevo Centro de Investigación y Desarrollo en el Parque Tecnológico de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ). “Las inmensas reservas de energía, tales como la capa del presal, presentan desafíos sin precedentes para la industria y demanda operaciones seguras y eficientes”, comentó Renato Catallini, Presidente de Tenaris en Brasil. Con una superficie total de 4.013 m2, que incluye 2.880 m2 de construcción, el Centro se dedicará al desarrollo de productos y tecnologías para OCTG (Oil Country Tubular Goods), tuberías de conducción y otros mercados. Se enfocará principalmente en el desarrollo y calificación de conexiones premium TenarisHydril y el conector TenarisHydril BlueDock, así como tecnologías de soldadura y recubrimientos, entre otras áreas de estudio.\nker Solutions obtuvo un contrato de Petrobras valorado en más de US$300 millones para suministrar ocho colectores submarinos que de manera alternada inyectan agua y gas para incrementar la recuperación de petróleo de los campos profundos costa afuera de Brasil. Diseñados para profundidades de agua de 2.500 metros, los colectores serán instalados por Petrobras y sus socios en el desarrollo de campos del pre-sal. Alrededor del 70% del contrato con Petrobras será suministrado y fabricado en Brasil. De hecho, el año pasado Aker Solutions comenzó a trabajar para duplicar su capacidad de manufactura de equipos submarinos en una planta en Curitiba. Las primeras unidades serán entregadas en 2016.\naker Hughes adquirió la compañía de tecnología de software Perfomix, Inc., con sede en Texas. Centrada en soluciones para mejorar el rendimiento de las operaciones de petróleo y gas, Perfomix operará como una subsidiaria de propiedad total de Baker Hughes y se integrará en la organización de servicios de operaciones remotas de la empresa. Perfomix ofrece una plataforma para la entrega de servicios de datos y asesoramiento en apoyo a las operaciones de perforación, bombeo a presión, producción y completación, así como requerimientos para la presentación de informes reglamentarios. Su adición ampliará la cartera de Baker Hughes para la integración de dispositivos de campo, manejo de datos en tiempo real, visualización y software de análisis, complementando así las capacidades existentes con una plataforma de tecnología moderna, escalable y basada en estándares.\ncopetrol recibió de la Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia dos patentes a procesos que generan alternativas en la producción de biocombustibles desarrollados por la empresa. La primera patente corresponde al “Proceso mejorado para la obtención de azúcares fermentables a partir de microalgas y macroalgas”, desarrollado conjuntamente con la Universidad Industrial de Santander en convenio con Colciencias. Se trata de una alternativa de alto rendimiento para producir alcohol, sin impacto para la seguridad alimentaria. La segunda se trata de un “Proceso para la producción de éteres de glicerina a partir de corriente de gas licuado del petróleo (GLP) de tipo olefínico”, desarrollo que permite procesar glicerina, subproducto de la producción de biocombustibles, para añadirla al biodiesel, lo que aumenta los volúmenes disponibles y mejora algunas de sus propiedades. Ambas patentes son las primeras en 2014 y se suman a un total de 56 asignadas a la empresa.\nPERFORACIÓN EXPLORATORIA (2007-2014)\nPOZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS Al 28 de Febrero de 2014\nPOZOS DE DESARROLLO PERFORADOS Al 28 de Febrero de 2014 PERFORACIÓN DE DESARROLLO (2007-2014)\nPRODUCCIÓN FISCALIZADA PROMEDIO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 2007-2014*\nPRODUCCIÓN FISCALIZADA PROMEDIO DE GAS NATURAL 2007-2014\nPRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BLS) - Febrero 2014\n10 Mayo 2014 / Petroleum 292\nKerui Group introdujo equipos de operaciones especiales en Colombia En un evento organizando por Kerui Group con la colaboración de Campetrol se dio a conocer la reciente introducción de una serie de unidades de operaciones especiales de la firma china en el mercado colombiano\non más de siete años en Colombia, la firma china Shandong Kerui Petroleum Equipment Co. ya cuenta con un nuevo departamento de equipos de operaciones especiales en el país. El pasado 7 de Abril, la compañía presentó a clientes y relacionados detalles de este portafolio de nuevos servicios, mediante una charla dirigida por Christian Vanegas, Gerente de Ventas de Equipos de Operaciones Especiales. Kerui Group es fabricante mundial de\n12 Mayo 2014 / Petroleum 292\nGerardo Villela, Schlumberger; Bob Duan, Country Manager Colombia Kerui; Xia Tong Ming, Vicepresidente Kerui; Jaime Cuadros, Ecopetrol; y Ricardo Ramírez, Schlumberger\nequipos de alta tecnología que optimizan la producción petrolera en campos convencionales y no convencionales. La división de equipos de operaciones especiales es una filial dedicada principalmente a la investigación, diseño, producción, venta y servicio posventa de estos tipos de equipos, fabricados en Dongying (China) y Houston (EEUU). Los nuevos servicios especiales abarcan unidades completas de fractura, de tubería\nflexible o coiled tubing, de cementación, equipos de generación de nitrógeno, unidades de bombeo de nitrógeno líquido, así como bombas triples y accesorios. Entre las ventajas de los equipos de fracturamiento que dispone Kerui, se destacó la mejora de la tasa de recuperación de petróleo y gas. “Por la alta presión, forman grietas relleno de arena de un tamaño suficiente en el estrato de fondo del pozo para aumentar la movilidad de petróleo y gas. No sólo se pueden utilizar en la extracción de petróleo y gas convencional sino también en operaciones de fracturación a gran escala no convencional”. Se dispone de unidades de fractura de 1.200, 2.500 y 3.000. Asimismo se resaltó la conveniencia de utilizar los equipos de tubería flexible en las labores de mantenimiento, perforación, terminación de pozos, medición, aumento de la producción en pozos de petróleo y gas convencional y en pozos de gas no convencional. Kerui cuenta con unidades de 60 - 80 y hasta 100 Klbs. En relación a los equipos de cementación, todas las unidades están equipadas con el sistema independiente KRV- 1.0 para el control automático de la densidad del cemento y métodos de cálculo de control avanzado. Se incluyen unidades de una bomba (600HP - 1000HP) y de doble bomba (600HPx2). Finalmente se recomendaron las unidades de generación de nitrógeno por membrana para los servicios de inyección, limpieza y recobro mejorado en campos petroleros. Cinco unidades de inyección de nitrógeno de Kerui Group ya se encuentran en Colombia, para prestar el servicio de EOR con altos estándares de calidad e incremento de la producción.\nGeoPark descubre yacimiento de petróleo en Colombia Una prueba realizada con una bomba sumergible en la formación Guadalupe, a aproximadamente 10.075 pies, arrojó una tasa de producción de alrededor de 1.154 barriles de petróleo por día (bpd) de 16,8° API\neoPark Limited, la empresa latinoamericana de exploración, operación y consolidación de petróleo y gas con operaciones y producción en Chile, Colombia, Brasil y Argentina, reportó la exitosa perforación y prueba del pozo exploratorio Aruco 1 en el bloque Llanos 34 en el valle central de los Llanos en Colombia. GeoPark opera y tiene una participación del 45% en este bloque. Aruco 1 fue perforado y completado a una profundidad total de 10.705 pies. Una prueba realizada con una bomba sumergible en la formación Guadalupe, a aproximadamente 10.075 pies, arrojó una tasa de producción de alrededor de 1.154 barriles de petróleo por día (bpd) de 16,8° API, con un corte de agua del 4,8%, a través de un reductor de 42/64 pulgadas y una presión en boca de pozo de 193 libras por pulgada cuadrada. La empresa estima que se requerirá un mayor historial de producción para\n14 Mayo 2014 / Petroleum 292\ndeterminar las tasas de flujo estabilizadas y la extensión del reservorio. El descubrimiento de Aruco representa el sexto yacimiento de petróleo descubierto por GeoPark en el bloque Llanos 34 en Colombia. Desde la adquisición del bloque en 2012 sin producción ni reservas, la operadora ha aumentado la producción en el bloque Llanos 34 a más de 15.000 bpd (6.700 bpd neto de participación de GeoPark). “Nuestro repetido éxito con la perforación nos ha posicionado fuertemente en Colombia, que representa uno de los impulsores claves de GeoPark junto con Chile y Brasil de nuestro rendimiento y crecimiento consistente. Tenemos un ambicioso plan de trabajo\npara el 2014 con 50 – 60 nuevos pozos, con el objetivo de seguir construyendo un negocio sostenible y atractivo en el interesante mercado de hidrocarburos Latinoamericano”, comentó James F. Park, Director Ejecutivo. En Colombia GeoPark participa en diez bloques, de los cuales opera cuatro.\nInstituto Mexicano del Petróleo y GE Oil & Gas establecen colaboración tecnológica\nEl acuerdo está enfocado en el desarrollo de proyectos para mejorar la productividad de los pozos\nl Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y General Electric Oil & Gas (GE) suscribieron un convenio de colaboración en materia tecnológica enfocado en el sector petróleo y gas. En una primera etapa, la colaboración se centrará en la investigación de las tecnologías necesarias para respaldar los trabajos de Petróleos Mexicanos en la optimización de campos maduros costa afuera y el desarrollo de proyectos tanto en aguas someras como en aguas profundas y ultra profundas. De este modo, GE apoyará al IMP en tres áreas tecnológicas específicas: mejorar la eficiencia de un dispositivo de flujo mecánico que le permita a Pemex incrementar los factores de recuperación de pozos, aumentar la confiabilidad de equipos de fondo para afrontar los retos en los campos terrestres operados por la paraestatal y desarrollar tecnología de monitoreo e inspección para equipo submarino en proyectos en aguas profundas. El convenio fue firmado por Emilio Lozoya Austin, Director General de Petróleos Mexicanos; Vinicio Suro Pérez, Director General del IMP; y João Geraldo Ferreira, Presidente y Director General de GE Oil & Gas América Latina. Lozoya Austin señaló que el convenio se suscribe en el contexto de la Reforma Energética impulsada por el Presidente Peña Nieto, que busca fortalecer la competitividad de Pemex. En este sentido, reiteró el compromiso institucional por incrementar la inversión en recursos humanos y en tecnología. Indicó que detrás de este acuerdo hay meses de estrecho trabajo y colaboración entre Pemex y General Electric, que permitirá afrontar retos futuro de la industria. Vinicio Suro afirmó que el convenio contribuirá a agregar valor económico, social y ambiental a los proyectos de Pemex, mejorando la productividad de los pozos al atenuar la tasa de declinación natural y aumentando por ende las reservas.\nPor su parte, Joao Ferreira señaló que GE se mantiene comprometido con la innovación tecnológica. Al ofrecer una amplia gama de tecnologías de gas\ny petróleo, dijo, “podemos ayudar a México a desarrollar los recursos energéticos y la fuerza laboral necesaria para el siglo XXI”.\nMayo 2014 / Petroleum 292 15\nChevron y YPF continúan con el desarrollo del esquisto en Vaca Muerta Se espera que el proyecto contribuya al crecimiento de producción a largo plazo de Chevron, empresa que junto a YPF invertirán US$1.600 millones en la zona\na petrolera argentina YPF anunció que su aliada estadounidense Chevron decidió continuar con la sociedad conjunta para avanzar en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, por lo que invertirán 1.600 millones de dólares en ese megacampo patagónico. “Chevron decidió continuar su sociedad con YPF para avanzar en la etapa de desarrollo masivo de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, tras haber culminado exitosamente el proyecto piloto iniciado el año pasado”, dijo el Presidente de YPF, Miguel Galuccio. La nueva etapa de la alianza, durante la que YPF seguirá siendo el operador, “incluirá la perforación de 170 pozos adicionales durante este año, con una inversión conjunta de más de 1.600 millones de dólares en perforación, completación y construcción de facilidades de producción”, agregó. Según la información de YPF, el acuerdo entre la empresa controlada por el Estado argentino y Chevron es el más importante alcanzado hasta ahora para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina.\nProyecto Piloto El proyecto piloto desarrollado hasta Marzo entre las dos empresas requirió inversiones por 1.240 millones de dólares y permitió el desarrollo de un área de 20 km2 y la perforación de 161 pozos. Ambas compañías planean el desarrollo de un área de 395 km2, con una perforación estimada de más de 1.500\n16 Mayo 2014 / Petroleum 292\npozos, para alcanzar una producción de más de 50.000 barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día. La superficie total de Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios mundiales de energía no convencional, es de alrededor de 30.000 km2, de los cuales YPF tiene una participación neta equivalente a 12.000 km2. Actualmente, la empresa argentina cuenta con 19 equipos de perforación en el área patagónica de Loma Campana, de donde se extraen más de 20.000 barriles equivalentes de petróleo diarios.\nAdicionalmente, YPF y Chevron buscarán desarrollar petróleo no convencional con un programa exploratorio de 9 pozos (7 verticales y 2 horizontales) en Narambuena, un área de 200 km2 en la sureña provincia argentina de Neuquén, dentro de la concesión Chihuido de la Sierra Negra. La inversión estimada para este proyecto exploratorio será de 140 millones de dólares, aportados íntegramente por Chevron, dijo YPF. El proyecto piloto de YPF con Chevron, celebrado el año pasado, fue el primer acuerdo que selló la empresa argentina con una petrolera extranjera desde su nacionalización en 2012. El objetivo era buscar desarrollar el megayacimiento patagónico de Vaca Muerta, que podría albergar una de las mayores reservas de petróleo y gas natural no convencionales del planeta. Para facilitar el acuerdo, el Gobierno argentino hizo una excepción a sus rígidas restricciones cambiarias para que Chevron tenga libre disponibilidad de divisas y pueda exportar parte de su producción. El Gobierno apuesta al desarrollo de Vaca Muerta para que el país recupere la independencia energética que perdió en 2011 por la caída en sus reservas por la falta de inversiones. Esto la ha obligado a realizar importaciones energéticas millonarias. YPF fue nacionalizada con el argumento de que la compañía, controlada hasta ese entonces por el grupo español Repsol, no había invertido lo suficiente para frenar el declive de la producción de crudo y gas natural en el país.