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Timestamp: 2018-02-24 03:06:54+00:00

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Enero 2014 - Petroleum 288 by Revista Petroleum - issuu
1 7 20 - 1 a , 14 al bi bre ci m ctu fi lo • O a O Coogotá ist B ev
Pre-lanzamiento RONDA
Reportes Perspectivas para el sector Hidrocarburos en Colombia
Retos y Oportunidades en América Latina y el Caribe
Te c n o l o g í a Caracterización y gerencia integrada de yacimientos
Enero 2014 Año 29, Nº 288
LA ANH hizo el Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014
Portada: Facilidades de almacenamiento de Anadarko en la Cuenca Uinta al este de Utah, USA (Cortesía: Anadarko)
La Asociación Colombiana del Petróleo compartió las perspectivas del sector de hidrocarburos del país
años de la VII Promoción de 12 50Ingenieros de Petróleo de LUZ
Integrantes de la Promoción celebraron en un emotivo acto 50 años de ejercicio profesional y de servicio a la industria petrolera
Conferencia SPWLA Capítulo Colombia C.A.F.E
La empresa dio a conocer el lanzamiento del avanzado servicio CoreFlow para el análisis digital de rocas y fluidos
Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014 Un adelanto de este proceso licitario que la Agencia Nacional de Hidrocarburos lanzará de manera oficial en Febrero para la adjudicación de áreas de exploración en el país
SECCIONES 4 CORNISA
Caracterización y gerencia integrada de yacimientos. Campo Nejo, Cuenca de Burgos - México
inició la producción del 20 Repsol mayor pozo de gas de Bolivia La empresa puso en marcha el pozo Margarita 6 con una producción de seis millones de metros cúbicos diarios de gas
declara 20 Petrobras comercialidad de tres áreas en el presal
La Asociación cerró un año de intensa actividad enfocada en el mejoramiento profesional de sus agremiados con la Conferencia “The Role of Proper Borehole And Reservoir Monitoring/ Diagnostics in EOR”
Experiencia digital en el Schlumberger Reservoir Laboratory
La ANP, recibió la declaración de comercialidad de las áreas Carioca, Franco y Sul de Tupi
y perspectivas para 22 Situación el sector de hidrocarburos en Colombia
Bajo el lema “2013 un buen año pero con grandes desafíos” la Asociación Colombiana del Petróleo, hizo un balance de los resultados de la industria petrolera y las perspectivas que se tienen para el año que inicia
www.petroleumag.com Petroleumag
y gerencia 30 Caracterización integrada de los yacimientos
del Campo Nejo e impacto en su explotación exitosa
Se expone el proceso de desarrollo en los últimos años y los resultados excepcionales soportados por la caracterización y gerencia integrada de yacimientos en el Campo Nejo, ubicado en la Cuenca de Burgos, México
y Ejecución 34 Planificación de la Construcción de un pozo petrolero
Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum, considera en este artículo el riguroso ejercicio de planificación, ejecución y puesta en operación de un pozo petrolero
y perspectivas para Hydraulic Fracturing 26 Situación 36 SPE el sector de hidrocarburos Technology Conference en Colombia
Un extracto del estudio desarrollado por ARPEL en forma conjunta con ALADI, CEPAL, CIER, OEA, OLADE y WEC, y el auspicio de CAF, en el cual se hace un diagnóstico del estado actual del sector energético de la región
The Woodlands, Texas, USA • 4 - 6 de Febrero, 2014
37 CERAWeek 2014
Houston, Texas • 3 - 7 de Marzo , 2014
8 CUADRANTE 38 WAREHOUSE 40 CALENDARIO 44 Última Página Enero 2014 / Petroleum 288
América Latina Panorama Petrolero
Jorge Zajia, Editor
artiendo de la premisa que el petróleo y el gas natural serán la principal fuente de energía con que cuenta la humanidad hasta que se agoten, lo cual, en virtud de los más recientes acontecimientos, no se avizora todavía, podemos afirmar que los hidrocarburos son un recurso infinito y que todavía habrá grandes volúmenes en el subsuelo cuando otras fuentes puedan alcanzar la supremacía. Lo que si está cambiando dramáticamente es su presencia en el espectro geopolítico del planeta gracias al desarrollo de la tecnología que están conduciendo a la monetización de ingentes reservas del preciado carburante, que antes ni las mentes más soñadoras pronosticaron su explotación. Y no estamos hablando de los recientes descubrimientos del petróleo y gas contenidos en las lutitas o arcillas que han contribuido decididamente a incrementar la producción de Estados Unidos, que en 2013 alcanzó su nivel más alto de los últimos 25 años. México es otro actor importante en el concierto de los países mayores productores y hasta hace unos pocos años estuvo coqueteando alrededor de los 3.5 millones de BPD de aceite, la cual declinó bruscamente hasta los niveles actuales de poco más de 2.5 MMBPD. Sin embargo la nación azteca ha dado un giro de 180 grados en la forma de enfrentar el negocio petrolero al aprobar el 12 de Diciembre pasado una nueva legislación que termina con 75 años de monopolio estatal y permite la participación privada en su muy nacionalista industria petrolera. Esta reforma, antes de convertirse en Ley, debe ser aprobada por las asambleas de los estados, cuya mayoría aprueba la reforma y gracias a la cual se espera que en poco tiempo México duplique su producción petrolera. Venezuela continúa liderando la región como el principal productor de petróleo y gas, siendo además poseedor de las mayo-
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res reservas de crudo del planeta; sin embargo este año Pdvsa va a consumir todo su esfuerzo y sus recursos en la aplicación de una aumento del precio de los combustibles que hoy son los más baratos del mundo y tienen prácticamente quebrada la economía del país en virtud de las pérdidas monetarias y el contrabando de extracción. Aunque no se sabe a ciencia cierta su monto, algunos estiman que podría superar los 20 mil millones de dólares al año. La tarea no es fácil en una nación acostumbrada a la gasolina “regalada” y, por ende, al despilfarro, pero tenemos la confianza que ese país saldrá adelante en este propósito, pues un precio justo y adecuado de los derivados del petróleo representa una formidable herramienta para el desarrollo y la superación de la pobreza. Colombia por su parte sigue avanzando en la exploración de su extenso territorio que contiene 23 cuencas sedimentarias, de las cuales apenas 3 están medianamente exploradas. A mediados de Diciembre se realizó el pre lanzamiento de la Ronda Colombia 2014, cuyos detalles están en un artículo publicado en la página 18 de esta edición de Petroleum. Brasil prosigue igualmente con la exploración en el pre sal que tantas satisfacciones les ha dado; Ecuador avanza con la construcción de la Refinería del Pacífico, ahora con China como tercer socio, junto a Petroecuador y Pdvsa; Perú que recién aprobó un plan para vender en el mercado bursátil hasta el 49% de Petroperú; Bolivia también se anotó un éxito con el pozo Margarita-6, cuya prueba inicial arrojó más de 6 MMmcd de gas, un récord en la historia de Bolivia y uno de los significativos de América Latina y Argentina ha puesto todas sus esperanzas en los yacimientos no convencionales del área de Vaca Muerta, considerado uno de los prolíficos del mundo.
EdicióN 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 OFICINAS CENTRAL 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 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
Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela Copyright©2013 Reservados todos los derechos. All rights reserved
Momentos durante el XV Congreso Colombiano del Petróleo y Gas
El encontrarse con viejas amistades, el cultivar otras nuevas y el hacer contactos con miras al establecimiento de acuerdos de negocio sigue siendo el motor de los principales eventos de la industria
lbumes de fotos capturadas a lo largo de 37 años, como parte de la tarea de retratar esos episodios que forman parte de la historia de la industria petrolera en general, reposan en los archivos físicos y digitales de Petroleum. Son miles de imágenes publicadas e inéditas sobre cientos de exposiciones, congresos, conferencias, jornadas técnicas, simposios, foros, seminarios, excursiones, entrevistas y actividades diversas que dan cuenta de esos trascendentales hechos que marcaron gran parte del día a día de esta pujante industria. Por estas y otras razones, sería imposible publicar todas las fotos de cada evento registrado, esgrimiendo ese refrán que dice que “una imagen vale más que mil palabras”. Por lo que hacer una correcta y completa selección, resulta ser siempre un ejercicio arduo que nunca termina. Uno de los eventos que recientemente puso a prueba esta capacidad editorial fue el
Iván Rodríguez, Ecopetrol; Roberto Hernández, Ecopetrol; Pedro Luna, Ecopetrol; Juan Fernando Martínez, ANH; Edward Tovar, Ecopetrol; Marta Elena Zamudio, ANH; César Bolívar, LMKR; Luis Mogollón, Ecopetrol; y David Bejarano, Question & Answer
XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que reunió en Bogotá a miles de participantes entre delegados, conferencistas y visitantes en general para atender una apretada agenda académica, técnica y comercial de grandes dimensiones, en proporción al auge que experimenta la industria petrolera del país. Además de los pronunciamientos de rigor por las autoridades gubernamentales e institucionales vinculadas al sector, se sumaron voces de expertos de talla nacional e internacional para compartir sus puntos de vista sobre el avance de las actividades que se encaminan. Por otro lado, la fuerza estudiantil, ganando espacios de participación, con una presencia
notable. Pero, como siempre, la muestra comercial atrajo la visita de propios y foráneos y se constituyó nuevamente en una cita casi obligada para conocer acerca de las novedades en productos y servicios que se ofrecen a la industria. En la edición Diciembre 2013 / Petroleum 287 retratamos algunos de los tantos stands que conformaron la Exhibición del XVCCPyG, la cual abarcó unos 8.000 metros cuadrados. Como suele ocurrir, y seguirá ocurriendo, muchas otras quedaron rezagadas sin proponérnoslo, tal es el caso de la imagen que acompaña este corto texto, que registra esos gratos momentos para el encuentro y el recuerdo.
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l Senado de Estados Unidos aprobó el acuerdo México-EU de Yacimientos Transfronterizos de Hidrocarburos en el Golfo de México, como parte de las negociaciones de su presupuesto. La portavoz Cailin Hayden señaló que el acuerdo “establecerá un marco ambientalmente seguro y responsable para explorar, desarrollar y compartir ingresos de recursos de hidrocarburos en las aguas más allá de las zonas económicas exclusivas de cada país”. Firmado en Febrero de 2012, y avalado por el Senado mexicano en Abril de ese año, el acuerdo establece el marco legal para la administración de la región limítrofe entre los dos países en el GoM a fin de explotar comercialmente las reservas de petróleo y gas. Fija además directrices para los desarrollos transfronterizos marítimos e incentivos para las compañías de petróleo y gas que voluntariamente entren en arreglos para trabajar.
acific Rubiales se ha fijado una meta de crecimiento de producción para el 2014 entre un 15 y un 25% por encima de los niveles de 2013, con una expectativa de producción neta de aproximadamente 148 a 162 mil barriles de petróleo equivalentes por día. “Este incremento de la producción estará apalancado en la adquisición de Petrominerales, el desarrollo del prospecto Hamaca en el bloque CPE-6 y en el desarrollo de otros campos de crudo liviano”, comentó Ronald Pantin, CEO de la compañía. Dijo los planes seguirán basados principalmente en el amplio portafolio de la compañía, con una producción enfocada en el crudo pesado. La empresa espera que el crecimiento en sus volúmenes de crudo pesado sea vea impulsado por la construcción de instalaciones y su entrada en operación, lo cual dependerá en gran parte de la velocidad y la oportunidad con las que sean otorgadas las licencias ambientales.
etrobras Argentina invertirá US$54 millones en cuatro pozos no convencionales en Vaca Muerta. La filial argentina firmó un acuerdo con la provincia de Neuquén y la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) para la exploración y eventual explotación del área Parva Negra. El acuerdo contempla la perforación de cuatro pozos de shale gas en la formación Vaca Muerta, con una inversión estimada de 54 millones de dólares, con Petrobras Argentina como operador (con el 85% de participación en la Unión Transitoria de Empresas) y GyP con el 15% restante. El permiso de exploración sobre el área tendrá una duración de cuatro años. La filial argentina también anunció en Diciembre el hallazgo de una acumulación de petróleo en la concesión Rincón de Aranda, en la formación Vaca Muerta, a una profundidad de 2.501 metros.
eopark anunció la exitosa perforación y pruebas del pozo exploratorio Tigana Sur 1 en el bloque Llanos 34, en la cuenca central de
los Llanos de Colombia, el cual opera con una participación del 45%. Tras perforar y completar el pozo a una profundidad total de 3.692 metros, pruebas realizadas en la formación Guadalupe, a unos 3.522 metros, arrojaron una tasa de unos 1.597 barriles por día de petróleo de 15,3° API. Tigana Sur 1 es una nueva estructura situada al sur y a lo largo de la misma tendencia estructural comprobada con el anterior descubrimiento de petróleo Tigana 1 anunciado a mediados de Diciembre. James F. Park, CEO de GeoPark , comentó que el hallazgo confirma una vez más la prospectividad del bloque. “Tigana Sur es nuestro quinto nuevo campo de petróleo en Llanos 34 desde su adquisición en 2012 y se convierte en un importante contribuyente a nuestra producción en Colombia”.