\nCon gran éxito se desarrolló este Foro y Exposición que reunió a representantes de las empresas estatales y privadas de los hidrocarburos de América Latina y El Caribe e inversionistas de todo el mundo para analizar oportunidades de negocios en exploración y producción de petróleo y gas en la región. Organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe -Arpel- la edición 2014 de LATINVE&P contó con Perupetro como coorganizador y el patrocinio nacional de Petroperú. Siete conferencias y nueve sesiones plenarias conformaron el programa, además de la encuesta interactiva que permitió conocer las prioridades de la región\nLuis Ortigas, Presidente Perupetro; Oscar Villadiego, Presidente del Directorio ARPEL; Eleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas de Perú Héctor Reyes, Presidente Petroperú\nMarzo 26 – 28 / Westin Hotel / Lima, Perú\nnos 300 representantes del sector de petróleo y gas participaron en esta jornada que tuvo el objetivo de ofrecer una perspectiva regional de las oportunidades ofrecidas por gobiernos y empresas del sector, facilitar el diálogo y realizar acuerdos. En tal sentido, cabe destacar la participación de autoridades de entidades gubernamentales como la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia y otras instituciones de Argentina, Uruguay, Chile, Ecuador, Suriname, Jamaica, Panamá y Nicaragua, y de petroleras estatales. LATINVE&P es un escenario de la industria de petróleo y gas en América Latina y el Caribe, orientado al mercadeo de prospectos de negocio y análisis de desafíos de inversión en el upstream. El Foro ofrece un panorama de las rondas de licitación y otras oportunidades de inversión en la re-\ngión, además de analizar los desafíos para el desarrollo de negocios en E&P, el acceso a fuentes de financiamiento y presentar los modelos de contratos e incentivos y garantías ofrecidas por los distintos países. La Exposición por su parte se constituye en un canal de primera para facilitar el encuentro y la generación de acuerdos entre empresas, la promoción institucional a nivel regional y el mercadeo de recursos, tecnologías, productos y servicios. En esta ocasión la lista de conferencistas fue numerosa e incluyó a destacados ejecutivos del sector, como Gong Bencai, VP de CNPC América; Bárbara Bruce, Presidenta de Hunt Oil Company Perú; Luis Cabra, Director General de E&P de Repsol; Raúl Camba, VP de Consultoría de Negocios de Schlumberger; Nelson Castañeda, Gerente de Nuevos Negocios de Ecopetrol; Richard J. Chuchla, VP de Exploración para\nAmérica Latina de ExxonMobil; Evandro Correa, Director E&P Región Pacífico Sur de Repsol; Steven Crowell, Presidente de Pluspetrol; Marny Daal-Vogelland, Gerente de Contratos Petroleros de Staatsolie; Benoit de la Fouchardiere, Gerente General de Perenco; Héctor de Santa Ana, Gerente de E&P de Ancap; Gustavo Donoso, Secretario de Hidrocarburos de Ecuador; Bob Fryklund, VP de Investigación y Director Gerente, Latinoamérica de IHS; Robert Fulks, Director de Marketing Estratégico de Weatherford; Rodolfo Guzmán, Socio de Arthur D. Little; Gustavo Hernández García, Director General de E&P de Pemex; Jerry Kepes, Director Gerente de IHS CERA; Nicolás Mejía, VP de Promoción y Asignación de Áreas de la ANH; Beatriz Merino, Presidenta de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos; y Carlos Monges, Presidente de Gran Tierra Energy. Mayo 2014 / Petroleum 292 17\nInversión en E&P de Petróleo y Gas genera crecimiento de la economía\nLa ceremonia inaugural contó con la presencia de Oscar Villadiego, Presidente del Directorio de ARPEL; Luis Ortigas, Presidente de Perupetro; Héctor Reyes, Presidente de Petroperú; y Eleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas de Perú, quien tuvo a cargo la instalación oficial del evento\nscar Villadiego, Presidente del Directorio de ARPEL y VP de Desarrollo Sostenible de Ecopetrol, en sus palabras de\nOscar Villadiego, Presidente del Directorio de ARPEL y Vicepresidente de Desarrollo Sostenible de Ecopetrol\nEleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas Perú\n18 Mayo 2014 / Petroleum 292\napertura enfatizó que la industria extractiva permite “el crecimiento de los países donde se desarrolla”, recalcando a la par el reto de lograr tener “no solo una mejor industria sino también mejores países, con mejor calidad de vida”. Destacó asimismo el importante rol de ARPEL, la cual trabaja a través de siete comités dedicados a los temas de producción y exploración, refinación, transporte, responsabilidad social, medioambiente, salud y seguridad y talento humano. Luis Ortigas, Presidente de Perupetro, destacó los esfuerzos orientados a sacar adelante rondas petroleras exitosas. Refirió que la entidad viene trabajando en la consulta previa con las comunidades ubicadas en el entorno de los 2 lotes en tierra que se prevén licitar este año. Héctor Reyes, Presidente de Petroperú, puntualizó los avances logrados por la estatal con el objetivo de recuperar el éxito de décadas pasadas, experiencia que compartió durante la sesión del último día del foro. Eleodoro Mayorga, Ministro de Energía y Minas de Perú, se refirió que en el panorama actual, con las tecnologías disponibles, el petróleo y el gas natural continuarán cumpliendo un rol importante en la balanza de la economía. Dijo que Perú apoya decididamente las inversiones en este sector, y celebró que la realización de LATINVE&P se diese en el marco del impulso al sector hidrocarburos que el Gobierno peruano tiene como meta. “Queremos revertir la balanza de hidrocarburos”, afirmó. Al término de la ceremonia de apertura, Mayorga, junto a Ortigas, Reyes y Villadiego, recorrió el área de exhibición en la que se hicieron presentes las principales empresas petroleras y agencias de hidrocarburos que hacen vida activa en América Latina.\nLa agenda El programa de LATINVE&P 2014 estuvo compuesto por un total de siete conferencias, nueve sesiones plenarias, además de la encuesta interactiva que permitió conocer las prioridades de los participantes. Se trataron temas de interés estratégico, incluyendo regulaciones, medio ambiente, inversiones, ganancias compartidas y responsabilidad social, expuestos bajo la óptica de representantes de los gobiernos de la región, compañías operadoras y proveedoras de bienes, servicios e instituciones vinculadas al sector. El primer día del foro, el miércoles 26 de Marzo, se presentaron las ofertas de negocios, rondas, prospectos, y condiciones\nde inversión en Argentina, Brasil, Uruguay, Chile, Colombia, Ecuador, Bolivia, Perú, Venezuela, Suriname, Jamaica, Panamá, Nicaragua y México. También hubo dos conferencias: “Escenario de Negocios Mundial y Regional”, por Jerry Kepes de IHS CERA; y “Condiciones Actuales y Tendencias del Clima de Inversión en la Región”, por Rodolfo Guzmán de Arthur D. Little. El jueves 27 el acento estuvo en los desafíos y propuesta de soluciones para un efectivo desarrollo de negocios en el upstream, así como en las alternativas para encarar los desafíos existentes, mediante el desarrollo de cuatro sesiones\nplenarias tituladas: “Atractivo de Rondas de Licitación – Perspectiva de Empresas”, “Propuesta de Soluciones para un Efectivo Desarrollo de Negocios”, “Explotación de Recursos No Convencionales – Realidades y Mitos” y “Desarrollo de un Portafolio Regional de Inversiones”. El viernes 28 el encuentro se enfocó específicamente en las oportunidades de inversión en Perú a través de dos conferencias tituladas “Evolución de la empresa estatal Petroperú” y “Tendencias e impulsores del mercado peruano de petróleo y gas” y un diálogo sobre “Oportunidades y desafíos para el desarrollo de negocios en Perú”.\nFuturo energético de la Región dependerá del clima de confianza que desarrollen los países El primer día de trabajo del Foro LATINVE&P 2014 dio lugar a una jornada intensiva de conferencias y presentaciones sobre las Rondas de licitación en Argentina, Brasil, Uruguay, Colombia, Ecuador, Suriname, Perú, Jamaica, Nicaragua, Venezuela, Panamá, Bolivia, México y Chile. El ciclo incluyó además dos conferencias: una a cargo de Jerry Kepes de IHS CERA, y otra dirigida por Rodolfo Guzmán de Arthur D. Little\nOfertas de Gobiernos: Escenarios de negocios, rondas, prospectos y condiciones de inversión. CHILE: Antonio Ruiz, Jefe División Seguridad y Mercado Energético, Ministerio de Energía; URUGUAY: Héctor de Santa Ana, Gerente de Exploración y Producción, ANCAP; ARGENTINA: Guillermo Coco, Ministro de Energía y Servicios Públicos, Neuquén; BRASIL: Helder Queiroz, Director, ANP\nOfertas de Gobiernos: Escenarios de negocios, rondas, prospectos y condiciones de inversión. PERÚ: Luis Ortigas, Presidente, Perupetro; BOLIVIA: Carlos Villegas, Presidente, YPFB; ECUADOR: Gustavo Donoso, Secretario de Hidrocarburos; COLOMBIA: Nicolás Mejía, VP de Promoción y Asignación de Áreas, ANH\nOfertas de Gobiernos: Escenarios de negocios, rondas, prospectos y condiciones de inversión. PANAMÁ: David Muñoz, Director de Hidrocarburos, Secretaría Nacional de Energía; VENEZUELA: Jesús Ernández, Presidente, Petroindependencia; JAMAICA: Wiston Watson, Director Gerente, PCJ; SURINAME: Marny Daal-Vogelland, Gerente de Contratos Petroleros, Staatsolie\nara hablar sobre las Ofertas de los gobiernos de la región en el interés de promover negocios en el sector de hidrocarburos, participaron en este ciclo de intervenciones: Guillermo Coco, Ministro de Energía y Servicios Públicos, Neuquén, Argentina; Helder Queiroz, Director, ANP, Brasil; Héctor de Santa Ana, Gerente de Exploración y Producción, ANCAP, Uruguay; Antonio Ruiz, Jefe División Seguridad y Marcado Energético, Ministerio de Energía, Chile; Nicolás Mejía, VP de Promoción y Asignación de Áreas, Mayo 2014 / Petroleum 292 19\nEspecial ANH, Colombia; Gustavo Donoso, Secretario de Hidrocarburos, Ecuador; Carlos Villegas, Presidente, YPFB, Bolivia; Luis Ortigas, Presidente, Perupetro, Perú; Jesús Ernández, Presidente, Petroindependencia, Venezuela; Marny Daal-Vogelland, Gerente de Contratos Petroleros, Staatsolie, Suriname; Wiston Watson, Director Gerente, PCJ, Jamaica; David Muñoz, Director de Hidrocarburos, Secretaría Nacional de Energía, Panamá; Lorena Lanza, Viceministra de Hidrocarburos, Nicaragua; y Oscar Roldán, Director General, Comisión Nacional de Hidrocarburos, México. Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas de la ANH de Colombia, resaltó la importancia de invertir en conocimientos para que éstos sean transmitidos a los inversionistas y se puedan concretar grandes negocios. Destacó que Colombia ha invertido en los últimos cinco años US$700 millones en generar conocimiento para atraer inversiones al sector hidrocarburífero, el cual hoy representa el 35% de la inversión extranjera directa. “El país ha dado un cambio en la investigación del sector porque se está apostando fuertemente por la actividad extractiva”, acotó. Gustavo Donoso, Secretario de Hidrocarburos de Ecuador, expresó por su parte que las estrategias que vienen desarrollando para aumentar la producción están vinculadas al cuidado ambiental y a erradicar la pobreza. “Estamos comprometidos con el sector privado y estatal para alcanzar nuestras metas”, dijo. Agregó que el gobierno ha asignado fuertes recursos para el conocimiento de esta actividad. Para este año se espera una inversión de US$3.6 millones. “El plan quinquenal para upstream podría incorporar alrededor de 2.400 millones de barriles”, puntualizó. La primera conferencia “Escenario de Negocios Mundial y Regional”, que formó\nparte de este ciclo, estuvo a cargo de Jerry Kepes, Director Gerente de IHS CERA, quien subrayó que América Latina posibilita en la actualidad menores costos de oportunidad para las compañías en relación a otras regiones, en un contexto en el que la inestabilidad de algunos proveedores globales de energía hace que los precios del petróleo se mantengan por encima de los US$100 el barril. Para el experto, el continente puede generar retornos de inversión que oscilen entre el 10 y 15%, una realidad que contrasta con el resto del mundo, donde los embates de la crisis financiera experimentada en 2008 aún dejan sentir sus efectos, incluida la industria petrolera. Como resultado, el upstream continental abre oportunidades que, de consolidarse, podrían fortalecer la posición de América Latina en el contexto energético global.\nuniformidad en los países de la región para atraer las inversiones, debido principalmente al riesgo político y la estabilidad jurídica La segunda conferencia “Condiciones actuales y Tendencias del Clima de Inversión en la Región”, estuvo dirigida por Rodolfo Guzmán, socio Arthur D. Little, quien señaló que Latinoamérica ha mostrado un crecimiento interesante en la industria petrolera. Sin embargo, precisó que no hay una uniformidad en los países de la región para atraer las inversiones, debido principalmente al riesgo político y la estabilidad jurídica.\nRodolfo Guzmán, Socio, Arthur D. Little\nSe refirió al caso de Venezuela, donde los desarrollos de la Faja del Orinoco – dijo siguen esperando un mejor clima político. Similar situación se vive en Argentina, donde se precisa generar más confianza para que se materialicen las inversiones en Vaca Muerta. En tanto, países como Colombia y Perú han mostrado gran potencial para atraer inversiones por su mejor condición comercial, política y económica. “Hemos visto un cambio en Latinoamérica. Ahora se observa la exportación de petróleo e hidrocarburos a mercados asiáticos que son los que están en crecimiento. Otra expresión de que el continente despierta interés y puede ser un proveedor confiable de energía es la llegada de empresas chinas interesadas en desarrollar proyectos energéticos. “Incluso transnacionales estadounidenses han sido desplazadas por empresas chinas. Esto responde a la gran necesidad que tiene China de satisfacer su demanda energética”, expresó. Sin embargo, entre los aspectos que se observa que América Latina aún debe mejorar, se encuentra el riesgo político, al igual que los problemas de seguridad, particularmente en países como Colombia y México.\nEs una asociación sin fines de lucro que reúne a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Fue fundada en 1965 con el propósito principal de promover la integración y el crecimiento de la industria y de maximizar su contribución al desarrollo energético sostenible de la región. Sus socios representan más del 90% de las actividades del upstream y downstream en la región e incluyen a empresas petroleras nacionales e internacionales, a empresas proveedoras de tecnología, bienes y servicios para la cadena de valor de la industria, y a otras asociaciones del sector. Desde 1976 Arpel posee Estatus Consultivo Especial ante el Consejo Económico y Social de las Naciones Unidas (ECOSOC). En 2006, la asociación manifestó su adhesión a los 10 principios del Pacto Mundial.