a agencia Standard & Poor’s (S&P) subió la calificación de deuda soberana de México a largo plazo a “BBB+” desde “BBB”, con el argumento de que las reformas energética y fiscal mejorarán el panorama de crecimiento de la segunda mayor economía de Latinoamérica. La calificadora de riesgo además revisó la perspectiva crediticia a “estable” desde “positiva”. Indicó que los cambios aprobados a la Constitución, incluyendo los artículos transitorios, que proveen más detalles sobre la apertura del sector energético tienen el potencial de atraer inversiones significativas. La calificación de deuda “BBB+” refleja que las obligaciones tienen actualmente una baja expectativa de riesgo de inversión. También advirtió que el fracaso de implementar estas reformas en los próximos años puede llevar a una menor confianza de los inversionistas y bajo crecimiento económico.
ran Tierra Energy anunció un programa de gastos de capital en 2014 de US$467 millones, con planes de perforar cinco pozos exploratorios, 11 pozos de desarrollo y evaluación, además de infraestructura en Colombia, Brasil, Perú y Argentina. Contempla la perforación de 12 pozos en Colombia, dos pozos en Argentina y dos en Perú. El 59% del presupuesto es para la perforación de desarrollo y de evaluación, y el 41% para la perforación exploratoria. El programa también incluye fondos para 2.213 Km de adquisición sísmica 2D y 228 km2 de sísmica 3D en Colombia, Perú y Brasil. La compañía espera alcanzar este año un promedio de producción de entre 30.000 y 31.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), en sus intereses de trabajo en general o entre 23.500 y 24.500 (boe/d) netos después de regalías (Nar) con el aporte de los campos Costayaco y Moqueta (96% petróleo).
ood Group Mustang Automation and Control fue nombrado Integrador de Sistemas del Año 2014 por la revista Control Engineering, en la categoría de ingresos anuales de más de US$18 millones. El mismo premio le fue otorgado en 2010. Este concurso anual reconoce a las empresas de integración de sistemas que demuestran un alto nivel de conocimientos técnicos, habilidades de negocios y satisfacción del cliente. La Unidad de Negocios de Automatización y Control de Mustang es proveedor líder de ingeniería, integración y servicios de implementación para los sistemas de automatización, control e información para las industrias aguas arriba de petróleo y gas, refinación, química y procesamiento. Su negocio se expandió a América del Sur hace dos años con la adquisición de ISI Mustang y también ha establecido bases de operaciones en Canadá, Europa y Arabia Saudita.
a empresa de servicios de gas natural, Madigas Ingenieros S.A. E.S.P., inicia sus operaciones en seis municipios del departamento de Boyacá, Colombia, a partir del primer semestre de 2014. La empresa cuenta con los permisos de ingeniería de obra, municipales y departamentales para iniciar la construcción de la red de distribución en los municipios de Aquitania, Tota, Cuitiva, Iza, Pesca y Firavitoba de este departamento. Iniciará obras en los cascos urbanos para el sector residencial de los municipios, operación, expansión y mantenimiento. El proyecto de gasoducto en Boyacá favorecerá a cerca de 15.000 usuarios, brindando grandes beneficios con el consumo de gas natural para los habitantes y la generación de más empleos directos e indirectos en la región.
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Worldwide Rig Count BAKER HUGHES
Latin America Rig Count
12 Enero 2014 / Petroleum 288
50 años de la VII Promoción de Ingenieros de Petróleo de LUZ El 23 de Noviembre integrantes de esta veterana Promoción de Ingenieros de Petróleo de la ilustre Universidad del Zulia celebraron en un emotivo acto sus 50 largos años de ejercicio profesional y de servicio a la industria petrolera venezolana e internacional
n genuino y merecido reconocimiento recibió la VII Promoción de Ingenieros de Petróleo que hace medio siglo –exactamente en 1963- egresó de las aulas de la Escuela de Petróleo de La Universidad del Zulia. Integrada por connotados profesionales, la promoción inició la jornada de celebración en Maracaibo, con una ceremonia eucarística oficiada por Monseñor Roberto
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Miembros de la Promoción: Atilio Osorio, Enrique Álvarez, Héctor Luzardo, Luis Urdaneta, Jaime Gaviria, Camilo Schmidt, Ildemar Torres, Carmen Tinedo, Roberto Muñoz, Romer Luzardo; Iván Darío Parra, invitado especial; Eugenio Govea; y Alfonso Gutiérrez, invitado especial
Luckert, Arzobispo de la Diócesis de Coro, quien resaltó la brillante labor de servicio para la industria petrolera desempeñada por gran parte de esa multitud de expertos de la Ingeniería durante 50 largos años de ejercicio profesional. La conmemoración prosiguió en un reconocido centro de recreación de la ciudad, donde se llevó a cabo un sencillo y sentido
acto de reconocimientos a sus integrantes. Allí, Gilberto Ocando Yamarte, miembro de la Promoción, compartió su sentir por el logro alcanzado, ante la presencia de Alfonso Gutiérrez, Presidente del Centro de Ingenieros del Estado Zulia (CIDEZ), Fernando Sánchez, Vicepresidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo (SVIP) y de invitados especiales, entre
In Situ ellos, Gastón Labarca Pacheco, Monseñor Roberto Luckert, el Diputado a la Asamblea Nacional Hiram Gaviria, el Ex Presidente del CIDEZ Iván Darío Parra y del Ex directivo de la SVIP-Maracaibo y Asesor de Petroleum Edmundo Ramírez.
Reconocimientos Se procedió a la entrega de botones de oro y diplomas a los integrantes de la Promoción, por sus 50 años de graduados, por parte de Alfonso Gutiérrez y Fernando Sánchez. Y luego se hizo el conferimiento de la Orden Antonio José de Sucre, máxima distinción del Colegio de Ingenieros de Venezuela, a Luis Urdaneta Vásquez, integrante de la VII Promoción. Posteriormente se hizo entrega de emblema y diploma al ilustre profesor de Seguridad Industrial de la Escuela de Petróleo de LUZ, Gastón Labarca Pacheco, por sus 60 años de docencia y ejercicio profesional. El ambiente fue propicio para hacer además un reconocimiento por parte de la Fundación Rolando López de la SVIP, a toda la VII Promoción por su apoyo a la labor social que durante muchos años realiza
esta Fundación, a través de becas para estudiantes y sustento económico a profesionales de la Ingeniería en situación de minusvalía. La SVIP además hizo una distinción a Roberto Muñoz, integrante de la Promoción, por su loable labor como columnista de opinión en los principales Compartieron discursos muy emotivos durante la celebración, Gilberto Ocando Yamarte y César Gaviria, miembros de la Promoción LUZ 1963 diarios del país. Un emotivo discurso pronunciado promoción. También se recordó con mucho por Jaime Gaviria, también participante cariño a aquellos miembros, que ya no están de la Promoción, permitió a los presentes presentes en cuerpo y alma. La VII Promoción de Ingenieros de recordar muchas de las anécdotas y acontecimientos vividos en la época de comienzo Petróleos – LUZ 1963: Enrique Álvarez, de los estudios universitarios, una etapa Nerio Díaz(+), Saturnino Gallardo, Euro que coincidió con el inició la democracia García, Jaime Gaviria, Luis González, Euen Venezuela. Gaviria se tomó el tiempo genio Govea, Violeta Jerez, Héctor Luzarpara traer a la memoria a personajes como do, Rómer Luzardo, Manuel Marcano(+), el Rector Antonio Borjas Romero, al deca- Roberto Muñoz, Gilberto Ocando, Atilio no que los recibió, Nicandro Barboza y al Osorio, Gonzalo Pérez(+), Ana Portillo(+), decano que firmó los títulos de ingeniero, Pablo Reyes, Álvaro Rodríguez, Miguel Lino Cadenas, sin dejar pasar por alto al Salazar(+), Roberto Saules(+), Camilo Schmuy “estimado” y recordado Maestro de midt, Carmen Tinedo, Ildemar Torres, Luis Maestros, Dr. Efrain Barberii, padrino de la Urdaneta y Nelson Villalobos.
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Conferencia de SPWLA Capítulo Colombia C.A.F.E. Para cerrar un año de intensa actividad enfocada en el mejoramiento profesional de sus agremiados, C.A.F.E. – SPWLA Colombia, ofreció la oportunidad de atender la conferencia técnica “The Role of Proper Borehole & Reservoir Monitoring/ Diagnostics in EOR”, a cargo de un experto de Halliburton en el área
Helman Duque, Halliburton; Ricardo Bueno, Ecopetrol S.A.; Maged Fam, Halliburton; José Marroquín, Universidad Surcolombiana; Martha Ruiz, C.A.F.E; Albeiro López, Ecopetrol; Zoriana Snovida, Schlumberger; Adriano Lobo, Ecopetrol; Álvaro Diaz, Baker Hughes; Carlos Almanza, Universidad de América; y Manfred Martin, Schlumberger
l 3 de Diciembre en Bogotá, el Capítulo para Colombia de la Society of Petrophysics and Well Log Analysts, SPWLAC.A.F.E, cerró sus actividades de fin de año, con una revisión de su gestión a lo largo de 2013, celebrando principalmente el resultado que arrojó la EOR Formation Evaluation Topical Conference, realizada en Octubre en Medellín con enfoque en las técnicas de recobro mejorado de petróleo. Adriano Lobo, Presidente de Colombian Association Formation Evaluation, C.A.F.E. y Gerente de Estrategia y Yacimientos de Ecopetrol, destacó la importancia que tiene para esta Asociación trabajar para cerrar la brecha entre estudiantes universitarios e industria, de tal modo que invitó a ambos actores a ser partícipes de las actividades que se programan con el fin de cumplir con este objetivo. Resaltó además el gran crecimiento que tuvieron en 2013 los capítulos estudiantiles, tendencia que se pretende seguir a nivel nacional.
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Para cerrar el cronograma de actividades del año, Maged Fam, Gerente Regional para Latinoamérica del grupo de Formación y Evaluación de Yacimientos de Halliburton, condujo el conversatorio denominado “The Role of Proper Borehole And Reservoir Monitoring/Diagnostics in EOR”. Fam cuenta con más de 32 años de experiencia en áreas de evaluación de formación, geología, petrofísica y análisis e interpretación de registros eléctricos. El objetivo fue ayudar a comprender y analizar de forma adecuada las condiciones de los yacimientos para elegir de la mejor manera el método EOR a ser aplicado. El experto introdujo el tema con una breve explicación sobre qué es EOR antes de dividir en tres ejes fundamentales su presentación: El diagnóstico de yacimientos y su producción, el completamiento e integridad de los pozos y los métodos y técnicas de cañoneo.
Maged Fam, Gerente Regional para Latinoamérica del grupo de Formación y Evaluación de Yacimientos de Halliburton, enfatizó la importancia que cobra la aplicación de métodos EOR para optimizar e incrementar la producción
el rendimiento del reservorio, la evaluación del tratamiento y la apropiada estimulación, el diagnóstico de los problemas del completamiento, la entrada no deseada de agua o de gas, las fugas y la contribución a la producción por zonas. La conferencia técnica concluyó con una serie de consideraciones técnicas acerca del cañoneo en donde se resaltó algunos métodos como Wireline Casing Guns, Through Tubing Perforating y Tubing Conveyed Perforating.
Mediante gráficas expuso la razón por la cual los métodos EOR cobran importancia a nivel mundial. Al mencionar los niveles de producción y recobro de crudo explicó que en las etapas de producción primaria y secundaria se ubican los recobros convencionales, donde usualmente se aplica la inyección de agua y el mantenimiento de la presión del yacimiento, mientras que la etapa de producción terciaria considera métodos de EOR que pueden ser térmicos, de inyección de gas o químicos. Explicó de qué trata el proceso de “conformance”, el cual incluye una serie de pasos que empiezan con una evaluación inicial, seguido de la caracterización del reservorio para conocer los problemas detectados con el fin de elegir y aplicar la apropiada solución, hasta finalizar con una evaluación de los resultados con el fin de optimizar e incrementar la producción en el reservorio. Maged se detuvo a explicar que para el diagnóstico de los yacimientos existen varias tecnologías que se suelen aplicar según las condiciones del yacimiento, tales como PNC (Pulsed Neutron Capture) y PNS (Pulsed Neutron Spectral). También dio algunos ejemplos de la importancia de la correcta interpretación de los resultados obtenidos al utilizar estas técnicas. De acuerdo al experto, para el completamiento e integridad de los pozos se pueden utilizar cuatro herramientas que tienen como objetivo realizar una evaluación a la cementación y una inspección al revestimiento, el Ultrasonic CAST, el CBL/VDL Cement Bond Log/Variable Density Log, el MIT Multiginger Image Tool y el MTT Magnetic Thickness Tool. Cada una con apropiadas aplicaciones según su funcionalidad. En consecuencia mencionó que durante la supervisión y diagnóstico de la producción se debe tener en cuenta el monitorear Enero 2014 / Petroleum 288 17
Una experiencia digital en el Schlumberger Reservoir Laboratory El 5 de Diciembre la empresa líder en soluciones tecnológicas para la industria del petróleo y gas dio a conocer el lanzamiento de los servicios digitales para el análisis de rocas y fluidos que ofrece CoreFlow Muestras de rocas y fluidos obtenidos en el Schlumberger Reservoir Laboratories
n un tour especial para la prensa, Schlumberger dio a conocer los detalles del reciente lanzamiento del avanzado servicio CoreFlow para el análisis digital de rocas y fluidos, en las instalaciones del Schlumberger Reservoir Laboratory de Houston. Mediante una serie de presentaciones técnicas, la actividad cumplió su objetivo al divulgar las ventajas de este nuevo servicio que ofrece un modelo digital en 3D aplicable que ayuda a obtener una mejor comprensión de la interacción roca – fluido del yacimiento. CoreFlow puede ser aplicado en todos los tipos de yacimiento, incluso carbonatos, areniscas y shale. Los asistentes no solo recorrieron el laboratorio de análisis de núcleos, además, experimentaron la emoción de observar el flujo de los fluidos a través de los poros de las rocas en un acogedor teatro 3D, con la guía de expertos técnicos en el área. La jornada proporcionó una visión profunda del conocimiento sobre lo que sucede en los yacimientos, vital para ayudar a clientes y relacionados a tomar las mejores decisiones para sus proyectos. Los expertos técnicos hablaron sobre cómo los servicios de CoreFlow combinan la extensa experiencia en laboratorio con las tecnologías de modelado y prueba más avanzadas de la industria. Enfatizaron que la tecnología de análisis digital que incorpora este servicio, ofrece una visión completa de la muestra del núcleo para alcanzar una mayor precisión desde todos los ángulos.
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Análisis físico y digital de rocas y fluidos CoreFlow integra la rutina de análisis físico de núcleo con lo último en tecnología de análisis digital lo que permite obtener una visión más precisa e integral de la muestra de núcleo. Con los servicios que integra es posible saber a ciencia cierta cuál roca del yacimiento luce a diferentes escalas. Esta combinación única de análisis de núcleo físico y digital brinda un modelo completo, predictivo y aplicable a través del cual los clientes pueden tomar decisiones cruciales acerca de sus retos más complejos. A diferencia de otros métodos, este enfoque todo-en-uno utiliza simulaciones digitales para orientar las mediciones físicas de laboratorio a fin de refinar estas simulaciones, asegurando la obtención y utilización adecuada de los datos. También utiliza el conocimiento en profundidad de las propiedades de los fluidos para crear modelos digitales de fluidos para la simulación de flujo. Al obtener un modelo propio de ambas características (físicas y digitales) se puede tomar decisiones informadas con mayor rapidez. Según el análisis, las respuestas se pueden entregar en cuestión de minutos en lugar de horas, días en lugar de semanas y meses en lugar de años, en comparación con el análisis físico. Los servicios incluyen: – Registro y scanner CT de energía dual de núcleo completo – Análisis e imágenes microCT de núcleo
Eya Tkachenko, Media Relations Specialist, Schlumberger; Ricardo J. Soto, Global Marketing Director, Petroleum; y Lisa Ann Hofmann, Media Relations Manager, Schlumberger
Con el servicio de análisis e imágenes SEM (Scanning Electron Microscope) se obtienen imágenes 2D y 3D para visualizar la textura y la conectividad de los poros en yacimientos no convencionales
– Análisis e imágenes SEM (Scanning Electron Microscope) – Simulación DHD (Direct HydroDynamics).
10 años de la ANH
Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014 Laura M. Albarracín Montoya
“Los hidrocarburos son un recurso de todos los colombianos y tiene que beneficiar a todo el país”, fue el lema para este proceso licitatorio de áreas de exploración que la Agencia Nacional de Hidrocarburos planea lanzar de manera oficial en Febrero, para la adjudicación de áreas a finales de Julio
a Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, realizó el 17 de Diciembre en Bogotá el pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014, en la que se prevé adjudicar nuevos bloques petroleros en cinco áreas y tipos de yacimientos, para abarcar un total de 22 millones de hectáreas. Por casi 10 años la ANH, ha cumplido un papel fundamental en su rol de administrar las áreas potencialmente prospectivas para ofrecerlas a los inversionistas en procesos competitivos que aseguren la continuidad de la exploración y ayuden a adicionar nuevas reservas de petróleo y gas, además de aumentar la producción del país, con condiciones de desarrollo para el estado colombiano. De allí el pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014. Orlando Cabrales Segovia, Viceministro de Energía y Javier Betancourt Valle, Presidente de la ANH, adelantaron detalles de todo el proceso en una apuesta por la búsqueda de más petróleo bajo mecanismos competitivos, como en las rondas anteriores. Cabrales resaltó los cambios que la ANH ha logrado gestionar, entre los que mencionó el fortalecimiento de Ecopetrol. Además comentó que la Agencia ha logrado administrar el recurso, impulsar la inversión nacional y extranjera y asignar áreas de forma transparente.
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Mapa de Áreas a Licitar en la Ronda Colombia 2014. Fuente ANH
“El crecimiento de las reservas, la perforación de pozos y la renta fiscal han aumentado en los últimos 3 años, en un porcentaje significativo’’ acotó Cabrales. Agregó que entre los retos que se tienen para el futuro próximo, se definen cuatro ejes estratégicos: el incrementar los factores de recobro, los crudos pesados, las exploraciones costa afuera y los yacimientos convencionales y no convencionales. Luego de invitar al acompañamiento de la oferta pública el 23 de Julio, Javier Betancourt hizo un recorrido histórico de los retos de la ANH, que ha firmado contratos por más de 200 bloques, rompiendo récords en perforación y actividad sísmica. Para el representante de la Agencia a lo largo de 10 años se ha tenido como objetivo gene-
rar asociación con la industria, por lo que aclaró que el beneficio del país depende de la actividad petrolera, es decir, que el éxito de las empresas es el éxito para todos. “Las actividades sólo son exitosas si se tiene como objetivo las relaciones con la comunidad y el respeto por el medio ambiente, pues las comunidades son las que dan la permanencia y las que permiten tener unas relaciones fructíferas que darán el éxito a la operación’’, agregó. Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH, presentó detalles de las áreas que se ofertarán de acuerdo al proceso competitivo 2014. En esta oportunidad –mencionó- se han establecido unas características especiales que permiten ofrecer todas las herramientas para tomar
las mejores decisiones sobre las posibles exploraciones en las cuencas colombianas. Dijo asimismo que la ANH se esmeró en obtener la información de forma rápida, efectiva y tecnológica, para disponer portafolios de inversiones y Datarooms virtuales, que permitan acceder desde cualquier parte del mundo a la información, mediante la entrega de paquetes de información integrados con información sísmica en plataformas interactivas, entre otros.
Areas prospectivas La Ronda Colombia 2014 comprenderá cinco áreas estratégicas: • Yacimientos Descubiertos No Desarrollados (YDND), cuyas actividades corresponderán a una fase única, que incluye la identificación de anomalías geoeléctricas asociadas a la presencia de hidrocarburos, el reprocesamiento y/o adquisición sísmica y la evaluación y análisis del yacimiento. • Yacimientos de Gas Metano asociados a Mantos de Carbón (CBM), en áreas continentales. Existen estudios en 12 distritos carboníferos y 6 áreas prospectivas ubicadas en La Guajira, Cesar, Cordillera Oriental, Santander, Norte de Santander, Córdoba y Norte de Antioquia. • Áreas E&P Costa afuera (Offshore), ubicadas en el Mar Caribe y en el Océano Pacífico en aguas profundas. Existe una fase única que incluye ensayos de piston core, la adquisición y/o reproceso de sísmica 2D y 3D y finalmente el cubrimiento batimétrico del área. • Yacimientos No Convencionales. Se tienen unas áreas prospectivas para shale oil donde se encuentra la formación Cansona, La Luna y Villeta. Se ha estudiado la presen-
cia de la roca generadora, la evaluación de espesores, la continuidad lateral, Oil, Gas/ Prone, la mineralogía para estimulación y la determinación del sweet spot. Comprenden tres fases con actividades de reprocesamiento y/o adquisición sísmica en 2D o 3D, la perforación de pozos estratigráficos con análisis geoquímicos, petrofísicos, registros de pozos, la perforación exploratoria, estimulación y pruebas. • Yacimientos Convencionales. Dos fases que comprenden la adquisición de sísmica y la perforación exploratoria.
Lanzamiento de la Ronda Colombia Al finalizar la presentación, Juan Fernando Martínez ratificó que con el próximo lanzamiento de la Ronda Colombia, la ANH estará brindando un espacio de participación para la industria nacional e internacional, entregando información moderna, integrada y con valor agregado, realizando estudios regionales al servicio de los procesos competitivos, mostrando áreas con visión geológica, que finalmente contribuyen al objetivo general de la Agencia, la incorporación de nuevas reservas. Nicolás Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas, publicó el cronograma preliminar de la Ronda Colombia 2014. Resaltó fechas como el 20 de Febrero, cuando se realizará el lanzamiento del proceso en Bogotá, y el acto público de apertura de ofertas el 23 de Julio, con la participación de los proponentes e inversionistas. El 28 de Julio la agencia dará a conocer la lista definitiva de elegibilidad y adjudicación o, en su defecto, la declaratoria de desierta de las áreas. Enero 2014 / Petroleum 288 21
Repsol inició la producción del mayor pozo de gas de Bolivia La empresa puso en marcha el pozo Margarita 6, el cual se convierte en el pozo más productivo de Bolivia y de toda la cuenca Subandina, con seis millones de metros cúbicos diarios de gas El pozo Margarita 6 pertenece a la segunda fase del proyecto Margarita-Huacaya, que ha logrado incrementar su producción hasta los 15 millones de metros cúbicos de gas diarios
epsol arrancó la producción del pozo Margarita 6, en el sur de Bolivia, que con seis millones de metros cúbicos diarios de gas se convierte, según la empresa, en el pozo más productivo de la historia del país y de toda la cuenca Subandina, que se extiende por Bolivia, Argentina y Perú. Margarita 6 constituye el segundo de los cuatro pozos que Repsol tiene previsto perforar como parte de la segunda fase del proyecto Margarita-Huacaya. La perforación comenzó en Abril de 2012 y concluyó el 5 de Octubre del año pasado, con un costo total de US$74,5 millones. Justo a principios de Octubre Repsol inauguró la ampliación de la planta de procesamiento de gas de Margarita, obras
en la que superó las previsiones en cuanto a plazos y producción de esta infraestructura, con el manejo de un volumen de hasta los 15 millones de metros cúbicos de gas diarios, al 20 de Diciembre. Durante los trabajos en Margarita 6 Repsol dio cuenta de la aplicación de una serie de tecnologías para optimizar los tiempos de perforación y garantizar una mayor vida útil de las instalaciones, estimada en 20 años.
Margarita-Huacaya El plan de desarrollo del área MargaritaHuacaya contempla una inversión total de US$640 millones, y es uno de los proyectos clave de crecimiento dentro del Plan Estratégico 2012-2016 de la empresa española.
En conjunto, los campos Margarita y Huacaya conforman un área de explotación con una superficie de 123.000 hectáreas, en la zona sur de Bolivia, en el departamento de Tarija. Allí se localizan 6 pozos en producción, con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros. Como parte de esta segunda fase del proyecto, Repsol prevé la perforación de dos nuevos pozos, Margarita 7 y Margarita 8, y la realización de sísmica 2D y 3D. La meta es alcanzar en 2014 los 4.350 y 4.500 metros de profundidad respectivamente. El consorcio Caipipendi, encargado del proyecto, es operado por Repsol con una participación del 37,5%, y tiene como socios a BG (37,5%) y PAE E&P (25%).
Petrobras declara comercialidad de tres áreas en el presal
El ente regulador, ANP, recibió la declaración de comercialidad de las áreas Carioca, Franco y Sul de Tupi, todas con reservorios de petróleo con gravedad entre 26º y 28º API
a principal petrolera de Brasil presentó ante la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, ANP, la declaración de comercialidad de la acumulación de petróleo del área de Carioca, y también de las acumulaciones de petróleo y gas de las áreas Franco y Sul de Tupi, todas localizadas en el presal de la Cuenca de Santos. En relación a Carioca, situado en el bloque BM-S-9, sugirió al ente regulador que el nuevo campo sea denominado Lapa. Esta área con reservorios de petróleo de buena calidad (en torno a 26º API), y un volumen recuperable total estimado en 459 millones de barriles de petróleo equivalente, se proyecta como otro campo de grandes dimensiones en la frontera del presal. Se encuentra localizado a 270 Km de la costa del Estado de São Paulo a una profundidad de agua de aproximadamente 2.140 metros.
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Petrobras (45%) y sus socios BG E&P Brasil (30%) y Repsol Sinopec Brasil (25%) prevén extraer el primer petróleo en el tercer trimestre de 2016.
Franco y Sul de Tupi Respecto a las áreas Franco y Sul de Tupi, previstas en el contrato de Cesión Onerosa, la petrolera sugirió su denominación como Búzios y Lula Sul, respectivamente. El volumen para el área de Franco, de 3.058 millones de barriles de petróleo equivalente, fue comprobado en la fase exploratoria. Sus reservorios del presal son contenedores de petróleo de buena calidad (entre 26º y 28º API). Petrobras adquirió datos sísmicos 3D en toda el área, perforó dos pozos obligatorios y seis adicionales, con el objetivo de delimitar y caracterizar los reservorios, además de una prueba de formación de larga duración. Está
ubicado a 200 Km de la costa del Estado de Río de Janeiro a una profundidad de agua entre 1.600 y 2.100 metros. Petrobras planea la entrada en operación de cinco sistemas de producción en Búzios hasta 2020. Por su parte, el área de Sul de Tupi, con 128 millones de barriles de petróleo equivalente, contiene reservorios portadores de petróleo de buena calidad (27º API). Allí Petrobras adquirió datos sísmicos 3D y perforó un pozo, conforme al plan exploratorio obligatorio. Está localizado a 300 Km de la costa del Estado de Río de Janeiro en una lámina de 2.200 metros. La producción se realizará por el mismo sistema de producción previsto para el módulo Extremo Sul del campo de Lula, con planes de obtener el primer petróleo en el primer trimestre de 2017.