\n20 Mayo 2014 / Petroleum 292\nSesión Plenaria I - Atractivo de Rondas de Licitación, Perspectiva de Empresas: Raúl Camba, VP Consultoría de Negocios, Schlumberger; Nelson Castañeda, Gerente de Nuevos Negocios, Ecopetrol; Luis Macías Chapa, Asesor Asuntos Internacionales, Pemex E&P (Moderador); Gong Bencai, Vicepresidente, CNPC América; y Oswaldo Madrid, Gerente General, Petroamazonas EP\nDesarrollo de Negocios en el Upstream y Desafíos El segundo día de LATINVE&P 2014 estuvo centrado en el tema de los negocios en el upstream. Incluyó cuatro sesiones plenarias: Atractivo de rondas de licitación, Perspectiva de empresas; Desafíos y propuestas de soluciones para un efectivo desarrollo de negocios en el upstream; Explotación de recursos no convencionales, Mitos y realidades; y Desarrollo de un portafolio regional de inversiones\nurante la primera sesión plenaria “Atractivo de Rondas de Licitación: Perspectiva de Empresas”, Nelson Castañeda, Gerente de Nuevos Negocios de Ecopetrol, indicó que Colombia aceleró las actividades de exploración en el último periodo con el objetivo de ampliar los actuales campos y obtener yacimientos con recursos no convencionales. “Las rondas de licitación pese a su riesgo tienen buenos resultados. Las compañías buscan balancear el portafolio de exploración y producción de los recursos”, indicó. Gong Bencai, Vicepresidente de CNPC América, destacó que las oportunidades de inversión fue el principal atractivo por el que decidieron apostar por Perú. “El país ofrece condiciones para alentar la inversión ya que cuentan con un alto potencial de recursos naturales; además, están trabajando en desarrollar un liderazgo proactivo entre el Estado y el sector privado”, puntualizó. En la segunda plenaria “Desafíos y Propuesta de Soluciones para un Efectivo\nDesarrollo de Negocios en el Upstream”, Lina Serpa, Gerente General de BP señaló que el desafío de la región esta en cómo atraer y asegurar el desarrollo sostenible de las inversiones. “No solo es importante tener el recurso. En los países en los que operamos valoramos mucho la infraestructura y logística, así como los costos de servicios y la agilidad para el otorgamiento de permisos”, aseveró. De igual forma, João Carlos Araujo, Presidente de Petrobras Energía Perú, manifestó que los puntos que acentúan los desafíos del sector son la fuerte competencia entre las empresas y los riesgos políticos y macroeconómicos. “Las empresas aspiran a acceder a nuevos bloques exploratorios a través de procesos licitatorios”, sostuvo. En la tercera sesión plenaria “Explotación de recursos no convencionales” representantes de las principales empresas con actividad en Latinoamérica coincidieron en señalar que estos recursos están ganando Mayo 2014 / Petroleum 292 21\nSesión Plenaria II - Desafíos y Propuesta de Soluciones para un Efectivo Desarrollo de Negocios en el Upstream: Lina Serpa, Gerente General Uruguay, BP; Joao Carlos Araujo, Director Petrobras Energía Perú; Bárbara Bruce, Presidente Hunt Oil Company del Perú; y Hatem Soliman, Presidente América Latina, Schlumberger\nterreno en la región y se encaminan a ser el principal imán para las inversiones. El Vicepresidente de Exploración para América Latina de ExxonMobil, Richard Chucla, explicó que la aplicación óptima de la tecnología es la clave para el desarrollo de recursos no convencionales ya que es un mito que estos recursos sigan un proceso continuo. “Si se maneja adecuadamente su desarrollo no aumenta el riesgo ambiental, por el contrario, puede crear indirectamente beneficios medioambientales. En Estados Unidos han impulsado el renacimiento de varias industrias estancadas”, precisó.\nPerú Upstream: Oportunidades y Desafíos El tercer día del Foro estuvo enfocado en Perú, las oportunidades de inversión y desafíos de desarrollo que presenta el país, a través de dos conferencias “Evolución de la empresa estatal Petroperú” y “Reforma del sector hidrocarburos en el Perú para la promoción de la industria”, así como un diálogo sobre “Oportunidades y desafíos para el desarrollo de negocios”\nDiálogo sobre Oportunidades y Desafíos para el Desarrollo de Negocios en Perú: Luis Lem, Gerente General Petroperú; Evandro Correa, Director E&P Región Pacífico, Repsol; Benoit de la Fouchardiere, Gerente General Perenco; Bob Fryklund, VP IHS CERA; Anthony Laub, LAUB & Quijandría Consultores; Carlos Monje, Presidente Gran Tierra; Germán Jiménez, Gerente General Pluspetrol\nEn este ciclo Héctor Reyes Cruz, Presidente de Petroperú habló sobre la Evolución de la industria de los hidrocarburos con enfoque en los recursos y la gestión desarrollada por la empresa estatal. También Beatríz Merino, Presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos se refirió a la Reforma del sector para la promoción de la industria. Bajo la moderación de Bob Fryklund, VP IHS CERA y Anthony Laub, LAUB & Quijandría Consultores, un Diálogo sobre oportunidades y retos en materia de negocios, permitió a los disertantes analizar el marco geológico y productivo, infraestructura y logística, prospectos y licenciamiento socio-ambiental en Perú.\nDemanda de energía seguirá creciendo a un ritmo de 1,5% anual Entre las conclusiones de LATINVE&P se enfatizó que América Latina sigue presentando un potencial enorme de recursos de petróleo y gas, por lo que se hace imperativo el contar con tecnología de vanguardia y agilizar los permisos necesarios para el normal desenvolvimiento de las operaciones\nn el marco de la ceremonia de clausura, Benito Piñero, nuevo Presidente Ejecutivo de Arpel, reiteró que este tipo de encuentros permiten integrar la región y el desarrollo energético sostenible a través del efectivo intercambio de experiencias. En cuanto a las conclusiones finales refirió que\n22 Mayo 2014 / Petroleum 292\nla demanda de energía seguirá creciendo a un ritmo de 1,5% anual y que los hidrocarburos líquidos continuarán siendo el principal componente de la matriz. “La región presenta un potencial importante de recursos de petróleo y gas y un buen posicionamiento en el contexto\nmundial. Las condiciones de inversión del sector varían entre un país y otro pero todos tienen recursos existentes y potenciales”, sostuvo. Evandro Correa, Director de E&P de la Región Pacífico Repsol y Vicepresidente del Comité Organizador, dijo que esta edición\nen el upstream representan una importante contribución al PBI de los países y al desarrollo económico de la región del Foro permitió conocer que América Latina ofrece distintas oportunidades de inversión. Sin embargo -dijo- los riesgos políticos y los temas fiscales de los países son los principales desafíos que tiene que asumir el sector. “Las inversiones en el upstream representan una importante contribución al PBI de los países, y al desarrollo económico de la región”, precisó. Asimismo indicó que si bien la normativa sobre hidrocarburos aún es incipiente, lo más probable es que se den cambios\nJorge Ciacciarelli, Secretario Ejecutivo de ARPEL; Héctor Reyes, Presidente Petroperú; Benito Piñero, nuevo Presidente Ejecutivo de ARPEL; Luis Ortega Cúneo, Presidente Perupetro; y Evandro Correa, Director de E&P de la Región Pacífico Repsol y Vicepresidente del Comité Organizador de LATINVE&P\npara atraer más inversiones. “Las empresas buscan mayor rentabilidad y sostenibilidad mientras que el Estado busca mayor capacidad de inversión, ingresos y operaciones responsables. Perú no es un país competitivo frente a los países vecinos por el tiempo que tarda en autorizarse los permisos. Cuando estos se reduzcan, Perú será exportador de petróleo”, dijo.\nFinalmente agregó que es importante desarrollar y acceder a tecnología de punta para atender la demanda del sector para lo cual es necesario contar con alianzas estratégicas, impulsar la industria de servicios, promover el desarrollo de capacidades locales, implementar programas de responsabilidad social y utilizar comunicación eficiente con las comunidades.\nMayo 2014 / Petroleum 292 23\nOFFSHORE SEA 2014 La Principal Conferencia Costa Afuera en Colombia Laura M. Albarracín Montoya\nEl evento contó con la participación de aproximadamente 100 representantes de más de nueve nacionalidades que tuvieron como norte compartir e intercambiar experiencias en proyectos Costa Afuera realizados a nivel mundial\nel 26 al 28 de Marzo, en el hotel Decameron en la Isla Barú, la SPE Sección Colombia realizó una nueva edición del OFFSHORE SEA, ciclo de conferencias que tiene como objetivo principal el promover el intercambio de experiencias en materia de exploración de recursos hidrocarburíferos en proyectos Costa Afuera. César Patiño, Presidente SPE Sección Colombia tuvo a cargo las palabras de apertura en las que destacó que actualmente Colombia muestra su riqueza marina y extiende sus fronteras a las reservas de los hidrocarburos que se estiman tanto en el mar Caribe como en el Pacífico. Patiño hizo énfasis en los 13 bloques ofertados en la Ronda Colombia 2014 y mencionó los nuevos retos que esto genera, en términos de tecnología, conocimiento e integración de compañías de servicios y operadoras, entes gubernamentales, centros científicos, empresarios y academia. Para darle paso a los expertos, Patiño enfatizó que en dos años Colombia ha crecido en exploración costa afuera y que hoy en día la caracterización de yacimientos, la perforación y la gerencia de proyectos integrados, hacen parte del foco de la SPE Sección Colombia y son los tres aspectos en los que se desarrolló el Offshore SEA 2014. El evento contó con la asistencia de cien personas de países como Estados Unidos, Brasil, Argentina, Rusia, Ecuador, Perú, México, Canadá, India, entre otros; representantes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes, Pemex, Technip, Tipiel, Repsol y Ecopetrol.\n24 Mayo 2014 / Petroleum 292\nJosé Marroquín, estudiante Universidad Surcolombiana; Francisco Porturas, Halliburton; Omar Bautista, Schlumberger; Franco Iván Santos, Ecopetrol; Maged Fam, Halliburton; Jhon Dribus, Schlumberger; Soriana Znovida, Schlumberger; Fabiola Villamizar y Laura Albarracín, Petroleum; Ezequiel Acosta, Ecopetrol; y Diego Fernández, Halliburton\nEzequiel Acosta Mora, Dirección Estratégica de Innovación, Conocimiento y Tecnología de la Vicepresidencia de Innovación y Tecnología de Ecopetrol; Juan Manuel Rodríguez Socha, Líder de Proceso de Desincorporación de Activos Industriales, Ecopetrol; Ermis Santos Homes, Líder de Normas y Estándares, Ecopetrol; y Rossvan Johan Plata Villamizar, Especialista en Normas y Estándares, Ecopetrol\nCiclo de Conferencias Para esta edición del Offshore Sea fueron seleccionados 31 trabajos provenientes de diferentes lugares del mundo, teniendo en cuenta su calidad y aporte técnico. De esta manera compañías operadoras y de servicios mostraron resultados de trabajos y estudios realizados en las operaciones de sus empresas.\nThe experience of Sourceless Formation Evaluation in Colombia\nThree Important Conventional Reservoirs Receiving Exploration Focus in the Atlantic Margin\nPetrophysics: Strategy or Formation Evaluation in Offshore Ulises Bustos Reservoirs\nÉxito en Pemex en la estimación de producción de pozos de alto perfil en Aguas Profundas usando probadores dinámicos Nelly de Nicolais de Formación\nProfesionales de Schlumberger, Gaffney Cline & Associates, Halliburton y Repsol, presentaron sus ponencias en las que aportaron información sobre nuevos métodos y modelos de saturación de agua, experiencias en aguas profundas a nivel mundial, casos exitosos de aplicación de nuevas tecnologías y metodologías en exploración de proyectos costa afuera.\nWater saturation model from capillary pressure curves as Marcelo Avendaño an alternative method for low quality sands in TSP field at Repsol Franco Columbus Basin Evaluating Turbidite, Low Contrast/Low Resistivity Reservoirs\nGeochemical assessment and Petroleum Systems in the Sinú-San Jacinto and Sinú San Jacinto offshore Bassins, Antonio Rangel Northwestern Colombia\nReservoir Characterization of four key deep water turbidite Depositional Facies\nTurbidites and turbididity currents: Recognition in Wellborne Marco Sanguinetti logs and cores, impact on the hydrocarbon exploration of continental margins\nSchlumberger Jhon Dribus, Schlumberger Global Advisor\nDownhole Testing Tools in Extreme Hostile Environments\nRetos en el aislamiento Zonal durante la construcción de pozos Javier Alexander Urdaneta de Aguas Profundas\nSuccesful Drilling of Horizontal Wells in Carbonate Reservoir with Total Mud Losses Offshore México\nNew Subsea Safety Tree Meets Challenges in Extreme Environments for Fracturing and DST Jobs\nSolving Drilling Problems Off-shore, On-shore in Ecuador through the use of Push-Point the Bit Rotary Steerable Systems and Hole Openers\nFluid Log Typing during Offhsore Drilling Operations\nWireless controlled downhole tools and it´s successfully aplications in Offshore Drill-Stem Testing in Brazilian Fields\nMultiple Scenarios and Value Added Of Intelligent Well Installations and Autonomous Inflow Control Devices AICDs\nHigh Definition flow out measurement combined with smart process to detect changes in well behavior\nDispositivos de Control de Flujo mejoran la producción en los pozos de Petróleo Pesado\nJohn Dribus, Schlumberger Global Advisor, compartió su experiencia de más de 39 años de trabajo en todas las áreas de geología, exploración, desarrollo y producción en Groenlandia, Mar Negro, Ghana, Gabon, Angola y Brasil. El experto expuso el trabajo “Three Important Conventional Reservoirs Receiving Exploration Focus in the Atlantic Margin” en el cual discutió brevemente la historia tectónico y deposicional de tres reservorios, y cómo se está utilizando una comprensión de la tectónica de placas como herramienta para explorar tres importantes yacimientos convencionales ubicados en el margen del Atlántico.\nPerforación Esta sesión contó con once presentaciones de las compañías Halliburton y Schlumberger. Los profesionales presentaron trabajos sobre las herramientas y tecnologías probadas en ambientes extremos, los retos en el aislamiento zonal durante la construcción Mayo 2014 / Petroleum 292 25\nEscenario de pozos en aguas profundas y la solución de problemas de perforación costa afuera por medio de nuevas tecnologías, entre otros. Diego Fernández, Ingeniero de Petróleos con más de 20 años en la industria, actualmente Latin América Regional BD Lead - Screens/Inflow Control Tech, Completion Tools para Halliburton, presentó el documento “Dispositivos de Control de Flujo mejoran la producción en los pozos de Petróleo Pesado” que discute el problema de mantener un flujo equilibrado de petróleo a lo largo de la completación del pozo.