Situación y perspectivas para el sector de hidrocarburos en Colombia Laura Marcela Albarracín / Heglenys Perozo
Bajo el lema “2013 un buen año pero con grandes desafíos” la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, hizo un balance de los resultados de la industria petrolera en el país y las perspectivas que se tienen para el año que inicia
La industria petrolera colombiana sigue consolidándose como la mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico
l 2014 llega con grandes retos para la industria petrolera colombiana que dependen de un trabajo junto al Gobierno nacional donde existan garantías para operar y se logren superar problemas de orden público y de licencias ambientales. En tal sentido se demandan mayores esfuerzos para aumentar la actividad exploratoria a fin de apuntar nuevos descubrimientos. Para hacer un recuento anual del sector de hidrocarburos y mostrar los desafíos que se vienen para el 2014, la Asociación Colombiana del Petróleo ofreció un desayuno el 11 de Diciembre en Bogotá, en reconocimiento al espacio brindado por los medios de comunicación a la información generada en esta dinámica industria. Bajo la conducción de Alejandro Martínez, Presidente de ACP, se expusieron los principales indicadores de este balance en dos áreas fundamentales, en primer lugar en materia de exploración y la producción, seguido por los combustibles y lubricantes. Asimismo se resaltó algunas de las preocupaciones y
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limitantes que hoy se observan en el sector y que plantean retos a futuro.
Exploración y producción El balance de los resultados durante 2013 concluyó que el sector petrolero en Colombia sigue creciendo por encima de la economía, con un estimado del 7% en el PIB al cierre de Diciembre, superando a la economía con un porcentaje del 4%. En los últimos ocho años, la participación de este sector en el PIB total del país ha crecido en aproximadamente el 50%. El sector sigue realizando grandes aportes a las regiones y a la Nación. Las exportaciones de hidrocarburos representan más del 50% de las exportaciones totales del país, según el DANE (Departamento Administrativo Nacional de Estadística). Igualmente se estima que en 2013 la producción de crudo haya crecido en un 7% frente al 2012 pese a las restricciones operativas y de orden público, igualmente la producción de gas con un aumento de 1%
frente al año anterior. Con estos resultados la industria sigue consolidándose como la mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico. En contraposición se mencionó que la inversión extranjera directa en el sector petrolero, la cual representa un tercio de la inversión extranjera en Colombia, viene disminuyendo. A Junio de 2013 esta inversión en el sector petrolero bajó en 8%, mientras que en el resto de los sectores creció en 16%. Se estima que durante 2014 esta disminución de la inversión extranjera en el sector hidrocarburos alcance el 5% anual. En materia exploratoria resalta el dinamismo de la sísmica principalmente costa afuera, pero con una caída en tierra firme. Un aproximado de sólo 7 mil Km de sísmica se ejecutaron, principalmente debido a dificultades en las operaciones por problemas de orden público, consulta previa, bloqueos y restricciones ambientales. No obstante, en 2013 el país habrá alcanzado el mayor nivel de sísmica en la historia
Reporte (unos 30 mil Km de sísmica equivalente). Asimismo se estima una reducción del 12% en el total de pozos exploratorios, lo que equivale a 115 pozos. La cantidad representa el 56% de lo programado por la industria para todo el año, lo que significa que unos 89 pozos no fueron ejecutados por las razones mencionadas anteriormente. De manera que como resultados positivos en materia de exploración y producción, Colombia alcanzó en 2013 el mayor nivel de sísmica adquirida en su historia, pero 26 proyectos onshore no se pudieron ejecutar. También obtuvo la tercera cifra más alta en la historia en cuanto a pozos exploratorios, sin embargo tuvo una caída del 12% frente al 2012. Por otra parte, alcanzó la máxima cifra en la producción, no obstante estuvo por debajo de la meta propuesta para el 2013. Mientras que los pozos de desarrollo también registraron la tercera cifra más alta del país, pero aún así mostraron una reducción del 10% respecto al año anterior. Las proyecciones y perspectivas en EyP para el año que inicia son alentadoras. Según cálculos de la ACP, el sector petrolero seguirá generando grandes aportes al país,
En 2013 el sector de hidrocarburos tuvo una tendencia positiva en producción, exportación y crecimiento general, pero se deben superar los obstáculos que redujeron la actividad exploratoria, de sísmica en tierra firme, pozos exploratorios y de desarrollo con un estimado de 10 billones de pesos en regalías, lo que superaría en 21% lo generado por este concepto en 2013. También se podrá observar un incremento del 12% en los impuestos, derechos económicos y dividendos de Ecopetrol, con 25 billones. Lo anterior arrojaría un total de aporte al Estado de 35 billones de pesos, con una participación estatal ponderada en la renta petrolera del 81%.
Se prevé que en 2014, el nivel de producción promedio se ubicará en un millón 30 mil barriles diarios de petróleo. En sísmica se estima un cifra similar a la alcanzada en 2013, con una meta de 17 mil Km equivalentes en tierra y 13 mil en costafuera. Asimismo en pozos exploratorios se mantendrá el nivel de programación de 2013, para un total de 209 pozos (incluyendo 3 pozos costafuera). Los pozos de desarrollo alcanzarán entre 900 y 1.000. De acuerdo al Presidente de la ACP, Alejandro Martínez para el mediano plazo “se requiere incrementar sustancialmente los esfuerzos exploratorios para alcanzar las metas macroeconómicas del gobierno, lo que requiere a su vez mantener niveles altos de producción”. En este caso se necesita un incremento sustancial en nuevas reservas dada la declinación en campos existentes. Según la ANH, hay una declinación promedio anual del 14% en estos campos. Para contrarrestar esta condición se plantea que el mejoramiento de recobro puede incorporar 1.100 millones de barriles (Mbbl) de reservas adicionales en los próximos diez años. De igual modo para alcanzar estas metas, deberá incrementarse en 60% la
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Reporte actividad exploratoria de los últimos tres años. Ello equivale a unos 1.470 pozos exploratorios en los próximos diez años (190 pozos exploratorios perforados cada año durante los primeros 5 años) para añadir unos 4 mil millones de nuevas reservas. Los yacimientos no convencionales, crudos pesados y descubrimientos costa afuera, serán esenciales para cumplir las metas propuestas. “El país requiere incrementar sus tasas de crecimiento para cumplir las metas fiscales, la industria sigue teniendo el interés pero eso no es sostenible en el tiempo si se siguen presentando las restricciones en las operaciones” sostuvo Alejandro Martínez. Como principales retos destaca el trabajo conjunto con el Gobierno nacional para atender problemas de índole ambiental, de orden público, conflictividad social y de competitividad del sector.
Combustibles y Lubricantes En el área de combustibles y lubricantes, debido a las menores operaciones de las empresas mineras, la menor movilidad de carga y los altos costos del diésel en 2013
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afectó la demanda de este combustible. Sin embargo, el sector sigue creciendo de forma positiva a la par con la actividad económica en gasolina motor (corriente y extra) mientras que el diésel presentó una fuerte caída entre 2012 y 2013, debido a que el precio de este combustible no ha bajado en el mismo ritmo que ha disminuido el precio de la gasolina. El sector de distribución de combustibles suministra energía a las industrias claves para el desarrollo del país, en un 93% al sector de transporte, un 4% al sector agroindustrial, el 2% al industrial y un 1% a la generación eléctrica. Esto contribuye a la creciente presencia comercial que continúa fomentando el desarrollo económico y regional del país. En ese sentido, el sector atiende las necesidades de movilidad a través de 4.800 estaciones de servicio abanderadas en cerca de 900 municipios en todo el país. De esta manera el gobierno recauda el impuesto nacional y de sobretasa lo cual representa en 1% del PIB nacional. Los precios de los combustibles siguen dependiendo de la coyuntura de precios internacionales favorables, de las deci-
siones gubernamentales y de la mayor competencia en el mercado. En contraposición se observó como preocupante que existe una evolución del contrabando de gasolina, lo que ha generado que entre 2009 y 2012 el Gobierno dejara de recibir cerca de 2.9 billones de pesos. Además existe una alta preocupación por la falsificación de lubricantes y la usurpación de marcas ya que actualmente el porcentaje del ilícito de lubricantes es del 20,4% de total de aceites lubricantes consumidos en el mercado nacional y de 29,7% del total de aceites lubricantes para automotores. Como retos para el 2014 en este sector está la adopción de un marco de política pública para el mercado de combustibles, lo que incluye una para la fijación de precios que garantice el abastecimiento confiable y seguro de combustibles de buena calidad. Asimismo la toma de acciones efectivas contra el contrabando de combustibles y de la falsificación de lubricantes. Se proyecta que tanto la gasolina como el diésel - ACPM seguirán creciendo según la demanda proyectada hasta el 2021.
Presidente de Asociación Colombiana del Petróleo ¿Qué tanto cree que ayuda al crecimiento de las reservas de 2013 los dos campos, Caño Sur y Akacías, que pusieron a la comercialidad Ecopetrol y sus socios? Es una ayuda importante, que muestra que vamos en la dirección correcta, un paso que es muy positivo, pero no soluciona los problemas del país. Lo cual implica que tenemos que redoblar esfuerzos y aumentar la actividad exploratoria. Para poder cumplir las metas fiscales en el mediano plazo se debe aumentar en un 60% la actividad exploratoria que tiene hoy el país para llegar a unos 190 pozos exploratorios por año. El llamado es a poder realizar más operaciones porque el país necesita para la estabilidad macroeconómica aumentar la actividad exploratoria actual. ¿En el campo Caño Sur la comercialidad sólo fue del 10% del campo en Akacías es sólo el 4,7%. Qué perspectiva le da eso a la industria petrolera en cuanto al éxito de la operación? Son muy buenas noticias, lo que pasa es que son crudos pesados, entonces el recobro del yacimiento es del 10% y estamos hablando de las primeras fases. Es positivo para el mejoramiento de las reservas del país pero se debe aumentar el nivel de exploración para atender los retos que el país tiene con la meta fiscal de mediano plazo, un incremento de 5 mil millones de barriles de reservas. ¿Qué implica para la industria las metas fiscales? Implica un incremento del 60%, implica inversiones en campos existentes para mejorar el recobro de campos actuales, pero también nuevos descubrimientos, estamos teniendo una desaceleración en nuestras tasas de crecimiento debido a las restricciones que se están presentando, esperamos que esto con ayuda del Gobierno se pueda superar para obtener mejores resultados. ¿Esas restricciones cómo están afectando los planes de inversión de las petroleras internacionales? El sector sigue teniendo interés en invertir, tenemos una desaceleración por estas restricciones operacionales, ya que las demoras nos impiden cumplir con los planes y presupuestos asignados, esperamos que estas dificultades se puedan superar con el trabajo que se está realizando junto al Gobierno.
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Energía: Retos y Oportunidades Se presenta un extracto de un estudio desarrollado por ARPEL en forma conjunta con los organismos regionales vinculados a la integración y al sector energético: ALADI, CEPAL, CIER, OEA, OLADE y WEC, y el auspicio de CAF, en el cual se hace un diagnóstico del estado actual y lecciones aprendidas del sector energético de la región. El estudio toma en cuenta el balance oferta demanda de energía, así como elementos institucionales y regulatorios, sociales y ambientales, de modo tal que sus resultados permitan impulsar una nueva agenda energética para América Latina y el Caribe con un enfoque integral. Petroleum destaca de este amplio informe aquellos elementos que tienen mayor vinculación con el sector petróleo y gas Panorama económico energético El marco económico mundial ha mostrado profundas transformaciones en las dos últimas décadas, con fuertes repercusiones globales y particularmente en América Latina y el Caribe (ALyC). En 2011 el crecimiento económico mundial fue del 2,7%, mientras que en 2012 fue de 2,2%, y se estima que crecerá 2,4% en 2013. Apenas una cuarta parte de este crecimiento se genera en los países industrializados. Los países en desarrollo, por el contrario, mantuvieron un cierto dinamismo y aportaron una fracción mayoritaria del crecimiento de la
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Se presume que el petróleo de fácil ubicación y a bajo costo ha sido ya descubierto y desarrollado en su gran mayoría, por lo que nuevas fuentes de suministro tendrán que ser exploradas y desarrolladas en entornos cada vez más complejos
economía mundial en 2011 y 2012, con una contribución particular de los países asiáticos, liderados por China. El PIB de ALyC creció 4,3% en 2011, 3,1% en 2012, y se prevé un incremento de 3,9% para 2013. ALyC es la región del mundo que registró el mayor crecimiento de las exportaciones en 2011 y 2012. Ha logrado este resultado en parte porque es la zona que menos depende de la Unión Europea como mercado de destino. Además, la demanda de EEUU y China, sus dos principales socios comerciales, mantuvo un crecimiento positivo. Ello benefició principalmente a México y Centroamérica en el primer caso, y a América del Sur en el segundo. A lo largo de 20 años de expansión de los flujos de Inversión Extranjera Directa (IED), las empresas transnacionales han consolidado una amplia presencia en ALyC. A la vez, la repatriación de utilidades hacia las casas matrices ha crecido de forma significativa. De hecho, ha subido de un promedio cercano a 20.000 millones de dólares entre 1998 y 2003, hasta unos 90.000 millones de dólares en promedio para el período 2007-2010. Por otra parte, diferentes estudios y análisis
de la evolución de la demanda energética mundial coinciden en señalar que los principales incrementos de la demanda de materias primas provendrán de los países en desarrollo. Enfatizan la dificultad de reemplazar, al menos en los próximos 20 años, el creciente uso de los combustibles fósiles, en especial petróleo, gas y carbón –aproximadamente 65% a 70% de la matriz energética mundial en el futuro previsible–. En este contexto se presume que el petróleo de fácil ubicación y a bajo costo ha sido ya descubierto y desarrollado en su gran mayoría. Nuevas fuentes de suministro tendrán que ser exploradas y desarrolladas en entornos cada vez más complejos; por ello, el potencial uso de hidrocarburos no convencionales es un fenómeno que ha cobrado importancia en el marco de la búsqueda de soluciones que respondan a la demanda futura de energéticos, lo que tendrá un impacto importante en países de economías emergentes y con alta población. En los últimos años se ha venido registrando una mayor dependencia relativa de la región asiática hacia el petróleo suministrado por los países productores del Medio Oriente; en tanto para Europa la mayor dependencia
Reporte es con Rusia. En contraste, EEUU viene experimentando una mayor diversificación de sus fuentes de suministro (impacto de la producción de shale gas en dicha nación). Existe un creciente cuestionamiento acerca de la sustentabilidad del modo de crecimiento que prevalece en la actualidad, particularmente el del sector energético, lo cual está dando lugar a un nuevo paradigma de desarrollo económico y tecnológico, llamado “economía verde” por algunos y “economía sostenible” por otros. El impulso de una amplia variedad de energías renovables no convencionales y de la eficiencia energética, incluyendo la discusión y desarrollo de conceptos tales como smart grids, el automóvil eléctrico e híbridos, la institucionalización de la industria del reciclado, las formas alternativas de transporte público, la captura de carbono en la propia industria energética y el diseño ecológico de edificaciones, son algunas de las expresiones de este nuevo paradigma.
La región de ALyC deberá poder satisfacer en los próximos 20 años demandas no menores a 5,8 millones barriles/día (MMBD) de petróleo para su consumo interno En la perspectiva reseñada, la energía eólica ha venido experimentando avances tecnológicos muy significativos, al igual que el desarrollo de la energía solar y la geotermia. De igual modo, la producción de biocombustibles se ha incrementado de manera acelerada (la región de ALyC es pionera en este tema, en especial por la participación de Brasil).
Situación en América Latina y el Caribe Existe aún un gran potencial de oportunidades de comercio e integración productiva entre los países de ALyC, que de concretarse crearían economías de escala importantes. Lograr una madurez y consolidación de los procesos de integración subregionales y una mayor integración conjunta de dichos bloques es una prioridad sobre la que deben trabajar los países de la región y sus representaciones, superando los límites coyunturales del proteccionismo. ALyC tiene en la actualidad una participación de la energía renovable en la matriz
energética mundial (25%) relativamente más alta que otras zonas del mundo (Europa, América del Norte, Asia) debido principalmente a la elevada participación de la hidroelectricidad y de biocombustibles en varios países de América del Sur. Posee además un importante potencial de recursos renovables (hidroelectricidad, energía solar, energía eólica, biomasa, entre otros) que posibilitaría incrementar de manera significativa este indicador. A pesar de dicha consideración, en la matriz energética dominan el petróleo y sus derivados (con 41%), y el gas natural (con 28%). La región posee una posición estratégica en lo referente a las reservas de petróleo. Esto se debe, principalmente, a que en los últimos 10 años la empresa estatal venezolana Petróleos de Venezuela (Pdvsa) realizó una importante certificación de las reservas, gran parte de ellas localizadas en la Faja del Orinoco. Ello motivó que las reservas de petróleo de la región alcanzarán en el 2011 a 335.700 millones de barriles (109 bbl), con un crecimiento en el período 2000-2011 de 172,8%. En el caso del gas natural, la proporción del total de las reservas comprobadas de la región no solo disminuyó sobre el total mundial (6,5% en 1986 a 4,0% en 2011), sino que en varios países se ha producido una caída de reservas en términos absolutos. En 2011 las reservas llegaron a 7,97 Tm3 (1012m3) lo que significó una caída de 3,4% entre 2000 y 2011. La demanda de energía final en la región a 2011 alcanzó 4.353 millones de bep. Históricamente los sectores de mayor consumo de energía final en ALyC han sido el transporte (35%) y la industria (33%). El consumo residencial se aproxima al 16% y el resto de los sectores conforman el 16% restante. En cuanto a las fuentes utilizadas, casi las dos terceras partes corresponde a hidrocarburos (del cual 51% correspondió a petróleo y derivados, y 14% al gas natural), seguidos por la electricidad (16%). Se observa también un gran cambio en la participación de combustibles sólidos, donde la leña y carbón vegetal disminuyeron su participación de 11% en 2000 a 9% en 2011. Las tendencias registradas en las pautas de consumo del sector transporte –caracterizadas por una relativa mayor “dieselización” del parque automotor y un estancamiento relativo de la capacidad de refinación– han conducido a una mayor dependencia de la región hacia el diésel y gasolinas importadas. A pesar que a nivel global la región se perfila como gran exportadora de energía, esta situación presenta grandes desafíos, además de marcadas
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Reporte diferencias entre países y sub-regiones. En tal sentido, cabe decir que la posición exportadora se sustentaría básicamente por las reservas de Venezuela, siempre y cuando estas sean puestas en producción; y por las de Brasil, con un potencial mayor desarrollo del pre-sal. Se abre una interrogante para los casos de México, Colombia y Trinidad y Tobago, dado las evoluciones recientes de la relación reserva-producción. Para completar el análisis, habrá que ver cómo impactarán los recursos no convencionales en estas reservas. La producción de esquistos bituminosos está transformando el panorama del sector, lo cual hace que los países de ALyC se vean enfrentados a delinear políticas más activas para atraer la inversión. De esta forma, los hidrocarburos no convencionales constituyen un gran reto para la región. En cuanto a los desafíos, la región deberá poder satisfacer en los próximos 20 años demandas no menores a 5,8 millones barriles/día (MMBD) de petróleo para su consumo interno (lo que arroja una demanda incremental de no menos de 2 MMBD), niveles de entre 600 y 700 millones de m 3/día (MMm3/día) de gas natural (lo que significa un incremento mínimo de 200 MMm3/día), y entre 1.400 y
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La región de ALyC estaría llamada a desempeñar un nuevo papel en el escenario energético mundial en materia de suministro 1.700 TWh de demanda de energía eléctrica. Si se pretende alcanzar estas magnitudes, que superan las tasas de crecimiento históricas de demanda y oferta energética, y mantener la posición exportadora neta de energía, se requerirá de grandes inversiones en el sector. Los principales desajustes que deben hacerse para mantener el equilibrio en la oferta y demanda de energía, se refieren al crecimiento de la demanda de gas para generación eléctrica, que puede ser muy superior a la oferta proyectada y a la capacidad de reposición de reservas de gas natural. Por su parte, la capacidad de refinación creció solo al 0,3% anual acumulativo, para una demanda que lo hizo
al 2,4%. Si bien en países como Chile, Argentina y Brasil las refinerías poseen un grado de conversión y complejidad avanzado, reflejo de fuertes inversiones en mejora de las calidades de los derivados en las últimas dos décadas, la mayoría de las naciones de la región aún enfrentan importantes desafíos en este sentido. La desadaptación cualitativa y cuantitativa de las refinerías condujo a una mayor necesidad de importación de derivados como el diésel y las gasolinas, creando excedentes exportables de fuel oil de menor valorización en el mercado.
El sector hidrocarburos No existe en la región un modelo único para el desarrollo de la actividad petrolera, ni idénticas reglas para su regulación. Estas se han ido adaptando en cada país según criterios y objetivos disímiles de política nacional. Experiencias exitosas relacionadas con la seguridad jurídica y el diseño de contratos de exploración y explotación sugieren que toda modificación contractual será sostenible en el mediano y largo plazo, siempre y cuando sea acordada entre las partes involucradas: Estado y operador. La aplicación de las políticas de precios en la cadena de hidrocarburos líquidos y gaseosos no ha seguido un patrón único en Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela, grupo de productores-exportadores, quienes han aplicado desde 2003 a la fecha precios en sus mercados internos alejados de los costos de oportunidad. Otros países productores-exportadores como Brasil, Colombia y México, en cambio, sí han alineado sus precios internos a los internacionales, a pesar de diferencias en la gestión, pública o público-privada, de sus recursos hidrocarburíferos. La situación de las reservas varía según el país. Este aspecto es importante al momento de tomar en cuenta que la región estaría llamada a desempeñar un nuevo papel en el escenario energético mundial en materia de suministro, con las consecuencias geopolíticas respectivas. Los desafíos futuros para la industria del petróleo y gas se vinculan, entre otros con: • El posicionamiento de las empresas frente a la evolución de la demanda energética, por cuanto los combustibles fósiles seguirán energizando el planeta y nuestra región durante el siglo XXI. Los interrogantes son: ¿en qué medida, a qué costos y con qué impactos? • La transparencia y estabilidad de los marcos regulatorios. • La reducción del impacto socio-ambiental de los combustibles fósiles en la matriz energética.
Reporte • El nivel de reservas de petróleo y gas natural. • El potencial de gas y petróleo de esquisto (no convencional). • La caída en la producción de petróleo y el nivel de exportables. • La integración de los mercados de gas y electricidad, y las inversiones requeridas. • Las limitaciones en infraestructura de transporte de hidrocarburos y las inversiones requeridas. • El desarrollo de la capacidad de transporte y transformación de gas. • El crecimiento en la producción y reservas de hidrocarburos y las reservas requeridas. • El déficit de refinación, el desarrollo de infraestructura y las inversiones requeridas. • Las tarifas sociales (precios y subsidios) y su impacto en el consumo e inversión. • El desarrollo e impacto de cadenas energéticas sostenibles en la región. • La gestión del talento humano. • Los nuevos desarrollos tecnológicos y el dominio de tecnologías ya existentes para operar en nuevas fronteras con responsabilidad social y ambiental.
Integración gasífera
En Brasil la penetración del gas se basó sobre un supuesto similar. En tanto Bolivia, con reservas excedentes y gas abundante a precios razonables en el contexto de aquel momento, apareció como una opción para concretar una decisión compleja respecto a la conveniencia y oportunidad de diversificar la oferta energética brasilera. En tanto que las exportaciones en el gasoducto ColombiaVenezuela sufrieron interrupciones debido a una mayor exigencia de la demanda durante el fenómeno de El Niño en 2009-2010. Como consecuencia, en casi todos los países de la región se ha producido una proliferación de proyectos de plantas o soluciones de regasificación de GNL que permiten garantizar la seguridad de abastecimiento en desmedro de la integración regional. Trinidad y Tobago está diversificando notablemente los destinos de exportación de GNL dentro de ALyC (Brasil, México, República Dominicana, Argentina, entre otros). Ello como consecuencia en los últimos años del incremento de la producción de shale gas en EE.UU., uno de sus principales destinos de exportación. Algunos de los principales retos y desafíos en materia de integración gasífera son: • Prestar especial atención al desarrollo
de nuevas reservas de gas en algunos países de la región. Esta situación del mercado regional de gas hace que buena parte de las potenciales interconexiones de gasoductos solo tengan sentido si se descubren o ponen en producción nuevas reservas. En este sentido, si bien existe potencial para el desarrollo de recursos convencionales en áreas no explotadas así como de no convencionales, como el shale gas en Argentina y las reservas de pre-sal en Brasil, se requiere de una importante inversión de riesgo. Simultáneamente tiene que desarrollarse la infraestructura asociada para aprovechar dichos recursos. • Se requiere voluntad política de los gobiernos e instituciones, para que la planificación se realice con visión regional para el desarrollo de acuerdos entre países, adaptados a las características de cada proyecto. • Si bien existe un potencial de recursos que ha sido ponderado por diversos organismos, los análisis más recientes muestran un desajuste gradual entre demanda y oferta de gas. Por lo tanto, es prioritario desarrollar el potencial del gas en la región, así como elaborar una prospectiva integrada a nivel regional, para analizar opciones viables bajo las actuales pautas de integración.
La región de ALyC posee recursos de gas natural distribuidos de forma desigual, lo que favorece el desarrollo de una integración gasífera para optimizar la complementariedad energética y seguridad de abastecimiento. Existen diversos gasoductos construidos en la región que se impulsaron durante la década del 90 en un contexto de fuertes reformas del sector energético en países en los que la integración comenzó a manifestarse. En el Cono Sur, Argentina construyó gasoductos para la exportación de gas, principalmente con destino a Chile, aunque también a Brasil y Uruguay. Estos desarrollos estuvieron motivados tanto por la iniciativa privada de los productores argentinos de gas, como por la de los generadores eléctricos y otros actores de aquellos países que vieron la oportunidad de desarrollar mercados. Argentina aparecía con reservas de gas excedentes y se autodefinía como “país gasífero”. Chile, por su parte, adoptó una estrategia de expansión del parque de generación eléctrica en base a ciclos combinados, cuya alta eficiencia junto al supuesto respaldo de gas abundante y barato hacía aparecer esta opción como razonable. La llegada del gas con este destino facilitó también su penetración para usos en el sector industrial, residencial, comercial y vehicular. De este modo Chile diversificó su matriz energética.