\ncrecido en exploración costa afuera y hoy en día la caracterización de yacimientos, la perforación y la gerencia de proyectos integrados, hacen parte del foco de la SPE Sección Colombia” Su artículo presenta un nuevo dispositivo de control de flujo autónomo (AICD), que se comporta similar a un ICD pasivo durante la producción de petróleo y puede usarse para equilibrar la afluencia del reservorio. Los resultados de la simulación mostraron una clara distinción en cada tipo de terminación. El AICD aborda el problema del agua no deseada o de producción de gas y resuelve la ineficiencia en los diseños actuales de ICD.\nFirst Deepwater Frontiers in Latin America-Operational Readiness for Success\nOverview de la Cuenca Colombia como resultado de la sísmica Offshore-ANH 2012 -2013\nGestión de proyectos para la Perforación Exploratoria Offshore en el Caribe Colombiano\nAvances en el Desarrollo de Modelación Numérica Metoceánica-Oceanográfica y Metereológica- Gestión de Datos sobre la Plataforma Web-GIS para Soportar las Operaciones Offshore en Ecopetrol\nTecnología Proyecto Offshore Colombia\nCartagena y su competitividad hacía el Offshore del País\nOceanografía & Offshore Colombia\noffshore desde Ecopetrol. Asimismo, empresas como Schlumberger y Technip USA presentaron casos de preparación operacional, estrategias y proyectos de éxito que arrojaron puntos estratégicos a tener en cuenta para las personas que deben gestionar proyectos costa afuera. Chris García, Ingeniero de Petróleos de la Universidad de Texas, con más de 30 años de experiencia en reconocidos cargos como gerente de equipo de aguas profundas en USA y actualmente “Desarrollador de Negocios\nGerencia de Proyectos Esta sesión contó con la participación de profesionales de la ANH y de otros entes del gobierno que mostraron resultados correspondientes a información recopilada en el Caribe Colombiano, áreas prospectivas para la Ronda Colombia 2014, la gestión de proyectos para la perforación exploratoria y avances para soportar operaciones\n26 Mayo 2014 / Petroleum 292\nCarolina Gómez de Ecopetrol, durante su presentación sobre la gestión de proyectos para la perforación exploratoria offshore en el Caribe Colombiano\nde Aguas Profundas para América Latina” de Schlumberger, presentó el documento “First Deepwater Frontiers in Latin AmericaOperational Readiness for Success”, que tuvo como foco la construcción de proyectos en Aguas Profundas y en el que se enfatizan características únicas en cuanto a la calidad profesional, aspectos de seguridad, técnicos, económicos y los objetivos de rendimiento con el fin de minimizar el riesgo en la operación. El Offshore SEA 2014 fue patrocinado por Halliburton, Cotecmar, Vicpar, Kerui Group y PSC Energy y concluyó con el programa de responsabilidad social “Energy 4Me” que se llevó a cabo en el colegio distrital de la población de Santa Ana con alumnos de tercero y cuarto de primaria, quienes recibieron de forma didáctica información sobre la industria y obtuvieron un kit de útiles escolares. Este ciclo de conferencias responde a una necesidad regional y evidencia por medio de información recopilada y analizada, que en Colombia existen las áreas y las condiciones para ofrecer grandes posibilidades de encontrar reservas de hidrocarburos en el Caribe y en el Pacífico. El evento demostró que el Offshore actualmente no es sólo una opción para la nación, si no que resulta ser una necesidad para el futuro próximo del país.\nEnergy 4Me, regala sonrisas en el Caribe Colombiano\nEn el marco del Offshore SEA 2014, se realizó el programa “Energy 4Me” que tiene como fin dar a conocer el papel de la industria petrolera a jóvenes y niños\nEstudiantes de la Institución Distrital de Santa Ana junto a miembros de los Capítulos Estudiantiles de SPE en Colombia\na SPE International creó el programa Energy 4Me en Estados Unidos con el objetivo de difundir información sobre el sector de hidrocarburos en jóvenes de temprana edad. Sin embargo, en Colombia ha sido adoptado desde una perspectiva social que busca ofrecer la oportunidad a un grupo de niños en condiciones de vulnerabilidad de conocer nuevas herramientas para poder cambiar su realidad. La tercera versión del “Energy 4Me” de la SPE Sección Colombia se llevó a cabo en la Institución Distrital de Santa Ana, en la Isla Barú. La población cuenta con seis mil habitantes afrodescendientes en un alto margen de pobreza. La región vive principalmente del turismo pero actualmente no existe acompañamiento del gobierno para ofrecer condiciones de vida digna. En la zona existen dos colegios que albergan alrededor de mil estudiantes sin alcanzar a ofrecer una cobertura total para la población. En la visita al instituto se observó una infraestructura bastante deteriorada, los salones carecen de ventilación adecuada para la alta temperatura del lugar, asi-\nmismo la arena está presente en todos los espacios ya que las paredes y las puertas de las aulas están en malas condiciones. Además de las dificultades mencionadas se suma una carga cultural que ha sido heredada por parte de las familias de los niños, en donde es primordial trabajar para sobrevivir mientras que la educación pasa a un segundo plano. Leonel Solano, Regional Focus Point SPE Sección Colombia, organizó el “Energy 4Me” con el fin de brindarle una sonrisa a los niños y niñas, de tercero y cuarto de primaria del Instituto Distrital de Santa Ana. De esta manera se convocó a los participantes del Offshore SEA 2014, a dedicar un espacio de su tiempo para compartir información del sector por medio de actividades dinámicas y a entregar un kit escolar compuesto por cuadernos, lápices, pegantes, colores, esferos, plastilina, escarcha, morrales, entre otros. Estudiantes de la Universidad Nacional, Universidad América, Universidad Surcolombiana, Universidad Industrial de Santander, Universidad de Los Andes, en-\ntre otras, fueron los que se apropiaron del espacio generando diferentes actividades para lograr acercarse a los niños. Finalmente compartieron experiencias de sus carreras profesionales y se llevaron gratos recuerdos de una experiencia única. “Esperamos que estas actividades cuenten con mayor apoyo para que en próximas ocasiones se ofrezca un plan más completo donde se obsequien becas académicas. Sabemos que no vamos a cambiar el mundo con este programa pero creemos que a una persona sí se le puede cambiar su mundo” sostuvo Solano. El programa fue adaptado en Colombia para atender a las necesidades que presenta el país y en Latinoamérica se aplica de forma similar, al tener en cuenta que la región enfrenta fuertes problemáticas sociales que puede afectar a niños y adolescentes. En ese sentido, se espera obtener más apoyo por parte del sector, desde la perspectiva de responsabilidad social para las comunidades en donde se realizan operaciones empresariales. Lo que se pretende es brindar oportunidades de cambio a quienes realmente lo necesitan. Mayo 2014 / Petroleum 292 27\nLaura M. Albarracín Montoya\nComo es tradicional esta cuarta cumbre se desarrolló en Cartagena del 2 al 4 de Abril, convocando a expertos nacionales e internacionales a participar en torno a los tres temas cruciales para el país: Yacimientos No Convencionales, Crudos Pesados y Proyectos Costa Afuera\nl evento fue organizado por el CWC con respaldo del Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Ronda Colombia 2014 y la Dirección General Marítima. Su diseño tuvo por objetivo ofrecer un espacio de discusión frente a los principales retos que enfrenta el país para la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos. En esta ocasión el 4th Colombia Oil and\nGas contó con 52 conferencistas, más de 1.900 visitantes y 90 compañías expositoras que ofrecieron soluciones tecnológicas, servicios y productos para el sector. El programa de conferencias que abarcó un total de seis paneles de discusión sobre los siguientes temas: El panorama global - Evaluación de los éxitos de Colombia dentro de un contexto global; Maximización del potencial de gas en Colombia - Proyectos actuales y\nproyecciones futuras; Transformación del sector energético colombiano a través del desarrollo de no convencionales; Colombia costa afuera - Desafíos de proyectos, selección de tecnologías y optimización de la mano de obra especializada; Mejoramiento de las operaciones de petróleo pesado para acelerar el crecimiento de producción; e Infraestructura y logística - Manteniendo el ritmo para asegurar los porcentajes de producción.\nSector de Hidrocarburos mantiene tendencia de crecimiento David Voght, Managing Director de IPD Latin America, ofreció las palabras de apertura agradeciendo a los organizadores del evento por preparar una agenda que\ndiscute temas estratégicos para el futuro próximo del país. Voght estuvo acompañado por Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía; Juan\nDavid Voght, Managing Director, IPD Latin America; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico, ANH; Juan Carlos Pinzón, Ministro de Defensa; Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía; y Héctor Manosalva, VP Ejecutivo E&P, Ecopetrol\n28 Mayo 2014 / Petroleum 292\nCarlos Pinzón, Ministro de Defensa; Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH; y Héctor Manosalva Rojas, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de Ecopetrol. Amylkar Acosta, Ministro de Minas y Energía, destacó por medio de cifras el aporte del sector al PIB Nacional medido en inversión extranjera. “Por sexto año consecutivo hemos venido creciendo por encima del crecimiento de la economía del país”. Sostuvo que los últimos hallazgos representan reservas modestas pero a su vez una buena prospectividad, lo que es del interés de los inversionistas. Reiteró que la forma de obtener una alta retribución es por medio de la exploración en la geología colombiana y que se debe aprovechar el contexto coyuntural previo a la oferta de 98 bloques por parte de la ANH. Como observación final Acosta enfatizó que para operar en Colombia se requiere la\nEscenario licencia ambiental y la licencia social, la cual se gana con la confianza de las comunidades, operando con responsabilidad social. Juan Carlos Pinzón, Ministro de Defensa, se enfocó en los cambios que ha presentado el país en materia de seguridad durante los últimos años, donde las fuerzas armadas han venido creciendo y han debilitado a los grupos armados subversivos. Los temas que mencionó estuvieron relacionados con el acompañamiento que ofrece el Ministerio de Defensa a la industria petrolera en las zonas donde pueden verse afectadas. “Colombia se prepara para la paz, el gobierno le apuesta al diálogo político para la terminación del conflicto y si por ese medio no se logra, las fuerzas armadas seguirán actuando. Las consecuencias son notorias\ny estamos seguros que de dos a cinco años, Colombia entrará a un nuevo proceso de postconflicto”, señaló. Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH, sostuvo que el hallazgo de nuevas reservas, resultan ser un punto básico para el país, motivo por el que se decidió invertir 2 billones de pesos para la exploración sísmica a fin de ofrecer información recopilada y analizada a la industria petrolera nacional e internacional. “La controversia técnica permite el crecimiento del sector; es por eso que la ANH ha apostado por proponer nuevos modelos geológicos que están a disposición de todos los interesados”. Héctor Manosalva, VP Ejecutivo de E&P Ecopetrol presentó el actual rol de la\ncompañía. Resaltó que su crecimiento está ligado con la estabilidad política, social y económica que actualmente ofrece Colombia. Destacó que el número de reservas ha crecido de 1.917 millones de barriles a 2.237 millones de barriles, lo que permite mantener las tasas de crecimiento actuales, pero no así las reservas estimadas a futuro. Ecopetrol ejecuta sus modalidades operacionales por medio de contratos de asociación, lo cual ha crecido en un 58%. Pero también ha venido ponderando sus operaciones a nivel nacional e internacional, por medio de tecnologías, métodos de recobro mejorado y la exploración en diferentes tipos de ambientes. Actualmente la compañía tiene 22.2 millones de ha. para explorar, 18.2 ubicadas en Colombia y 4 en el exterior.\nPaneles de Discusión El panorama global: Evaluación de los éxitos de Colombia dentro de un contexto global David Voght, Managing Director, IPD Latin America (Moderador); Héctor Manosalva, VP Ejecutivo E&P, Ecopetrol; Francois Nguyen, Director International Energy Policy, Alberta Department of Energy Canadá; Duncan Nightingale, Presidente, Gran Tierra Energy, Colombia; Chris Spaulding, Country Director & VP Business Development, Talisman Energy; y Eduardo Rodríguez, Country Chairman, Shell Companies en Colombia\nEsta sesión permitió evaluar los alcances del país a lo largo de 2013, enfrentándolo con una perspectiva global en términos de competitividad. Para esto se analizó la productividad del país frente a México, Argentina y Estados Unidos. Héctor Manosalva, VP Ejecutivo EyP Ecopetrol, explicó el papel de la compañía en términos de producción. Expuso el objetivo de conseguir 3.400 millones de barriles hacia el 2020, por lo que se está trabajando en proyectos de recuperación secundaria y terciaria, por medio de tecnologías de recobro térmico y de inyección de agua. “Es fundamental seguir con actividades estables de inversión para cumplir el plan de incorporación de reservas que requiere el país”, sostuvo. Duncan Nightingale, Presidente de Gran Tierra Energy Colombia, comparó el poten-\ncial de Argentina con el de Colombia. Concluyó que el país tiene grandes posibilidades en yacimientos no convencionales pero debe preparar sus capacidades para la exploración. Para ello las licencias ambientales y todo el marco legal debe estar ajustado a lo que se requiere, es por eso que el esfuerzo del gobierno es crucial para crear un ambiente operativo que permita explorar. Francois Nguyen, Director International Energy Policy, Alberta Department of Energy, enfocó la discusión en el contexto norteamericano, donde el shale gas ha tomado fuerza. El experto mencionó que el factor de éxito está en mantener e incentivar la inversión internacional, ya que las leyes y el nacionalismo del país constituyen un reto para el extranjero. Chris Spaulding, Country Director & VP Business Development de Talisman\nEnergy, hizo un análisis sobre el contexto colombiano. Explicó que el tamaño de las reservas está bajando y la competencia es más difícil. Dijo que los problemas de licenciamiento y los problemas sociales han vuelto más difícil el trabajo en el país, lo que requiere correciones a tiempo para garantizar la inversión internacional. Eduardo Rodríguez, Country Chairman, Shell Companies en Colombia, habló del tema de licenciamiento e hizo una comparación en cuanto a costos, lo que consideró “una batalla difícil” por ser un tema novedoso para el país en materia de offshore y no convencionales. “Colombia logra ser catalogada con buenos términos fiscales, pero el tema de proyectos costa afuera presenta diferentes retos”. Consideró que en cuanto a no convencionales ya existen unos términos estrictos pero adecuados. Mayo 2014 / Petroleum 292 29\nMaximización del potencial de gas en Colombia: Proyectos actuales y proyecciones futuras Boris Villa Gallo, National Gas Director, Ecopetrol (Moderador); Luis Pacheco, Senior VP of Planning, Pacific Rubiales; Beatriz Herrera Jaime, Sub-Directora de Planeación Energética, UPME; Carlos Eraso, Executive Director CREG; Eric Eyberg, Senior Managing Consultant – Latin América, Wood Mackenzie\nBeatriz Herrera Jaime, Sub-Directora de Planeación Energética, UPME, argumentó los\ncambios que han existido en la demanda de gas en las últimas décadas, donde su uso se ha incrementado en un 30% gracias a las alianzas con el sector privado. En cuanto a la oferta explicó que la industria prefiere producir hidrocarburos líquidos y no gaseosos por la rentabilidad. Por tanto se espera que a futuro se puedan incorporar mayor número de reservas desde otras cuencas. La política pública hará que el gas sustituya líquidos en la canasta energética, motivo por el que se seguirá creciendo en términos de demanda. Eric Eyberg, Senior Managing Consultant – Latin America, Wood Mackenzie, presentó una perspectiva internacional de la industria del gas según el crecimiento global, teniendo en cuenta el PIB. Mencionó que en Colombia se presentan varias barreras referentes a los contratos tradicionales; en ese\nsentido el país debe trabajar en la seguridad energética nacional con la importación de Gas Natural Licuado (GNL); reconsiderar el régimen de precios y/o desarrollar un mercado libre como en el caso de Brasil y ajustar el régimen fiscal offshore y no convencional para estimular la exploración. Carlos Eraso, Executive Director, CREG, expuso la posición de la regulación colombiana desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas. En donde prevalece la visión de la eficiencia económica y la calidad en el servicio. Luis Pacheco, Senior VP of Planning, Pacific Rubiales, presentó un proyecto cuyo objetivo es acceder a los mercados interna-\ncionales de GNL y desarrollar el material gasífero del norte de Colombia. Se realizó un gran descubrimiento de gas natural en el campo La Creciente, de donde se concluyó que el país tiene suficientes reservas de gas para el mediano plazo y un enorme potencial para el largo plazo. El desarrollo de ese recurso gasífero requiere de la creación de nuevos mercados internos y externos. Actualmente Pacific Rubiales construye junto a Gazprom la primera planta flotante de licuación de GNL que aportará soluciones comerciales y de transporte. Pacheco aseguró que todo depende de la visión estratégica industrial para ver cuál es el uso más acertado de los recursos del país.\nMejoramiento de las operaciones de petróleo pesado para acelerar el crecimiento de producción Juan Eduardo Rivera, Petroleum Engineer, Ecopetrol; Liliana Ávila, Features Editor, Colombia Energía (Moderadora); y Hermes Aguirre, Country VP Colombia, Halliburton\nLa sesión permitió evaluar los resultados obtenidos en Colombia y en otros lugares del mundo por medio de la correcta aplicación de los métodos de recobro mejorado, que han resultado en aumento de la producción. Hermes Aguirre, Country Vice-President Colombia, Halliburton, afirmó que para la compañía es esencial el apropiar de forma\n30 Mayo 2014 / Petroleum 292\nadecuada la tecnología frente al tema de los crudos pesados, entendiéndolo desde la integridad del yacimiento. “El incremento del factor de recobro es una gran oportunidad para sostener y aumentar la producción, por eso el trabajo de recopilación de información y de análisis es fundamental para aplicarlo de forma adecuada”. Juan E. Rivera, Petroleum Engineer, Ecopetrol, presentó el documento “Inyección de solventes como método de recobro mejorado de petróleo pesado”. Explicó todo el proceso de aplicación del método, empezando por un piloto de evaluación que dio paso a un estudio completo del fluido.\nTransformación del sector energético colombiano a través del desarrollo de no convencionales Ricardo Sarmiento, VP Assets and Delivery, Talisman Energy (Moderador); Edward Tovar, Head of Unconventional, Ecopetrol; María Nella Márquez, General Counsel, ANH; Mauricio Maldonado, Sub Director de Evaluación y Seguimiento, ANLA; Mauricio Alvarado, Partner & Head of Oil&Gas, Norton Rose Fullbright Colombia SAS; y Richard Brown, VP Unconventionals, Schlumberger\nLos integrantes del panel ofrecieron una discusión sobre los recursos no convencionales que mostró la perspectiva de la ANH una semana después de publicar el nuevo marco legal que regirá el recurso. Maria Nella Márquez, General Counsel, ANH explicó que el nuevo marco regulatorio tiene reglas estrictas pero no llega a ser limitante, ya que la Agencia Nacional de Hidrocarburos trabajó junto al Ministerio de Minas con el fin de ofrecer facilidades a la industria sin descuidar los intereses del país.\nEcopetrol presentó su estrategia frente a los yacimientos no convencionales, donde se mostró un plan de negocios aparentemente lento, dado a que la industria va un ritmo mientras que la inversión y la legislación a otro. Actualmente se espera los términos de referencia con el fin de saber cuáles son las tecnologías que se podrán utilizar para explorar este tipo de recursos. Ricardo Sarmiento, VP Assets and De-\nlivery, Talisman Energy, recogió las impresiones generales del panel y concluyó que es muy importante hacer una evaluación adecuada del potencial, ya que existe un marco regulatorio robusto pero siguen los retrasos en licencias ambientales. En ese sentido Colombia podría ver los frutos de estos recursos aproximadamente en el 2020, lo que deja la sensación de que el país puede estar perdiendo una gran oportunidad.\nMayo 2014 / Petroleum 292 31\nColombia Costa Afuera: Desafíos de proyectos, selección de tecnologías y optimización de la mano de obra especializada Contralmirante Ernesto Durán González, Director General, DIMAR; Jorge Trujillo, Drilling Manager, Anadarko Petroleum Corp. (Moderador); Rafael Guzmán, VP E&P Technical Development, Ecopetrol; Orlando Cabrales Segovia, Viceministro de Energía; Tim Tirlia, International Drilling Manager, Anadarko; y Johnny Minervini, Executive VP, Coremar\nEste debate presentó un análisis sobre lo que tiene el país hoy y lo que se espera en el futuro próximo, también se habló sobre la perspectiva del gobierno y las estrategias que se están llevando a cabo en cuanto a recursos económicos, tecnológicos y humanos. Orlando Cabrales resaltó en su participación el esfuerzo que está haciendo el gobierno para ofrecer bases sólidas en la exploración costa afuera. Asimismo señaló que la zona franca debe ser un dinamizador de la construcción de una industria de servicios que respalde el éxito exploratorio. Explicó\n32 Mayo 2014 / Petroleum 292\nque el país tiene fortalezas que hacen parte de una visión política entre lo que se contempla el interés del gobierno por vincular un gran número de talento colombiano a esta serie de proyectos. Para Colombia los proyectos costa afuera se deben asimilar de forma rápida pero entendiendo las dificultades que existen al\ntrabajar en el mar, lo que obliga al país a generar capacitaciones para preparar a la industria. Se sugirió la creación de mecanismos de seguridad y de investigación científica para ofrecer información de valor al sector. También se resaltó la importancia de transferir conocimiento y tecnología para afrontar los actuales retos en el offshore.\nInfraestructura y logística: Manteniendo el ritmo para asegurar los porcentajes de producción María Claudia Díaz, Senior Consultant, IPD Latin América(Moderadora); Felipe De La Vega, President, Trenaco; Daniel Pechman, Director y Founder, Enex.co; Dimitri Zaninovich, Director for Infraestructure and Sustainable, DNP; y Camilo Marulanda, President, CENIT\nLos integrantes de este panel hablaron de la infraestructura que posee actualmente el país, destacando los resultados de 2013 en número de barriles, la proyección a 2015 y la puesta en marcha del Oleoducto Bicentenario. La discusión se centró en lo que debe enfrentar el país en términos de incremento de la capacidad de evacuación de crudos para el próximo año. En ese sentido se evaluó la posibilidad de crear una línea férrea o utilizar una vía alternativa de evacuación por el Pacífico. Dimitri Zaninovich como representante del Departamento Nacional de Planeación, presentó el panorama de la infraestructura de transporte de combustible. Sostuvo que actualmente las vías del país reflejan una baja inversión del PIB nacional, motivo por\nel que se fija como reto incrementar los recursos y ejecutarlos de forma adecuada para aplicar en cuatro puntos críticos situados en el Meta, Casanare, Caquetá y Magdalena. Daniel Pechman, Director de Enex.co, centró su intervención en los beneficios que ofrece la plataforma de Enex.co, al ser el primer corredor físico de crudo, diluyentes de nafta y derivados, por medio de un sistema confiable y seguro para realizar transacciones. El experto afirmó que Enex.co es el primer bróker para América Latina que permite\nseguir en tiempo real la oferta y demanda del valor de crudo, ofreciendo confidencialidad y dinamismo, por medio de tecnología para la generación de liquidez y transparencia en las transacciones de los mercados energéticos. Incentivó a los participantes a conocer modelos modernos de infraestructura para las necesidades de la industria en el país.\nMayo 2014 / Petroleum 292 33\nSeminarios Técnicos En el marco de la Exhibición, tuvo cabida la realización de seis seminarios técnicos donde representantes de empresas como Ecopetrol, GE Oil&Gas, Schlumber-\nger, Weatherford y Veolia Water Solutions, dieron a conocer gran parte de los últimos avances observados en materia de ingeniería offshore y tecnología submarinas, producción\nPedro González, Mariela de González, José Manuel Padrón, Carlos González, Juan Carlos Castillo, Juan Carlos Patiño, Pedro Gómez, Oscar Morán, Frank Reyna, William Waters, Norman Leiter y Rafael Struve\nDurante la fiesta de Gran Tierra en la Fortaleza de San Felipe: Abdulaziz M. Al-Shalfan, Aramco; y Mauricio Vargas, Schlumberger\nGran Tierra es una compañía multinacional dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, basada en Calgary, con operaciones en Colombia, Argentina, Perú y Brasil. En la foto: Carlos Marín, Diana Ilelaty, Alejandra Escobar, Mauricio Calderón y Saira Corso\nReunidos en el stand de Petroleum: Juan Mario Aguas, Laura Albarracín, César Bolívar, Fabiola Villamizar, Orlando Cabrales, Claudia Rojas y Nixon Leguizamon\n34 Mayo 2014 / Petroleum 292\nde petróleo pesado, enfoque sobre los no convencionales, gas, proyectos de refinación y protección de tuberías, planes de infraestructura y yacimientos petroleros.\nANTEK tiene 15 años ofreciendo servicios analíticos y de gestión ambiental: monitoreo de aguas, suelos y sedimentos, análisis físico-químicos, CG/MS - HPLC, absorción atómica, microbiología, hidrobiología, calidad del aire, ruido y radiación térmica, modelación, cartografía y georeferenciación. En la gráfica: Olga Cerquera, Juan Fernando Martínez, Javier Moros, Olga Isabel Soto y Martha Zamudio\nChristian Ducuara, Luis Enrique Uribe, Germán Castañeda, Mario Sánchez y Carlos Capacho\nKerui: Carlos Kong, Manager Business Equipment; Bob Duan, Country Manager Colombia; Xia Tong Ming, Vicepresidente Kerui Group\nDurante el brindis de clausura: Criste Jones, Alenei García, José Quirino, Francisco Barreto, Renato Araujo, Liva Riekistina, Breno Ferreira, Francisco Costa, Raimundo Barreto, Robson Matos y Diana Torres\nRefinería del Meta, una apuesta al desarrollo sostenible Llanopetrol, la empresa de petróleos del Llano, adelanta el proyecto de construcción de la Refinería del Meta con el firme propósito de generar recursos suficientes para las políticas de desarrollo social del departamento\nicardo Rodríguez, Gerente General de Llanopetrol ratificó que crear empleo y desarrollo en torno a una vida serena, asumiendo la debida responsabilidad con el ecosistema y los recursos ambientales, hacen parte de la visión de la Refinería del Meta. Compartió detalles sobre este proyecto que promete ser un foco estratégico en el departamento de mayor producción de petróleo en Colombia. ¿Cuáles son las características del proyecto? La refinería será un complejo industrial de 200 hectáreas, en las que se tendrá una planta de transformación de crudo de 40 mil barriles inicialmente, un centro de acopio y plantas de almacenamiento de asfalto y de producción de desechos. También contará con el parque tecnológico del Meta en su centro empresarial. Proponemos una estructura moderna para atender una buena parte de la necesidad del mercado nacional. Al crear una refinería donde se tiene la materia prima se disminuyen los costos de producción, logrando modificar los niveles de precios de venta en todo el país. La refinería tendrá capacidad de producir 33 mil bpd. Si la región consume 10 mil bpd, los 23 mil restantes podrán serán vendidos a nivel nacional. Con el aporte de esta cantidad de barriles se podrá reducir la importación de combustible, disminuyendo el déficit actualmente ponderado en el 53%. El crudo a procesar es pesado, de San Fernando y Castilla de 9°API con un contenido de azufre de 2,34%. La refinería es de conversión profunda y producirá gasolina y diesel catalíticos con un máximo de 15 ppm de azufre. En este momento el Instituto Francés del Petróleo nos acompaña para realizar un estudio analítico sobre este crudo, con el fin de establecer cuáles son las tecnologías que debemos apropiar. También contempla la creación de la línea férrea en el Meta, con un trayecto propuesto desde Rubiales a Villavicencio. Con este proyecto se garantiza la reducción en los tiempos de viaje y en los costos de transporte e inclusión de los municipios