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Caracterización y gerencia integrada de los yacimientos del Campo Nejo e impacto en su explotación exitosa Julián Salazar Velásquez, Francisco Arismendi Brito, Silvio Camperos Rosales, Emerio Aranzazu Villalobos, Monclova Pirineos Gas S.A de C.V / Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V.; Luis Velázquez Espinoza, Ignacio Layrisse Ramírez, Monclova Pirineos Gas S.A de C.V.; Mario Suárez Galván, Carlos Montejo Barragán, Alberto Ojeda Carballo, Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V.; Claudio Nieto García, Zacarías Moisés Contreras, Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción 1. Resumen
3. Caracterización y gerencia integrada de yacimientos
El Campo Nejo fue descubierto en 2003 por el pozo exploratorio Nejo-1, productor de gas y condensado en la Fm. Frío Marino del Oligoceno; iniciándose su explotación en 2007. El presente artículo tiene como objetivo, exponer el proceso de desarrollo en los últimos años y los resultados excepcionales soportados por la caracterización y gerencia integrada de yacimientos. Para soportar la explotación óptima de este campo, se elaboró el modelo integrado de los yacimientos; unido al mejoramiento continuo de la perforación, terminación y optimización de producción de pozos, así como a la incorporación oportuna de la infraestructura para el manejo de la producción. Al cierre de 2012 se han obtenido logros importantes en incremento de producción de gas, condensado, cuya clave del éxito ha tenido como plataforma, el trabajo en equipos multidisciplinarios encauzados hacia el incremento de la productividad y generación de valor, mediante la caracterización integrada de los yacimientos y el mejoramiento de las actividades de explotación.
El desarrollo del campo ha estado soportado por un ciclo de trabajo continuo, que se inicia con la caracterización multidisciplinaria integrada de los yacimientos, (Fig. 2). donde participan, retroalimentándose simultáneamente, las especialidades de geociencias y yacimientos para llevar a cabo el modelo geológico y evaluación petrofísica que sirven de base a los estudios de ingeniería de yacimiento y simulación, imprescindibles para generar los planes de explotación. El ciclo se cierra, pero continúa ininterrumpidamente en la actualización de los modelos estáticos y dinámicos con la nueva información aportada por el plan de explotación, que garantizan la calidad y éxito de los próximos proyectos.
2. Introducción El Bloque Nejo está ubicado en la Cuenca de Burgos, en el Noreste de México (Fig.1), operado desde 2007 por la empresa Iberoamericana de Hidrocarburos S.A de C.V (IHSA) La exploración en el área se inició en 1964 por PEMEX y continuó hasta 2003 cuando se descubre el campo con el Nejo-1, probado en cinco horizontes de la Fm. Frío Marino, desde la OFM-28 con 6.3 MMPCD de gas y 2,328 BPD de condensado, hasta la OFM-5 con 5.8 MMPCD de gas y 216 BPD de condensado. El desarrollo se inició en 2007, con producción inicial de 28.4 MMPCD de gas y 1,138 BPD de condensado. Se ha continuado con el desarrollo del campo, lográndose al cierre de 2012, incrementar la producción hasta 170.6 MMPCD de gas y 9,675 BPD de condensado. Las reservas certificadas 3P, han alcanzado 301.9 BCF de gas y 24.3 MMBLS de condensado.
Figura 1. Ubicación del Campo Nejo en la Cuenca de Burgos
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3.1. Modelo estratigráfico La secuencia estratigráfica del Oligoceno de la Fm. Frío Marino, se definió inicialmente tomando como referencia la sección tipo atravesada por el pozo descubridor Nejo-1, la cual se subdividió en doce miembros, desde el más antiguo OFM-28, hasta el más somero OFM; actualmente revisada en diecinueve miembros (Fig. 3) compuestos de areniscas líticas, cuarzo feldespáticas, de grano fino, cemento calcáreo y matriz arcillosa, con interestratificaciones delgadas y laminares de areniscas y lutitas.
3.2. Modelo sedimentario De acuerdo al estudio de Evaluación del Play Oligoceno Frío en el Sur de la Cuenca de Burgos, Área Nejo (PEMEX. Informe Interno. 2005), los yacimientos de este campo se interpretan asociados a plataforma somera con depósitos de flujos hiperpícnicos o derrames proximales, en las secuencias de Frío Marino Inferior y facies de frente deltaico distal y prodelta, en las secuencias superiores. Estos ambientes sedimentarios se han corroborado con el análisis de los núcleos disponibles en el campo Nejo, en donde se presentan areniscas muy finas y laminares, con bioturbación por ichnofósiles característicos,
Figura 2. Ciclo de trabajo continuo de caracterización y gerencia integrada de los yacimientos en Nejo
Tecnología Esta misma correspondencia se observa en toda columna geológica de la Formación Frío Marino, aspecto muy importante para la caracterización de las arenas prospectivas, lo cual ha permitido delinear los contactos agua-gas, establecer la geometría de los geocuerpos y seleccionar la cartera de localizaciones a perforarse jerarquizadas por su prospectividad. (Fig. 5)
Figura 5. Ejemplo de excelentes correspondencias entre la estructura, atributos sísmicos de AVO y distribución de Arena Neta de Hidrocarburo (ANH), ubicadas en los altos estructurales del anticlinal tipo “Roll Over”
Figura 3. Secuencia tipo original (2007) del pozo Nejo-1, de la Fm. Frío Marino con 12 intervalos; posteriormente revisada con 19 intervalos, de acuerdo al Estudio Integrado (2011)
los cuales indican profundidades de 20 a 100 m dentro de la zona de plataforma de baja energía y poco influenciado por el oleaje.
3.3. Modelo estructural Los primeros modelos se generaron tomando como base la interpretación de los cubos sísmicos 3D existentes, identificándose la presencia de tres bloques separados por fallas normales, escalonadas, de tipo lístricas, con echado hacia el Este y dirección predominante Norte-Sur, con altos estructurales generados por la formación de pliegues tipo “roll over”. Con la caracterización integrada, se ha visualizado con mayor precisión la presencia de tres bloques principales: Bloque Este, Central y Oeste, separados por fallas lístricas de alto desplazamiento vertical de hasta 200 metros (Fig.4). En estos altos estructurales se encuentran las acumulaciones principales de hidrocarburo, donde se han ubicado los pozos para el desarrollo del campo, soportados por la presencia de anomalías de Gradiente de AVO (Ángulo Lejano). A nivel de los miembros superiores e inferiores, es en la cresta de los altos estructurales de los “roll over” donde se detecta mayor respuesta de las anomalías de AVO de ángulo lejano de 27-45° con mayor brillo en los horizontes superiores y atenuación a medida que se desciende hacia los inferiores.
Figura 4. Modelo estructural 3D actualizado con la presencia de los bloques Este, Central y Oeste, separados por fallas lístricas de dirección promedio Norte-Sur y echado al Este
3.4. Atributos sísmicos Se ha observado buena correspondencia entre estructura, atributos sísmicos y distribución de arenas prospectivas. Con los atributos extraídos de la sísmica se han efectuado análisis de confiabilidad, tales como: AVO (Amplitud Variation with Offset) de Ángulo Lejano (27°-45%), AVO a nivel de “Gather Sísmico”, LMR (Lambda Mu Rho), Intercepto por Gradiente (IxG), Offset Lejano por Lejano menos Cercano [Lx(L-C)]; determinándose los factores de confiabilidad de los mismos, basado en las respuestas de estos atributos versus los resultados de petrofísica y producción de los pozos; concluyéndose que el atributo de mayor confiabilidad es el AVO (27-45°), el cual está más asociado a la presencia de gas en el yacimiento, con una confiabilidad de 82% en los miembros superiores (OFM-5) y 53% en los inferiores (OFM-28) (Fig.6)
3.5. Modelo petrofísico Se basó en la evaluación de los registros convencionales y especiales de los pozos y el ajuste y calibración de estos con los 104 metros de núcleos convencionales de cuatro (4) pozos e información de pruebas de producción y características de fluidos. Se determinaron los parámetros de corte para el conteo de Arena Neta de Hidrocarburo (ANH), tales como: de Saturación de Agua (SW) de 65%, Porosidad (Phi) de 11% y Arcillosidad (Vsh) de 25%. Con estos se llevó a cabo la propagación de todos los pozos al modelo
Figura 6. Respuesta del atributo sísmico de AVO de Offset Lejano (27-45°) con confiabilidad de 82% en OFM-5 y 53% en OFM-28, conformable con la estructura y fuerte contraste en la zona del contacto agua-gas
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Tecnología geocelular de la Fm. Frío Marino y Anáhuac, que sirvió de base para la generación de los mapas de Isopropiedades (Phi, SW y VSh) y Arena Neta de Hidrocarburos (ANH).
3.6. Modelo geomecánico Se generó mediante el procesamiento de registros sónicos de barrido, determinándose que la dirección del esfuerzo horizontal máximo (SH) tiene un promedio entre 8° a 18° al NE. Se observó bajo contraste de anisotropía entre estos en un rango entre 2.5% a 2.8%. Para las operaciones de perforación se concluye que especialmente los pozos direccionales y horizontales no estarían afectados por estos contrastes de esfuerzos geomecánicos, por lo que la dirección de la trayectoria se podría llevar a cabo en cualquier azimut; igualmente, la propagación de las fracturas hidráulicas no tendrían una dirección preferencial, lo cual explica la causa del incremento de presión en los pozos sometidos a refracturas debido a la conexión de nuevas áreas del yacimiento.
3.7. Ingeniería convencional y simulación de yacimientos El Modelo Estático sirvió de sustento para la elaboración del Modelo Dinámico, realizado en toda la secuencia de los yacimientos del Campo Nejo, mediante un flujo de trabajo que cubrió las etapas de: captura y validación de datos, análisis convencional, modelo de fluidos y roca, modelo de pozo, construcción e inicialización del modelo de simulación, ajuste histórico y predicción de comportamiento de presión y producción de gas, condensado y agua. Con base en el análisis de la Ingeniería Convencional y Simulación de Yacimientos se obtuvieron: i.	Volumen Original en Sitio de 1,086 BCF de gas y 69 MMBls de condensado. ii.	En un horizonte a 10 años hasta el 2021, se pronosticó una producción acumulada de 377 BCF de gas y 17 MMBls de condensado. iii.	El Factor de Recobro (FR) se estimó en 35% para gas y 24% para condensado. iv.	En los miembros inferiores de Bloque Este y Central se obtuvo un bajo Factor de Recobro entre 10 a 27%, mismo que está afectado por la heterogeneidad vertical y lateral de las arenas. v.	Debido a la baja permeabilidad (K<1md) el fracturamiento hidráulico es la actividad recomendada para reproducir el comportamiento de producción. vi.	El Factor de Recobro puede mejorarse mediante actividades de Levantamiento Artificial por Gas (LAG), refracturamientos, rerefracturamientos y Optimización de Producción.
4. Desarrollo actual y resultado La estrategia de explotación original se orientó al desarrollo de gas en los miembros someros de Frío Marino (OFM-5 a OFM-20). Sin embargo, en los últimos dos años, a partir de 2011 se reorientó la misma hacia la maximización de la producción de condensado, ubicado en los miembros inferiores (OFM-22 a OFM-30). La explotación de los yacimientos del campo se ha llevado a cabo en los últimos años, de 2007 al cierre de 2012, mediante la perforación de 230 pozos nuevos, discriminados en: 218 pozos de desarrollo y 4 de avanzada. Adicionalmente, se han perforado 8 exploratorios en los cuales se ha obtenido un 50% de éxito al resultar 4 pozos productores y 4 improductivos. Como consecuencia de la caracterización y gerencia integrada de los yacimientos se ha logrado un 98% de éxito en el resultado de los pozos de desarrollo y 75% de éxito en los pozos de avanzada. Esta última actividad ha permitido abrir nuevas oportunidades de desarrollo
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fuera de los límites conocidos del campo, con la perforación exitosa de tres pozos de avanzada, cuyo plan de desarrollo se inició en 2013. La integración multidisciplinaria de toda la información, junto con el trabajo en equipo entre geólogos, geofísicos, ingenieros de yacimientos, de perforación, infraestructura y producción, en los estudios previos de perforación y terminación de pozos, ha permitido dirigir la perforación hacia localizaciones de alta a muy alta prospectividad para garantizar el éxito y productividad de los mismos.
4.1. Experiencias en perforación, terminación y refracturamiento Las actividades de perforación se iniciaron en 2007 y al cierre de 2012 se han perforado 230 pozos. El primer pozo perforado se finalizó en 66 días a 2,966 metros, con tres revestidores. Al final de 2012 se han perforado 25 pozos similares con profundidad y tiempo promedio de 2,496 metros y 8.7 días. Desde el inicio del primer pozo hasta el cierre de 2012, se han implementado acciones de mejoramiento continuo, lo cual ha permitido lograr récords mundiales de avance diario en las tres etapas de perforación, tales como: 1,530 metros en etapa intermedia de 12 ¼”; 1,927 metros en etapa intermedia de 8 ½” y 1,692 metros en etapa final de 6 ¼”.Por otra parte, se perforó el primer pozo horizontal a 3,652 metros desarrollados, con 692 metros de navegación horizontal en etapa de 6 1/8” en un tiempo de 41.7 días versus 42.4 días programados. Este pozo fue probado oficialmente con 7.1 MMPCD de gas y 548 BPD de condensado a nivel de OFM-28. Adicionalmente, en las actividades de perforación se han obtenido y mantenido las certificaciones de Industria Limpia e ISO-14001, única empresa en México. En las actividades de terminación se ha establecido como mejor práctica, la terminación “Tubing Less” de 3 ½” para facilitar los trabajos de reparaciones mayores y menores y de mantenimiento. Debido a que los yacimientos son de muy baja permeabilidad, (<1 md), se ha implantado la terminación mediante fracturamiento hidráulico para la producción óptima de hidrocarburos. En las actividades de refracturamiento, la experiencia en los tres últimos años ha sido muy positiva, ya que en los 34 pozos trabajados se ha tenido un 97% de éxito, con un ganancial de 16 MMPCD de gas y 1,064 BPD de condensado, para un incremento de 155% y 122% respectivamente. En muchos de estos pozos las respuestas de presión indican que se conectan nuevas áreas del yacimiento; explicable por las propiedades geomecánicas de la formación, caracterizada por el bajo contraste de anisotropía entre los esfuerzos horizontales máximo (SH) y mínimo (Sh), que varía entre 2.5% a 2.8%.