intervenidos mediante el establecimiento\n36 Mayo 2014 / Petroleum 292\nRicardo Rodríguez, Gerente General de Llanopetrol\nde estaciones y la disminución del impacto ambiental. ¿Cuáles son las razones que favorecen la creación de la Refinería del Meta? A pesar de que en el Meta se produce petróleo, actualmente solo existe una forma de movilizar el crudo: mediante los tractocamiones. Esto genera problemas sociales y ambientales al atravesar toda la región y debilitar la malla vial. Además no existen beneficios por la extracción del recurso, existen grandes desigualdades. El crudo refinado debe ir a la refinería de Cartagena o a Barrancabermeja motivo por el que retorna al Meta con un precio bastante alto. El Llano es la región que más produce petróleo en el país pero no hay desarrollo, es el sitio donde la gasolina es más costosa y las regalías no se ven en ningún lugar. Es decir que el departamento debe generar productos terminados si desea generar desarrollo y beneficios. ¿Qué ventajas ofrece el proyecto? Administración y operación por parte de talento humano localizado en el Meta, generando alrededor de 1.200 empleos directos en la fase inicial. A raíz de esto se creó en cooperación con la U. Nacional la primera Facultad de Ingeniería Petroquímica. Este semestre los estudiantes de grado 11 están preparándose para el examen de admisión de la universidad y podrán comenzar el próximo año. También se creará el Instituto de Pe-\ntróleos, Gases, Mineralogía y Energías Alternativas en Diciembre de 2015 y las obras de construcción iniciarán en el segundo semestre de 2014. En 2020 se tendrán los primeros ingenieros petroquímicos del Llano para trabajar en su departamento. En la etapa inicial se contará con profesionales de todo el país y los efectos positivos que comience a generar la refinería serán aspectos que producirán cambios y nuevas dinámicas para el bien de toda la nación. ¿Cuándo iniciarán las obras de la Refinería? Las obras de construcción iniciarán en el segundo semestre de 2014. Actualmente se está trabajando en las licencias ambientales. ¿Cuál es la visión general del proyecto en términos de Responsabilidad Social? Queremos generar 10.000 empleos en la región para beneficiar a las familias y crear el incentivo necesario en la zona. Hacer industria y al mismo tiempo pensar en el ecosistema y en su protección. Como petroleros debemos asumir la responsabilidad de corregir las malas prácticas que se observan en lo operacional. Con las comunidades se está trabajando desde dos perspectivas, en primer lugar se ofrecen becas estudiantiles para carreras universitarias. La idea es que una vez terminen puedan firmar un contrato EmpleoFormación que traerá beneficios mutuos; ellos tendrán un empleo directo con la Refinería y nosotros podremos contar con su conocimiento. Lo segundo, es que por medio del SENA se está ofreciendo la formación técnica en electricidad, manejo de aguas y otros, para que en el proceso de construcción de la refinería se cuente con este trabajo. Es una visión que va más allá de la responsabilidad social, ofreceremos herramientas para que la gente entienda que verdaderamente queremos contar con ellos. ¿Cuál es la perspectiva de Llanopetrol frente al problema con las comunidades? Todo problema se arregla conversando. No se trata de hacer una obra social, se trata de hacer un negocio entre ellos y nosotros. Queremos que ellos conozcan la Refinería y la adopten como propia.\nHOLDTRADE Atlántico invierte en Colombia\nLa compañía británica que provee ferrocarriles industriales, hoy apuesta por iniciar operaciones ferroviarias en el país, transportando petróleo, gas licuado y carbón desde La Dorada hasta Santa Marta\nDiego Martínez Santacruz, Presidente de HOLDTRADE Atlántico, en conversación con Petroleum\non el fin de ofrecer soluciones a las necesidades de infraestructura del país, HOLDTRADE Atlántico empezará sus operaciones en el tercer trimestre de 2015. Diego Martínez Santacruz, Presidente del grupo, ofreció detalles del proyecto que traerá grandes beneficios a la región. ¿Qué soluciones ofrece el grupo HOLDTRADE? Ofrece una cantidad de soluciones de ingeniería, cubriendo las áreas de ferrocarriles industriales y de minería de carga pesada, ferrocarriles temporales para máquinas perforadoras de túneles, ferrocarriles de trocha angosta industriales. Estos últimos serán los que se construirán en Colombia por las condiciones que ofrece el país. ¿Por qué deciden invertir en Colombia? El país ofrece las condiciones necesarias para mostrar nuestros productos a América Latina, con un marco legal adecuado. Antes de entrar al país se realizó un análisis macro en los términos legislativos, de seguridad, cultura, potencialidad de carga y condiciones, lo que concluye que Colombia ofrece grandes oportunidades aunque también presenta grandes retos. Tenemos toda la voluntad de apostar por el país y creemos que tendrán el más moderno ferrocarril de Latinoamérica. ¿Qué cambios aportará la compañía al país y a la industria hidrocarburífera? El proyecto genera desarrollo para la industria petrolera, además beneficia a la población porque estaremos generando alrededor de 120 empleos directos. Se traerá tecnología, vagones y otra serie de requerimientos específicos para las necesidades del país. El Reino Unido es el país con mayor experiencia en la industria ferroviaria, esperamos que el sector de hidrocarburos se vea beneficiado en materia de fletes, ya que actualmente no es competitivo. Mayo 2014 / Petroleum 292 37\nIdeas & Innovation: Fuel for the Energy Capital\nConvención y Exhibición Anual\nGrupo de México: Alfredo Salazar, Luis Ramírez, Luis Salazar, Alfredo Guzmán, candidato a la presidencia de la AAPG; y Rafael Alferez\nUn grupo de venezolanos exitosos: María Antonieta Lorente, Felipe Audemar, Isabel Serrano y José Luis Pérez\nEn la recepción de Aramco Services captamos a un grupo de profesionales jóvenes y estudiantes latinos: Richard Brito, Adriana Zapata, Russell Ross de Aramco Services, Byron Solarte, Francisco Bolívar, Daniel Peña, Romina Portas, Aliya Urazimanova y Enmanuel Feliciano\nDel 6 al 9 de Abril, en las fabulosas instalaciones del George R. Brown Convention Center de Houston se realizó la reunión anual más importante de los geólogos petroleros a nivel mundial, que este año se escenificó en la capital mundial del oro negro. Houston Geological Society fue la organización anfitriona de un evento que en esta oportunidad superó todos los pronósticos en cuanto a asistencia, participación y calidad técnica y comercial\nn esta edición de la conferencia y exhibición anual de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, celebrada en el Centro de Convenciones George R. Brown, se respiraba un ambiente de mucho más optimismo que en las oportunidades anteriores. Y es que la serena e intensa expansión de la actividad de exploración y producción de los hidrocarburos ha impregnado el ambiente petrolero mundial de la certeza de que este valioso recurso seguirá fluyendo con generosidad y abundancia de las entrañas de la tierra y que, en consecuencia, seguirá siendo por mucho tiempo más la principal fuente de energía con que cuenta la humanidad. Alfredo Guzmán –El Niño Mimado de la Industria Petrolera Mexicana- ostentando su condición de candidato a la presidencia de la AAPG, aglutinó a su alrededor a la representación de los profesionales de la geología de las Américas, en especial a los de Latinoamérica, quienes bajo la batuta del colombiano\n38 Mayo 2014 / Petroleum 292\nVíctor Vega, en su condición de PresidenteElecto de la AAPG Latin America acudieron a esta cita para plenar la sesión especial dedicada a la región. Vale señalar que el Presidente actual es el geólogo colombiano Víctor Ramírez y el Past President es el también colombiano Miguel Ramírez; lo que muestra a Colombia como una nueva frontera de la geología americana.\nPrograma General Detallar lo variado, denso y extenso del programa de actividades de la AAPG 2014 es una tarea difícil de condensar en una reseña de corta extensión como ésta, sin embargo, podemos decir que además de las Sesiones Técnicas, donde se presentaron unos 800 trabajos sobre 11 temas diferentes, bajo las modalidades de presentaciones orales y de cartelera, el Programa General de la convención y exhibición, incluyó un completo menú de actividades, entre las que destacaron: la competencia Imperial Barrel\nAward (IBA), field trips, cursos cortos, Foro “Historia de la Geología del Petróleo”, Sesión de Apertura y Ceremonia de Reconocimientos o Premios, Icebreaker - un brindis de apertura en el área de la exhibición que propicia el encuentro entre viejos y nuevos amigos-, Sesión Especial “Comunicando Nuestra Ciencia”, reuniones anuales de las diferentes Regiones de la AAPG alrededor del mundo, actividades con los estudiantes, Foros, HGS: “Night at the Paleontology Museum”, centro de reclutamiento de nuevos profesionales, almuerzo conferencia, entre muchas otras actividades. La exhibición de equipos, productos y servicios, como es común en estos eventos, se constituyó en ese espacio tan especial donde los participantes tienen la oportunidad de palpar y escuchar de viva voz los adelantos de la tecnología para encontrar, explotar y monetizar los hidrocarburos. Más de 200 exhibidores ocuparon las áreas del George R. Brown Convention Center.\nActividades de la Región Latin America 2013-2014 Víctor Vega, en su carácter de Presidente Electo, sustituyó en este acto de presentación de cuentas, planes y proyectos de la Región de América Latina de la AAPG, al Presidente en ejercicio, el también geólogo colombiano Víctor Ramírez, quien no pudo asistir al evento. Con una numerosa asistencia de profesionales proveniente de todos Reunión de la AAPG, Región América Latina en Houston. De pie: Erica Morais, Miguel De Armas, Rodolfo Romero, Emilio Torres, César Bolívar, los rincones de la América Latina, Marcelo Gómez, Gustavo Carstens, Alfonso Reyes, Javier Téllez, Carlos Yáñez, Romina Portas, Byron Solarte, Carolina Mayorga, Patricio Marshall, Sergio Sarmiento, Iza Canales, Enrique Arce, María José Olivera, Katia Mendonca, Antonio Castillo, Alexis García, Henrique Lima, Valeria Conde, Víctor magistralmente y con domi- Camila Anjos, Ricardo Padilla, Felipe Medellín y Luis Saavedra. Sentados: Carol McGowen, Miguel Ramírez, Antonio Velásquez, John Kaldi, nio del auditorio, presentó una pa- Alfredo Guzmán, Sylvia Anjos, Víctor Vega, Randi Martinsen, Helena Inniss-King, Hans Krause, Faustino Monroy, Flavio Feijo y Emily Smith Llinás norámica completa de la huella de la AAPG La AAPG tiene una gran actividad en Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Méen la región, con un total de 1.837 miembros América Latina donde luce muy bien orga- xico, Perú y Trinidad & Tobago. de 28 países. De esta membresía, 17% son nizada, incluyendo los Capítulos de EstuCapítulo aparte mereció la evocación a votantes y 58% son estudiantes o recién gra- diantes y Nuevos Profesionales. Las Socie- la realización en Cartagena de la AAPG Induados, lo que indica que el futuro de la So- dades afiliadas a la AAPG en la región están ternational en Septiembre de 2013, la cual ciedad en la región está garantizada. regadas por todo el continente: Argentina, bajo el lema de: “Energy for Integration & Properity” (Parodiando el lema universal de Colombia: “Prosperidad Para Todos”), reunió a más de 2.100 delegados, 400 de ellos estudiantes, quienes presenciaron 155 presentaciones orales y 112 posters, cinco cursos cortos, tres field trips, y 11 foros y sesiones especiales, incluyendo un foro sobre normas y regulaciones. Umer Khan, Fred Poland, Nikita Kazakov, Carlos Yáñez, César Bolívar, Tina Linton y Andrea Barrera\nSchlumberger: Nicole Nye, Brittany Kiser y Eya Tkachenko\nPlanes 2014-2015 • Incrementar la membresía •\tNuevos capítulos estudiantiles en Argentina y Perú •\tCapítulos “YP” en Brasil y Trinidad & Tobago • Expansión a Bolivia, Chile, Ecuador y Uruguay • Proyecciones y debates en toda la región • “GTWs” en México y Uruguay • Lecturas y semanas educacionales • Cumbres de liderazgo estudiantil regional en Lima • Programas para mentores de líderes estudiantiles • Estrategias regional de política energética para la exploración sísmica y no convencional El acto contó con la presencia de directivos y oficiales de la AAPG y muchas personalidades del mundo de la geología en América Latina. Saudi Aramco: Heather O´Connor e Obrahim Al-Ghamdi\nPara más información: www.latinamerica.aapg.com Mayo 2014 / Petroleum 292 39\nSistemas de Levantamiento Artificial para Pozos Petroleros Edmundo E. Ramírez, Ingeniero de Petróleo, Asesor de Petroleum\nEn el artículo se describen brevemente los cuatro principales métodos de Levantamiento Artificial utilizados en la industria petrolera y su influencia sobre la configuración final que le suministran al pozo los equipos asociados a cada método\nuando se sabe que la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo de pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo puede fluir “naturalmente”. Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. En este caso, no se considera necesario bajar con la tubería de producción y/o instalar en la superficie equipos que suministren fuerzas o energías adicionales al pozo, para llevar su producción hasta la estación recolectora. En cambio, cuando se está en conocimiento de que la presión del yacimiento es insuficiente para llevar el fluido del pozo hasta la estación recolectora, desde el descubrimiento del yacimiento o posteriormente como producto de la explotación del mismo, surge la necesidad de “ayudar” a extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías adicionales al pozo, lo cual es denominado como Levantamiento Artificial. Los cuatro Métodos de Levantamiento Artificial más utilizados son: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG). A continuación se describen brevemente los Métodos de Levantamiento Artificial mencionados y su influencia sobre la configuración final que le suministran al pozo los equipos asociados a cada método.\nBombeo Mecánico Convencional BMC Es el más común de los métodos de producción por levantamiento artificial, porque puede instalarse para producir cualquier tipo de crudo, desde extrapesado, viscoso, hasta mediano y liviano pero limitado a yacimientos de baja RGP, poco profundos y bajas tasas de producción. Fue por mucho tiempo el método de levantamiento artificial por excelencia de los pozos en tierra. Su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a una bomba de subsuelo, a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna.\n40 Mayo 2014 / Petroleum 292\nTecnología El movimiento angular del eje del motor se convierte en movimiento reciprocante en la unidad de bombeo y desde allí a las cabillas para la bomba de subsuelo. La bomba de subsuelo normalmente tiene una vida útil corta y por tanto los pozos requieren la constante intervención de las cabrias de servicio a los pozos, para reemplazo del equipo de fondo, debido a su sensibilidad a la producción de sólidos.\nBombeo Electrosumergible (BES) Es un sistema integrado de levantamiento artificial, considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluidos desde grandes profundidades. Se distingue además, porque su unidad de impulso es un motor de inducción electro sumergible, Equipo Bes directamente acoplado con una bomba de subsuelo tipo centrífugo, multietapas. Ha adquirido gran relevancia en los últimos años porque RGP, sin producción de material abrasivo, con buen índice de ha probado ser efectiva para extraer, a altas tasas, petróleo productividad (IP), razones por las cuales comenzó a operar en pesado y viscoso, de baja RGP y sin producción de arena, Venezuela en los Estados Barinas y Apure y se mantuvo restrincomo es el caso del crudo Boscán en el Estado Zulia. La gido a esa provincia petrolera, por muchos años, por tener los instalación de equipos BES, está limitada a crudos de baja yacimientos allí las características mencionadas.\nMayo 2014 / Petroleum 292 41\nTecnología Bombeo de Cavidad Progresiva BCP\nBombeo Mecánico de Cavidad Progresiva BCP Es un sistema que consta de una bomba rotativa de desplazamiento positivo, compuesta por un rotor, un estator, un motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas. Con el BCP se pueden lograr tasas de producción mayores, con menor inversión, mantenimiento y consumo de energía con respecto al BMC, razón por la cual ha ido reemplazándolo, especialmente en zonas urbanas, pudiéndose producir crudos medianos y pesados de baja RGP.\nCompletación con Levantamiento Artificial por Gas LAG\nLevantamiento Artificial por Gas LAG\n42 Mayo 2014 / Petroleum 292\nEl Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en puntos de la columna de fluidos, en la tubería de producción, a través de mandriles con válvulas o reguladores de presión, conectados en la tubería de producción y que forman parte integral de dicha tubería. El gas es inyectado a alta presión en la tubería de producción, moviendo los fluidos hasta la superficie, mediante la combinación de las siguientes causas: reducción de la presión ejercida por los fluidos, por la expansión del gas inyectado y, por el desplazamiento de los fluidos, pudiendo hacerse la inyección de gas de forma continua (flujo continuo) o a intervalos regulares para desplazar los fluidos en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente). Se utiliza en la producción de crudos livianos y medianos. Tiene bajos costos en inversión y mantenimiento. Los equipos de LAG tienen larga vida útil por su resistencia a la abrasión de los sólidos producidos, con la limitación que requiere la disponibilidad de gas a alta presión. Los pozos de crudo liviano del centro del Lago de Maracaibo son producidos por este método.\nRegistradores de referencia:\nel futuro de la medición de la presión David K Porter, P.E., Vicepresidente de División, Gerente Comercial de Crystal en AMETEK, Inc.(*)\nDentro de la industria de medición de la presión, una innovación irrefrenable se ha convertido en la norma del sector. La tecnología nueva continuamente suplanta la más antigua, proporcionando mayor calidad, menores costos y, con frecuencia, ambas cosas. Hoy en día, los registradores de referencia están modificando los antiguos estándares en las industrias del petróleo y gas, procesamiento químico, generación eléctrica y tratamiento de aguas residuales ¿Qué es un registrador de referencia? Un registrador de referencia es una nueva clase de instrumento que está ganando terreno frente a otros instrumentos de presión comunes. Si bien los registradores de gráficos, comprobadores de peso muerto y manómetros analógicos todos trajeron varias ventajas en su momento, los registradores de referencia están demostrando la capacidad de reemplazar los tres dispositivos con un solo instrumento. Los registradores de referencia unifican la capacidad de registro de un registrador de gráficos, la elevada precisión de un comprobador de peso muerto y las mediciones continuas de un manómetro en una sola herramienta que es fácil de usar, y es menos costosa. Por sí solas, ninguna de estas características es singular, pero al reunirlas todas en el mismo dispositivo y crear un instrumento eficaz con respecto a costos, se obtiene algo verdaderamente útil. Ofrecer registradores de referencia para aplicaciones de laboratorio y en terreno proporciona ventajas reales para el usuario. Si bien los dispositivos de registro de datos no son nada nuevo, los microprocesadores mejorados permiten que los registradores de referencia de la actualidad lean y registren con mayor rapidez y mayor exactitud que en el pasado.\nLos registradores de referencia pueden reemplazar tres tecnologías utilizadas durante décadas, con un solo instrumento\n44 Mayo 2014 / Petroleum 292\nLos registradores de referencia detectan lecturas de módulos que leen presión, temperatura, corriente o tensión, y almacenan los datos en la memoria digital. Estos módulos por lo general son intercambiables y los registradores habitualmente aceptan dos entradas al mismo tiempo. Además de su tamaño compacto, los registradores de referencia ofrecen varias mejoras frente a los voluminosos registradores de gráficos.\nMejoras a los registradores de gráficos Originalmente patentados en 1915, los registradores de gráficos producen un gráfico sobre un hoja de papel para gráficos en movimiento, empleando bolígrafos con tinta montados sobre brazos mecánicos, que giran sobre un pivote como respuesta a la presión. Su ventaja principal es la capacidad de hacer registros durante períodos extensos de tiempo en ubicaciones remotas. Los registradores de gráficos pueden estar alimentados con batería o ser completamente mecánicos (sin requerir potencia externa), permitiéndoles operar en ubicaciones peligrosas. Un usuario experimentado puede proporcionar un análisis preliminar de la salida de un registrador de gráficos, en el terreno mismo. Comunicar o almacenar estos datos electrónicamente se hace posible únicamente después de que un técnico ingrese o escanee el gráfico en una computadora. Este proceso típicamente demora varios días antes de tener disponibles los resultados.\nLos datos recogidos por el registrador de referencia son fácilmente transferibles a cualquier PC\nTecnología y Comercio Los registradores de gráficos típicamente prometen una exactitud entre el 0.25% y el 1% del alcance, pero dicha cifra depende de los cambios en la temperatura ambiente y en el grosor de sus bolígrafos—lo que puede provocar un error adicional de hasta el 1% de la lectura registrada. Los registradores de gráficos también son susceptibles a errores causados por una sobrepresión, y pueden ser dañados fácilmente en caso de caídas. En contraste, un registrador de referencia exporta los datos digitales en una hoja de cálculo familiar que puede ser compartida fácilmente y ser comprendida por varios usuarios. La exactitud permanece constante a pesar de los cambios de temperatura, está protegida contra eventos de sobrepresiones elevadas y no se ve afectada si se cae el medidor. A pesar de ser alimentados con baterías, los registradores de referencia también están clasificados como intrínsecamente seguros para uso en ubicaciones peligrosas. Las nuevas normativas en muchas industrias requieren que se documenten las pruebas de seguridad en un formato electrónico. Algunas incluso requieren que los archivos producidos se encuentren en un formato seguro, a prueba de intromisiones. Los registradores de referencia pueden satisfacer estos requisitos guardando los datos en un archivo .pdf firmado, que produce archivos de sólo lectura que no pueden ser manipulados.\nUso de los comprobadores de peso muerto en terreno Los comprobadores de peso muerto se utilizan principalmente en un entorno de laboratorio. Producen una presión de referencia repetible al equilibrar masas calibradas sobre un pistón de área conocida. Los operadores deben utilizar un juego diferente de masas para cada unidad de ingeniería (es decir, un juego de pesas para PSI, otro para kPa). En un entorno en interiores, regulado por la temperatura, los comprobadores de peso muerto pueden ser muy exactos—sirviendo como estándar primario para la calibración de otros dispositivos de medición de la presión. También existen versiones en terreno pero, fuera del laboratorio, su exactitud depende de una variedad de factores. A fin de suministrar una lectura exacta, un comprobador de peso muerto en terreno debe estar perfectamente a nivel. Asimismo, la temperatura ambiente, la humedad, el viento y la gravedad local todos tendrán un impacto en la lectura. Sin realizar ajustes por estos fenómenos, la exactitud de un comprobador de peso muerto en terreno puede no ser mejor que la de un manómetro común. Incluso con estas compensaciones, un comprobador de peso muerto en terreno no puede detectar ni registrar activamente los cambios en la presión—sólo ofrece una presión de referencia exacta para comparación.\nUn registrador de referencia tiene dos propósitos: En primer lugar, almacena las lecturas de manera continua, con tasas de actualización de hasta 10 lecturas por segundo, y permite que el operador registre toda una prueba de principio a fin; En segundo lugar, un dispositivo tal proporcionará una referencia constante y exacta para las calibraciones en terreno. Las mediciones de los modernos registradores de referencia son independientes de la gravedad o humedad locales, y producen su exactitud por medio de un algoritmo matemático propietario que corrige en función de la temperatura ambiente. Las exactitudes\nque pueden alcanzarse van desde el 0.025% de la lectura indicada a presiones inferiores hasta el 0.1% de las lecturas de hasta 15,000 PSI. Para producir mediciones confiables, la exactitud de un registrador de referencia no debe cambiar con la temperatura a lo largo de su intervalo operativo. Es aquí donde los diferentes modelos varían significativamente. Los mejores fabricantes proporcionarán evidencia de sus promesas de exactitud con un certificado de calibración de un laboratorio acreditado, mostrando datos de prueba a diferentes temperaturas. Registrador de referencia Vision de AMETEK Crystal Engineering\nReemplazo de múltiples intervalos de presión Los medidores de presión y temperatura se usan ampliamente y son muy variados. Dichos medidores seguirán siendo útiles por muchos años, debido a su facilidad de transporte, capacidad de personalización y costo asequible. Sus desventajas surgen de su inherente fragilidad y de la necesidad de llevarse consigo varios manómetros para cubrir un intervalo de presiones dado. La linealidad y la robustez son las dos características más importantes de cualquier manómetro. Muchos resultarían útiles a lo largo de un intervalo de presión mucho más amplio si sus sensores fueran más lineales y predecibles. Además, muchos manómetros continúan mostrando lecturas que parecen ser exactas incluso después de que sus sensores sufren daños. Para afrontar estos desafíos, los registradores de referencia extienden su capacidad de uso al aceptar diferentes módulos, donde cada uno de ellos cubre un amplio intervalo de presiones. Dentro de cada intervalo de módulos, un registrador de referencia tendrá una exactitud y linealidad superiores, en comparación con la mayoría de los manómetros. Los autodiagnósticos avanzados de los registradores de referencia evitan que presenten lecturas no válidas en caso de haber sufrido daños. Los registradores de referencia ofrecen una mejora confiable frente a la tecnología que ya tienen varias décadas de uso. El reemplazo de los registradores de gráficos, comprobadores de peso muerto y manómetros más antiguos con registradores de referencia ayuda a las compañías a reducir sus costos de equipo, tiempo de capacitación y errores de operador.\n*David K Porter, P.E., es Vicepresidente de División y Gerente Comercial de Crystal en AMETEK, Inc. Tiene más de 25 años de experiencia; los últimos 13 años se dedicó al sector de pruebas y mediciones, desarrollando instrumentos robustos, altamente exactos y fáciles de usar. Tiene un título de ingeniería mecánica de California Polytechnic State University, San Luis Obispo donde es activo en la Junta de Asesoría Industrial. Mayo 2014 / Petroleum 292 45\nLa Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH invita a la sexta versión del Colombia Oil and Gas Investment Conference, a efectuarse del 23 al 25 de Julio en Cartagena, reuniendo nuevamente a expertos y autoridades nacionales e internacionales del sector de hidrocarburos, para compartir las perspectivas sobre el futuro del sector energético del país en el nuevo contexto económico mundial\nara Javier Betancourt Valle, Presidente de la ANH, esta edición de la conferencia será el escenario propicio “para intercambiar iniciativas y proyectos que afiancen la inversión y el crecimiento sostenible del sector a la luz de los retos actuales”. El objetivo principal de este evento, que cuenta con el respaldo del Ministerio de Minas y Energía y el patrocinio principal de Ecopetrol, es consolidar el interés de los inversionistas, afianzar el ambiente de negocios y promover las inversiones en el sector de\n46 Mayo 2014 / Petroleum 292\nhidrocarburos, destacándose la participación de reconocidos conferencistas, entre los que se encuentran líderes de clase mundial en materia económica, energética, ambiental y social. En el foro se presentan los avances, nuevas tecnologías y los proyectos más importantes de la industria de hidrocarburos. En esta oportunidad los ejes temáticos de la conferencia están relacionados con el fortalecimiento del proceso de licenciamiento ambiental, las oportunidades y desafíos en materia de exploración y producción de\nyacimientos convencionales y costa afuera. La pasada edición del evento, realizada en Octubre de 2012, congregó a más de 1.000 participantes en torno a una agenda centrada en el tema del futuro de la industria en Colombia, el cual ha logrado consolidarse como uno de los principales destinos de inversión en petróleo y gas en la región. Para información los interesados pueden escribir a info@colombiaoilandgas2014.com; o visitar www.colombiaoilandgas2014.com\nLa Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) realizará por vez primera esta Conferencia del 10 al 12 de Junio de 2014, en Neuquén, Argentina\non el tema “Sólo lo que conocemos, lo llamamos convencional” esta conferencia técnica aborda los retos y soluciones vinculados con reservorios no convencionales, el incremento y la recuperación de hidrocarburos, el análisis de productos, la optimización de las estimulaciones y temas ambientales. Profesionales técnicos de una amplia gama de compañías, entre ellas Baker Hughes, CAPEX, Chevron, Gas y Petróleo de Neuquén, ExxonMobil, Hess, Petrobras Energía, Pluspetrol, San Antonio International, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Weatherford y YPF han sido claves en la organización de este evento. Se espera que más de 350 profesionales asistan a esta conferencia de tres días en la que se expondrán las principales innovaciones en la industria de E&P; habrá mesas redondas y paneles para facilitar la colaboración entre innovadores, operadores y los usuarios finales. Durante la conferencia los expertos explorarán tecnologías avanzadas a través de más de 40 presentaciones técnicas, con traducción simultánea en español e inglés. Las sesiones proporcionarán herramientas innovadoras para la exploración y producción de reservorios identificando medios eficientes, ahorro de costos y prácticas avanzadas para que cada recurso no convencional sea «el método» de desarrollo. “El comité de programación de la conferencia lo invita a proponer su avance técnico sobre nuevos métodos, casos de estudios o aplicaciones prácticas”, comentó Gabriel Irazusta, Director del Programa Técnico, Grupo CAPSA.\n• Incremento de recuperación de hidrocarburos • Ingeniería de reservorios y análisis de producción • Avances tecnológicos • Aspectos ambientales Las nuevas iniciativas, tecnologías y grandes proyectos e inversiones en infraestructura han creado oportunidades regionales y económicas en el sector de E&P en Argentina, atrayendo importantes compañías interesadas en la exploración y desarrollo de reservorios no convencionales.\nEsta conferencia de clase mundial destacará muchas de las oportunidades en la región, las cuales serán discutidas por ejecutivos de diferentes empresas, quienes compartirán sus puntos de vista y conocimiento sobre el futuro de la industria.\nUna exposición que incluirá los productos y servicios más recientes en el sector de los recursos no convencionales complementará la conferencia. La fecha límite de registro a la conferencia es el 2 de Junio. Para obtener más información visite: www.spe.org.ar/events/aneu/es/index.php\nCategorías Técnicas • Caracterización de reservorios y monitoreo de depósitos • Optimización de estimulaciones Mayo 2014 / Petroleum 292 47\n10o Congreso Internacional de Minería y Petróleo\nCartagena, Colombia www.cinmipetrol.com\n21 - 23 Mayo SPE Latin American and Caribbean Petroleum Enegineering Conference LACPEC 2014 Maracaibo, Venezuela www.spe.org/events/lacpec\n01 - 03 Julio\nIV Congreso Integral de Hidrocarburos XXIV Exposición Latinoamericana del Petróleo\nColombia Investment Conference Oil & Gas\nExpo Oil and Gas 2014 Bogotá , Colombia\n2 0 1 4 18 - 22 Mayo - 55th Annual SPWLA Symposium 2014 Abu Dhabi, EAU - www.spwla2014.com\n9 - 10 Junio - Caribbean South America Energy Summit 2014 Miami, USA - www.csaenergysummit.com\n19 - 20 Mayo - SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium Houston, Texas - www.spe.org/events/hees/2014\n10 - 12 Junio - SPE HeavyOil Conference Calgary, Canadá - www.spe.org/events/hocc/2014\n20 - 21 Mayo - 3rd Edition Accelerate Oil & Gas Rio de Janeiro, Brasil - www.accelerateoilandgas.com\n10 - 12 Junio - Global Petroleum Show Calgary, Canadá - www.globalpetroleumshow.com\n20 - 23 Mayo - Congreso de Integridad en Instalaciones en el Upstream y Downstream de Petróleo y Gas Buenos Aires, Argentina - www.iapg.org.ar\n10 - 12 Junio - SPE Exploration and Development of Unconventional Reservoirs in Argentina Conference Neuquén, Argentina - www.spe.org\n28 - 29 Mayo - Colombia Energy Summit 2014 Bogotá, Colombia - www.latinmarkets.org/forums/colombia-energy-forum/overview\n15 - 19 Junio - 21th World Petroleum Congress Moscú, Rusia - www.21wpc.com\n4 - 6 Junio - Global Offshore Oil & Gas Exploration and Production Congress Amsterdam, Holanda - www.globaloffshorecongress.comoverview\n16 - 20 Junio - API Exploration and Production Standards Conference on Oilfield Equipment and Materials Chicago, USA - www.api.org\n48 Mayo 2014 / Petroleum 292\nauricio Sant´Anna fue nombrado Director Nacional de IHS en Brasil, rol en el que será responsable de la estrategia de ventas, las operaciones y la ejecución para todos los productos y servicios de IHS en Brasil. Nacido en Brasil, con más de 20 años de experiencia en gestión de ventas y desarrollo de negocios representando proveedores líderes a nivel mundial de tecnología de información y soluciones para compañías del sector energético y otras industrias, Sant´Anna trae una riqueza de experiencia técnica y de liderazgo a su nuevo rol. “Estoy encantado de unirme a IHS, proveedor crítico de conocimiento y análisis para muchas compañías e industrias clave aquí en Brasil, incluyendo energía, petroquímicos, y automotores. Brasil está pasando por un momento muy positivo de crecimiento económico y desarrollo, y es emocionante poder ayudar a nuestros clientes a expandir\nsus negocios y más aún sus estrategias de crecimiento, al mismo tiempo que los ayudamos a orientar sus desafíos tales como restricciones de costo y manejo del riesgo”, comentó Sant´Anna. El trabajó como Director en Gartner Brasil, una firma de investigación en tecnología de información y asesoría, donde supervisó el desarrollo de negocios para las industrias de la minería y medios de comunicación. Antes de unirse a Gartner en 2011, fue Director para América Latina de software TIBCO y además apoyó la industria del petróleo y gas como Director para América del Sur en el Instituto SAS, un proveedor global de software de inteligencia de negocios y análisis de predicciones. Sant Anna obtuvo su licenciatura en informática en la Universidad Estácio de Sa’ en 1992, y su maestría en administración de empresas en IBMEC en 2000, la cual fue nombrada como la mejor institución de negocios en Brasil por el Financial Times.\ntabil Drill, una subsidiaria de Superior Energy Services, ha nombrado a A. Mauricio Álvarez como Gerente de Ventas de América Latina, anunció Marty LeBlanc, Director Financiero de Stabil Drill. Con sede en Houston, Álvarez será responsable de identificar nuevos clientes en la región de América Latina a través de un enfoque activo y estructurado, y también de establecer relaciones entre los clientes y los equipos de operaciones localizados en los países del continente. Antes de unirse a Stabil Drill , Álvarez se desempeñó como Gerente\nde la región de América Latina de Frank’s International en Perú. Posee más de 30 años de experiencia en operaciones de perforación, ventas, servicios y planificación estratégica de negocios. Estudió Ingeniería Civil en la Universidad Pedro Henrique Ureña, en la República Dominicana. “Estamos emocionados de tener a Mauricio en Stabil Drill y con ganas de ver crecer nuestro mercado latinoamericano. Su experiencia gerencial en este campo y región geográfica garantizará su éxito en este rol”, comentó LeBlanc. Desde 1986, Drill Stabil suministra herramientas para su uso en ensamblajes de fondo de pozo.\nWarehouse morfológicos, utilizando diccionarios de\nLa falta de datos entre los patines de las herramientas operadas con cable proporciona imágenes en las que se pierden del 30 al 50% de los datos del pozo\ntransformación multi-escala y multi-orientación,\nmorfológicos. Estas representaciones son entonces\nnuestra técnica de procesamiento normaliza ambientalmente la imagen y luego elimina esta falta de datos entre los patines, lo que proporciona una visión completa del pozo\nServicio y procesamiento de imágenes del pozo de 360 g rados\nuna técnica conocida como análisis de componentes reconstruidas usando información de los diccionarios para suplir la falta de información. “La falta de datos entre los patines de las herramientas operadas con cable proporciona imágenes en las que se pierden del 30 al 50% de los datos del pozo. Con Reveal 360, nuestra técnica de procesamiento normaliza ambientalmente la imagen y luego elimina esta falta de datos entre los patines, lo que proporciona una visión completa de su pozo”, dice\neatherford Petroleum Consultants AS hizo el lanzamiento\nel geocientífico Peter Elkington, Geoscience Development, Weatherford.\npreliminar de la nueva técnica Reveal 360™ durante la\nDe esta manera se brinda estimaciones objetivas y reproducibles de\nConvención Anual y Exposición 2014 de la AAPG. Reveal 360 es una\nlas partes no medidas de las imágenes, y como tal, permite algoritmos\nnueva técnica de imagen, pendiente por patente, que elimina los puntos\nde reconocimiento de patrones automatizados que típicamente son un\nciegos en las imágenes de registro de pozos.\ndesafío planteado por la falta de datos.\nEsta sofisticada técnica permite la reconstrucción de datos\n“A través de los servicios integrados de interpretación y consultoría,\nque no se encuentran en las imágenes de los pozos, es decir, en\nes posible guiar a un conocimiento profundo de su pozo utilizando\nlas secciones del pozo que son difíciles de medir por los patines\nla técnica de procesamiento de imágenes Reveal 360 y reducir la\n(pads) de las herramientas de adquisición de registros con cable.\nincertidumbre del yacimiento”, agregó Darren Doige, Director de\nEl proceso comienza al descomponer las secciones medidas de la pared del pozo en representaciones dispersas de sus componentes\nDespliegue de Tecnología, Petroleum Consulting, Weatherford. Mayor información: www.weatheford.com\nMayo 2014 / Petroleum 292 49\nApuestas Energéticas en Uruguay Alvaro Ríos Roca*\nUruguay desde hace algunos años viene dando pasos lentos pero importantes en materia de planificación energética y de plantear un modelo que le permita diversificar su matriz y paralelamente empezar\nruguay desde hace algunos años viene dando pasos lentos pero importantes en materia de planificación energética y de plantear un modelo que le permita diversificar su matriz y paralelamente empezar a producir hidrocarburos. La asistencia a una reciente mesa redonda de energía en Montevideo y diversas reuniones con funcionarios y ejecutivos de empresas e instituciones nos permiten realizar el presente análisis. Uruguay es un país chico en extensión territorial y en población. Esta relación tamaño con sus vecinos y el tener muy escasos recursos naturales, siempre ha tenido un efecto de dependencia externa. Sin embargo, el aplicar un planeamiento estratégico energético a largo plazo resultará que en los próximos dos a tres años se tenga un notorio punto de inflexión en el abastecimiento interno de energía y relación con los vecinos y el mundo. Uruguay debe importar petróleo y derivados de petróleo (gasolina, diesel, GLP, jet fuel, etc.), los cuales mantiene a precios internacionales (sin subsidios). Tiene cierto potencial hidráulico desarrollado, pero conoce que en épocas de picos y estiaje, se deja al país con posibilidades de desabastecimiento. Brasil está con posibilidades de desabastecimiento en los meses que se avecinan por tener una matriz eléctrica tan hidráulica. Las esperanzas de contar con gas natural de Argentina vía el gasoducto construido que está prácticamente vacío y por el Urupabol desde Bolivia se desvanecieron. Los uruguayos entendieron que había que pensar en otra alternativa de largo plazo. Resumiendo, el sector energía de Uruguay aun hoy en día tiene una muy elevada\n50 Mayo 2014 / Petroleum 292\ndependencia a los derivados del petróleo en todos sus segmentos eléctrico, transporte y usos industriales, comerciales, etc. Importante analizar la realidad de sus empresas ANCAP y UTE, que ciertamente operan con un muy buen gobierno corporativo, con bastante blindaje del poder político y gestión propia sobre sus proyectos, inversiones y contrataciones. Estas dos empresas están encargadas de aplicar la planificación y política energética, realizar y atraer inversiones, y lo están haciendo con bastante profesionalidad y los resultados empiezan a dar frutos. Uruguay, finalmente entendió que precisaba de gas natural y que este combustible es esencial para generación eléctrica además de sus usos en industrias, comercios, GNV, etc. Se decidió anclar una regasificadora de 10 MMMCD de capacidad y se creó la empresa Gas Sayago, que viene coordinando las contrataciones para el proyecto. Los inversionistas privados invertirán algo más de 1,350 MMUSD y serán compensados en los próximos 15 años. Los compradores del gas natural serán ANCAP y UTE. Casi paralelamente, en los próximos dos a tres años se tendrán instalados cerca de 1,500 MW de energía eólica que será entregada con un precio firme de 60 US$/MW-hr. Una inversión cercana a los 3,000 MMUS$ a ser realizada casi en su totalidad por el sector privado. La apuesta eólica va a reemplazar la generación térmica en base a combustibles derivados del petróleo y apuntalar la generación hidráulica en horas pico y épocas de estiaje. El gas natural de la planta regasificadora irá a apuntalar la generación de energía\neléctrica generada por el agua y la eólica y también otorgará energía al segmento industrial, GNV, comercial y doméstico. Reiterando, la política planificada apunta a depender lo mínimo posible de los más costosos y contaminantes derivados del petróleo (diesel, fuel oil, gasolina, GLP). Uruguay ya exporta energía eléctrica a Argentina y se está pensando en incrementar estas exportaciones eléctricas con las futuras centrales a gas natural, pero también revertir el gasoducto Cruz del Sur y enviar excedentes a Argentina y Brasil a partir de un futuro punto de interconexión. A esto debemos sumar, que a pesar de tener una incipiente geología, ANCAP tiene 2 contratos JV para analizar prospectos convencionales y no convencionales y offshore ha conseguido inversiones importantes superiores a los 1,600 MMUS$ de alto riesgo en 10 áreas con YPF, Shell, Galp, Total, BP y Tullow Oil. La geología con inversión calificada puede dar muchas sorpresas en los próximos dos a tres años. Conseguir inversiones del sector privado, bajo contratos de compra de energía a futuro y gestar inversiones en exploración del orden de los 7,000 MMUS$ en un país tan pequeño, es sin duda todo un logro y da fe de la seguridad jurídica que tiene el país y sus empresas ANCAP y UTE. * Actual Socio Director de Gas Energy LA y Drillinginfo\nMayo 2014 - Petroleum 292