4.2. Experiencias en Levantamiento Artificial por Gas (LAG) Desde la implantación en 2012 del proyecto de Levantamiento Artificial por Gas, compuesto por 21 pozos, al cierre de 2012 se logrado un ganancial de 6.7 MMPCD de gas y 1,296 BPD de condensado, con un incremento sustancial de 234% y 286% respectivamente; así como reservas recuperadas de 0.9 BCF de gas y 194 MBls de condensado, junto con disminución de la alta declinación mostrada en los pozos antes de la intervención, mejorando el recobro de condensado y gas. Con base en el éxito de este proyecto, se continuará expandiendo hacia el resto del campo en pozos productores de gas y condensado, con el fin de incrementar la producción, disminuir la declinación y por ende incrementar el Factor de Recobro de los yacimientos.
4.3. Infraestructura Con el fin de garantizar el manejo oportuno de los incrementos de producción de gas y condensado, se ha ejecutado la infraestructura necesaria, tales como: líneas de recolección y ductos, cinco módulos
Tecnología V.	Se han batido récords mundiales de avance en 24 horas en las tres etapas de perforación, tales como: 1,530 metros en etapa intermedia de 12 ¼”; 1,927 metros en etapa intermedia de 8 ½” y 1,692 metros en etapa final de 6 1/8”. VI.	Se perforó el primer pozo horizontal en 2012, el cual resultó superproductor.
Fig. 7. Comportamiento de producción de gas, aceite y condensado en Nejo
de recolección, construcción de dos estaciones de recolección y plantas de tratamiento de gas y ampliación de una con capacidad para manejar un total de 185 MMPCD de gas y construcción del Centro de Manejo de Líquidos (CML) con capacidad para operar 20 MBPD de condensado interconectado con el Centro de PEMEX por medio de un gasolinoducto de 10” por 160 Km.
4.4. Comportamiento histórico de producción Como resultado de todas las actividades anteriores se ha logrado un incremento extraordinario de la producción de gas y condensado (Fig.7). La producción de gas, de 28.4 MMPCD aumentó a 170.6 MMPCD (501%) y la de condensado se inició con 1,138 BPD hasta alcanzar 9,675 BPD al cierre de 2012 (750%).
4.5. Reservas certificadas La evolución de las reservas remanentes 3P certificadas han variado desde 83.6 BCF de gas en 2007 a 301.9 BCF en 2011 (261%) y las de condensado han aumentado de 2.2 MMBls a 24.3 MMBls en el mismo lapso (1005%). Estos incrementos sustanciales se han logrado principalmente debido a la estrategia de búsqueda de oportunidades de producción de gas y condensado en horizontes profundos de la OFM20 a OFM-30 y el descubrimiento del nuevo campo Lindero, ubicado a 14 Km al Norte de Nejo.
5. Experiencias y logros Con base en la caracterización y gerencia integrada de los yacimientos, junto con el trabajo en equipos multidisciplinarios, más la inversión de capital, se han obtenido excelentes resultados como: I.	Aumento de producción de gas desde 2007 a 2012, de 28.4 MMPCD a 170.6 MMPCD (501%). Igualmente la producción de condensado creció de 1,138 BPD a 9,675 BPD (750%) II.	Incremento de las reservas remanentes 3P de gas, de 83.6 BCF a 301.9 BCF (261%) y las de condensado de 2.2 MMBls a 24.3 MMBls (1005%) III.	Se ha logrado un Factor de Éxito de 98% en pozos de desarrollo, 75% en avanzada y 50% en exploratorios; así como 97% en refracturamiento hidráulico. IV.	Con el Levantamiento Artificial por Gas se ha logrado un ganancial de 6.7 MMPCD de gas y 1,296 BPD de condensado, lo cual constituye un aumento de 234% y 286% respectivamente.
La clave del éxito obtenido en los cinco años de explotación de este campo ha tenido como plataforma cuatro puntos principales: el personal, los procesos y tecnología más la inversión de capital. El personal se ha encauzado hacia el trabajo en equipos multidisciplinarios integrados, tanto internamente como con el cliente PEMEX, orientados hacia el incremento de la productividad y generación de valor agregado, con lo cual se ha logrado la caracterización de los yacimientos y la implantación, control, seguimiento y actualización de las actividades de perforación, terminación, reparaciones, optimización de producción e infraestructura. El plan estratégico futuro está dirigido hacia la continuación del incremento de la producción, especialmente de gas y condensado y búsqueda de nuevas oportunidades de expansión mediante la perforación de pozos avanzada y exploratoria.
7. Agradecimientos Nuestro agradecimiento a los integrantes de los equipos técnicos de Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V, de Monclova Pirineos Gas, S.A de C.V y del Activo Integral de Burgos de Petróleos Mexicanos por sus valiosos aportes en la consecución de los logros obtenidos, mismos que ha servido de fundamento para la elaboración de este trabajo.
8. Referencias Téllez Avilés, M.; Espiricueto Islas, A. et al.: “Evaluación del Play Oligoceno Frío en el Sur de la Cuenca de Burgos (Área Nejo)”. PEMEX Exploración y Producción. Septiembre 2005. (Informe inédito) Salazar Velásquez, J.; Azavache, A. et al.: “Estudio Integrado para la identificación de nuevas oportunidades en el Bloque Nejo. Cuenca de Burgos”. Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V. Agosto 2008. (Informe Inédito) Fragoso Estrada, A.; Samudio Horta, M. et al.: “Reprocesamiento de datos sísmicos tridimensionales con Descomposición Espectral y Atributos Sísmicos para el análisis de secuencias terrígenas del Campo Nejo”. Net Brains de México S.A de C.V e Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V (Informe Inédito). Julio 2008. García, E.; Mujica, D.; Treviño, E.: “Estudio integrado de procesamiento sísmico de AVO y Facies Sísmicas para detección de oportunidades exploratorias en el Bloque Nejo”. Equipo Técnico Tricon Geophysics e IHSA. (Informe Inédito). 2009. Mireles, A.; Dos Santos, S. et al.: “Confiabilidad de atributos sísmicos en el Campo Nejo. Cuenca de Burgos”. Jornadas Técnicas AIPM. Sección Reynosa. 2011. (Informe Inédito) Aguirre, E; Marsiglia, J; Trujillo, E. et al.: “Estudio Integrado: modelo estático, dinámico y plan de desarrollo del Campo Nejo”. Equipo Técnico Schlumberger-IHSA. (Informe Inédito). 2012. Satter, A.; Thakur, G.: Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach. Pennwell Books. Tulsa. 1994. Consentino, L.: Integrated Reservoir Studies. Institut Francais du Pétrole Publications. Editions Technip. Paris. 2001.
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Planificación y Ejecución de la Construcción de un pozo petrolero Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum
La construcción de un pozo petrolero se define como el proceso de perforar, efectuar evaluación petrofísica y completar en forma segura y rentable, con una inversión justa, un hoyo en el subsuelo para la producción de hidrocarburos, inyección de fluidos e investigación, entre otros propósitos
Planificación y Ejecución de la Construcción de un pozo petrolero
a construcción de un pozo petrolero, operacionalmente puede ser considerada, relativamente sencilla o extremadamente compleja, pero siempre será económicamente costosa. Por sencillo que sea, un pozo petrolero cuesta alrededor de un millón de dólares, por lo que debe responder siempre a un riguroso ejercicio de planificación (Visualización, Conceptualización y Diseño) y a un proceso de ejecución y puesta en operación, llevado a cabo por un centrado, entrenado y calificado personal, que utilice los mejores equipos, materiales y servicios y que permita disminuir incertidumbre y problemas operacionales, además de efectuar un adecuado control de costos. Todo lo dicho anteriormente, adquiere especial relevancia, porque las reservas de hidrocarburos de producción fácil, si bien no están agotadas, no son ahora las mas accesibles. El proceso requiere también de la conformación y coordinación de un número significativo de grupos de entrenados y calificados Geólogos, Ingenieros y Operadores. En la planificación, con la Visualización o Ingeniería Conceptual, se define el tipo de pozo a construir (Exploratorio, Avanzada, Desarrollo, Productor, Inyector, etc.); los objetivos del pozo (de la Corporación, de yacimientos, de Perforación); se ubica geográficamente el pozo y el yacimiento objetivo para la definición de la
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arquitectura del pozo (vertical, inclinado, horizontal); el alcance de la información que se espera obtener con el nuevo pozo (registros a hueco abierto y entubado, núcleos, pruebas de producción durante la perforación, etc.) y si se aplicarán nuevas tecnologías. Mediante la Conceptualización o Ingeniería Básica, utilizando la información de los pozos vecinos y de la Geología de Superficie, Gravimetría, Magnetometría y Sísmica de Reflexión, para los pozos exploratorios de nuevo campo, se prepara el programa de perforación preliminar del pozo. Este programa incluye, entre muchas otros aspectos, el diseño de la localización o plataforma del pozo, la selección del equipo o taladro de perforación, inclusión del nuevo pozo en el cronograma de taladros y la procura de materiales de largo tiempo de entrega. Finalmente, la etapa de planificación concluye con la Ingeniería de Detalle, que incluye el programa final de perforación del pozo, diseñar la completación mecánica proyectada, preparar el mejor estimado de costos y tiempo y concretar la contratación y compra de equipos, bienes y servicios. La ejecución comienza con la construcción de la localización o plataforma del pozo, la mudanza y vestida del taladro, la perforación, evaluación petrofisica y completación del pozo. La etapa termina con la puesta en servicio del pozo.
The Woodlands, Texas, USA • 4 - 6 de Febrero
Profesionales de, la ingeniería y ejecutivos de la industria de todo el mundo convergerán en uno de los eventos más populares de la Society of Petroleum Engineers, centrado en la tecnología de Fracturamiento Hidráulico
medida que la tecnología que permite el desarrollo de los recursos no convencionales crece en importancia, la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de SPE cobra mayor relevancia para nuestra industria”, afirma Karen Olson, Chairperson del Comité de Programa 2014, enfatizando que el estado del arte de la tecnología presentada en el evento constituye una contribución significativa a su mejora continua. En el marco de este encuentro se ofrece una visión amplia de las mejores prácticas mediante una combinación de documentos técnicos y conferencias de expertos, complementado con una exposición de las últimas tecnologías y soluciones de fracturamiento. Desde su creación en 2007 esta conferencia ha experimentado un crecimiento
continuo, llegando a alcanzar en 2013 una asistencia de más de 2.000 ingenieros, ejecutivos, expositores del sector no convencional, procedentes de Europa, Canadá, los EE.UU., países de Medio Oriente y América Latina, atraídos por la presentación de novedosas tecnologías, probadas en campo en todo el mundo. Este año la conferencia tiene como temas potenciales el completamiento de pozos de fracturamiento, modelado de fractura, fracturamiento de shales, metano de carbón y tight, ácido de fracturamiento y diagnóstico de factura, control de calidad en la fractura, fracturamiento de pozos horizontales, verticales y multilaterales y asuntos ambientales relacionados con las prácticas de fracturamiento.
El programa técnico incluirá una combinación de charlas y presentación de documentos técnicos, comenzando con una sesión plenaria y un panel de discusión de los principales expertos en el campo del fracturamiento hidráulico. En cada sesión de presentaciones técnicas los especialistas describirán los resultados en la aplicación de avanzadas tecnologías.
Cursos 3 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pm Fracturamiento hidráulico - Información General, Instructor: Carl T. Montgomery Este curso desarrolla las estrategias para completar pozos horizontales. Los participantes aprenderán las aplicaciones y dinámica de los pozos horizontales, incluyendo fluidos de perforación, desplazamiento de hoyo, cementación, perforación y estimulación. Asimismo, conocerán las directrices para seleccionar pantallas independientes y ejecución de empaques de grava horizontales. 7-8 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pm Fracturamiento hidráulico - Diseño y Tratamiento, Instructor: Michael B. Smith Este curso cubre los principios fundamentales relativos a la utilización de la fracturación hidráulica, tratamientos para estimular pozos de petróleo y gas. Incluye discusiones sobre cómo seleccionar los pozos para estimulación, lo que controla la propagación de fracturas, ancho de la fractura, cómo desarrollar conjuntos de datos y la forma de calcular las dimensiones de fractura. También cubre la información relativa a los fluidos de fracturamiento, agentes para apuntalar y cómo diseñar y bombear con éxito tratamientos de fracturamiento. 7-8 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pm Visión general de Imagen Microsísmica de Fracturamiento Hidráulico, Instructor: Kenneth D. Mahrer Este curso está diseñado para ofrecer a los participantes un conocimiento básico de la tecnología de imágenes de micro-fractura hidráulica, sus fundamentos, medios y métodos de aplicación y los beneficios que aporta. www.spe.org/events/hftc
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CERAWeek 2014 Houston, Texas • 3-7 de Marzo
La energía y la nueva competencia global La integración de conocimientos y puntos de vistas de un amplio grupo de líderes de la industria distingue este evento organizado por IHS Energy, que este año se enfocará en el acelerado ritmo de los cambios en los mercados energéticos
e acuerdo al criterio de expertos, el panorama competitivo se está desarrollando rápidamente, impactando a países, empresas, fuentes de suministro de combustibles para los mercados de uso final, así como también la inversión, logística, el capital humano y la innovación tecnológica. Tales cambios plantean asuntos urgentes, como el futuro de los no convencionales en Norteamérica y en todo el mundo, ¿cuáles serán los próximos puntos de suministro?, ¿ganará el gas natural la batalla por la cuota de mercado en el transporte, la energía eléctrica y otros rubros?, ¿qué modelos de innovación están surgiendo y cómo podrían cambiar el juego?¿cómo puede la industria gestionar las crecientes expectativas ambientales para operar?, son algunas de las tantas interrogantes a las que líderes de la industrias tratarán de darle respuesta en CERAWeek.
Agenda La agenda de CERAWeek 2014 incluye un amplio número de conferencias magistrales, sesiones plenarias, diálogos ministeriales, sesiones de estrategia, desayunos, almuerzos y cenas conferencias, además de las ya habituales reuniones de expertos de IHS centradas en temas como Perspectivas de la Economía Mundial, Innovación Tecnológica, Geopolítica, Revolución no Convencional, Amenazas Cibernéticas, Licencia de Funcionamiento, Desarrollo de Energía en África, Política Energética y Reglamento, Cambio Climático y Transición Energética. Hacer frente a la Interrupción y Futuro de la Competitividad en un Mundo Globalizado. La Semana de la Energía arranca el lunes 3 de Marzo, para ofrecer una visión de los cambios económicos y geopolíticos que se esperan a nivel global y regiones claves. La Cena Conferencia de apertura abordará el tema del futuro de la energía en México, con la participación del CEO de Pemex, Emilio Lozoya Austin y el Vice Chairman de IHS y Chairman de CERAWeek, Daniel Yergin. El segundo día incluye la Mesa de Discusión de Expertos en Petróleo, el Programa Energy Innovation Pioneers, y otras mesas en las que se tratarán realidades específicas en Canadá, Latinoamérica, Rusia, el Futuro de los Costos Upstream o las Tendencias Futuras de la Demanda de Petróleo de Asia. El orador del Almuerzo Conferencia será Christophe de Margerie, Chairman y CEO de Total, seguido de la intervención de Maria das Graças Silva Foster, CEO de Petrobras. La Cena Conferencia de ese día contará con Paolo Scaroni, CEO de Eni. La agenda para los días restantes es muy densa, y en ella destacan sesiones de Diálogos Estratégicos, Plenarias y Mesas de Debate de Expertos sobre los Mercados de Energía de América Latina, el Futuro de la Energía Nuclear y el Top 5 Desafíos de la Energía Global, entre muchas actividades que pueden ser consultadas en el sitio web: www.ceraweek.com
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Multiple Dataset TD Williamson, Inc. especialista en servicios y equipos de tuberías, amplió el alcance de su tecnología de inspección de líneas Multiple Dataset (MDS), ahora aplicable a tuberías con diámetros de 6 y 30 pulgadas
os operadores de líneas de recolección de menor diámetro y midstream ahora pueden lograr una evaluación completa de integridad en una sola carrera con la nueva plataforma MDS de 6 pulgadas de TDW. La herramienta compacta pesa sólo 66kg (146lb) y solo 1,85m (73 pulgadas) de longitud. De igual forma los operadores de líneas de mayor diámetro se podrán beneficiar de la nueva tecnología MDS de 30 pulgadas. Las plataformas incluyen Deformation (DEF), Axial magnetic flux leakage (MFL), SpirALL® MFL (SMFL), Low Field MFL (LFM) y XYZ Mapping.
40 Enero 2014 / Petroleum 288
La plataforma MDS puede ser utilizada para la detección y caracterización de varias amenazas de integridad de ductos en un solo plazo
Amenazas de integridad, tales como corrosión o grietas, a menudo pueden ser pasadas ​​por alto, colocando a los operadores en una situación precaria. La plataforma MDS afronta estas preocupaciones, a ser utilizada para la detección y caracterización de varias amenazas de integridad de ductos en un solo plazo, superando el alcance limitado de tecnologías de inspección individuales. En lo concerniente a la corrosión, esta se puede dimensionar de mejor manera con la plataforma MDS, por su capacidad de ver la magnitud de la pérdida de metal. Mediante la aplicación de campos magnéticos múltiples,
proporciona diversas vistas de una misma anomalía, lo que se traduce en una mayor comprensión de la forma de la corrosión y, por lo tanto, la precisión. Disponible en la plataforma MDS, la tecnología LFM es útil para muchas de las amenazas, al ser usada para determinar las propiedades de tubería, así como para el análisis del punto duro. La flota de herramientas MDS con la tecnología patentada SpirALL® MFL está disponible en 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24 y 30 pulgadas. Información: www.tdwilliamson.com
Tecnología de sondeo MULTIPULSE
Nueva solución electromagnética con dominio de tiempo que mapea la geología somera y profunda en un solo paso
Sección superior: Square Wave (TEMPEST) - resolución cercana a la superficie. Sección media: Half-Sine (GEOTEM) - una mayor profundidad de la exploración. Sección inferior: MULTIPULSE - la combinación de la información cerca de la superficie y más profundo, sin comprometer la resolución
GG lanzó MULTIPULSE™, una innovadora técnica de sondeo electromagnético de penetración profunda (EM) y cercana a la superficie que aumenta la resolución y el ancho de banda. Mejoras en la resolución cercana a la superficie y en la profundidad de exploración son objetivos continuos para clientes de exploración dedicados al mapeo geológico y la exploración minera. Anteriormente, los clientes se veían obligados a elegir un sistema sintonizado de manera óptima para lograr uno de estos objetivos, pero al mismo tiempo se sacrificaba algo de capacidad en el otro. MULTIPULSE combina los beneficios de los productos EM aéreos y de dominio de tiempo, HELITEM®, GEOTEM®, Megatem® y TEMPEST® de CGG, ofreciendo un pulso de alta potencia (media onda senoidal) para la profundidad de la exploración y un pulso de baja potencia (onda cuadrada) para la resolución cerca de la superficie; ambos dentro de un ciclo, proveyendo el valor de las dos técnicas de exploración en un solo paso. La tecnología MULTIPULSE puede ser aplicada sobre cualquier sistema de dominio de tiempo de ala fija o helicóptero, ofreciendo una opción rentable para los proyectos regionales con máxima resolución espacial. Los exploradores pueden beneficiarse de la definición mejorada de las capas cercanas a la superficie por ejemplo, mapeo paleocanal, arenas petrolíferas y caracterización de regolito para aplicaciones de ingeniería o agrícolas, así como en la exploración de minerales para objetivos de baja conductividad. Información: www.cgg.com Enero 2014 / Petroleum 288 41
03 - 07 Marzo 2014 IHS CERAWeek
08 - 10 Abril 2014 5th Rio Gas & Power Forum
Río de Janeiro, Brasil www.iadc.org
LATINVE&P 2014 Foro y Exposición www.latinvep.org
26 - 28 Febrero - SPE International Symposium & Exhibition on Formation Damage Control Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2014
www.cwcriogas.com
Expo Oil and Gas 2014 Bogotá , Colombia
2 0 1 4 25 - 28 Marzo - OTC Asia Kuala Lumpur, Malasia - www.otcasia.org/2014
04 - 06 Marzo - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition Fort Worth, USA - www.spe.org/events/dc/2014
01 - 03 Abril - SPE Unconventional Resources Conference - USA The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2014
05 - 07 Marzo - World Heavy Oil Congress New Orleans, USA - www.worldheavyoilcongress.com/2014
02 - 04 Abril - 4th Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition Cartagena, Colombia - www.cwccolombia.com
09 - 11 Marzo - AAPG GTW “Deep Horizon and Deepwater Frontier Exploration in Latin America and the Caribbean” Puerto España, Trinidad & Tobago - www.aapg.org
06 - 09 Abril - AAPG Annual Convention & Exhibition Houston, Texas - www.aapg.org/houston 2014
24 - 27 Marzo - 26th Gastech Conference and Exhibition Corea - www.gastechkorea.com
15 - 16 Abril - AADE Fluids Technical Conference & Exhibition Houston, Texas - www.aade.org
25 - 26 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2014
05 - 08 Mayo - OTC 2014 Houston, Texas - www.otcnet.org/2014
42 Enero 2014 / Petroleum 288
Avances en Uruguay Álvaro Ríos Roca*
En materia de exploración de hidrocarburos, pese a no contar aún con una geología muy favorable, Uruguay está sumamente empeñada en atraer inversiones onshore y offshore Uruguay busca diversificar su matriz energética, para lo cual adelanta un proyecto de importación de GNL, que incluye una terminal flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU)
esde hace varios años Uruguay viene dando pasos lentos pero muy importantes en materia de hidrocarburos. Analicemos tres componentes trascendentales. En primer lugar está ANCAP, su empresa Estatal, que no solo se dedica a la exploración, producción, transporte, refinación, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, sino también a otras actividades industriales. Esta empresa opera con un muy buen gobierno corporativo y con bastante gestión y está encargada de atraer inversión en exploración a Uruguay, tarea que hace con bastante profesionalismo y regularidad. ANCAP está algo internacionalizada y en Venezuela participa en una empresa mixta que pretende explorar desde el 2006 el bloque Ayacucho 6 de la Faja del Orinoco. En Argentina ha tenido éxito en un bloque exploratorio en Vaca Muerta, donde participa en un 20% junto a Petrobras. Tiene tratativas para ingresar con YPF en los no convencionales en Vaca Muerta. En materia de exploración de hidrocarburos, pese a aun no contar con una geología muy favorable, Uruguay está sumamente empeñada en atraer inversiones onshore y offshore. Es aquí donde se observa el dinamismo de ANCAP. Desde hace varios años, en cuanto foro o evento posible, se la observa promocionando la prospectividad del país, seguridad jurídica y términos muy favorables para atraer inversiones de alto riesgo para exploración. Uruguay sabe y conoce el drenaje que representa para su economía al tener que importar petróleo y/o derivados. En cuanto a las actividades onshore se negocian los procesos con ANCAP donde se ha
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otorgado a esta empresa toda la superficie prospectiva. Las compañías privadas o públicas que deseen participar pueden negociar un contrato con ANCAP cuya primera fase incluye un Permiso de Prospección que posteriormente puede ser transformado a una fase de exploración bajo un contrato Joint Venture. Tiene suscritos 2 contratos JV con Schuepbach y 2 con Total para analizar prospectos convencionales y no convencionales y que están en fase exploratoria. También tiene 2 áreas con Permisos Prospectivos con Ceneste y 1 con YPF. Toda esta actividad se limita por lo pronto a levantamiento geológico y sísmica y de allí en tiempo más se vera si se perfora o no. En cuanto al offshore, Uruguay tiene nula tradición petrolera, pero está consiguiendo inversiones importantes de alto riesgo para ver si se da continuidad a los éxitos del offshore en Brasil. En la primera Ronda Uruguay 2009 se adjudicaron y comprometió inversión en 2 áreas a YPF, Shell (ex Petrobras) y Galp. La Ronda Uruguay II en 2012 recibió compromisos de inversión para la primera fase de 1,562 MMUSD en 8 áreas offshore, donde entraron jugadores como Total, BP, BG Group y Tullow Oil. Los resultados de los estudios geológicos y sísmicos determinarán muy en breve si existen estructuras interesantes para perforar. El mundo petrolero está atento a ver la prospectividad y potencialidad de esta zona. En cuanto al gas natural, Uruguay, como el resto del mundo entiende que este combustible es esencial para la gene-
ración eléctrica, industrias, GNV y otros. Con el proyecto de importación de GNL busca diversificar su matriz energética con múltiples proveedores y optar por un combustible más barato, limpio y sobre todo eficiente, si se lo compara con otros combustibles fósiles. La inversión en la terminal flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), muelle y escolleras de protección es cercana a los 1.260 MMUSD. Uruguay logró cerrar este proyecto bajo un contrato de inversión BOOT con pagos fijos a GDF-Suez por 15 años y luego los activos serán transferidos al Estado. Paralelamente se ha adjudicado la construcción del canal de acceso por 37 MMUSD, cuyas obras ya están en marcha. Se tiene pendiente por licitar o construir el gasoducto de conexión a tierra de 3 Km. por mar y 13 Km. en tierra, que serán adjudicados este 2013 y que conectará al gasoducto Cruz del Sur, el cual tiene conexión con Argentina, donde ANCAP tiene participación. Cuando la regasificadora entre en operación, Uruguay casi con toda seguridad habrá tratado de anclar demanda eléctrica e industrial interna, y trasladará volúmenes excedentes a Argentina del GNL importado, situación que parecía imposible una década atrás. * Actual Socio Director de Gas Energy LA y D rillinginfo
Enero 2014 - Petroleum 288

References: resolución 
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