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Timestamp: 2017-07-23 02:14:11+00:00

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Septiembre 2010 - Petroleum 248 by Revista Petroleum - issuu
Año 26, Núm. 248La Revista Petrolera de América LatinaPortada:
La energía eólica se ha expandido a un ritmo asombroso en el mundo, reportando 159.000 MW de
capacidad instalada al cierre de 2009. En portada el modelo de turbina REpower 3.XM utilizado en el
parque eólico Sudermarsch cerca de Husum, Alemania (Foto: Cortesía REpower Systems AG)IN SITU
XXXII Asamblea General Ordinaria de la
En acto realizado en el Hotel Eurobuilding de Caracas, el 28 de Julio tomó posesión
la Junta Directiva 2010 - 2012 del gremio empresarial petrolero venezolano,
presidida por Mauricio Canard. Le acompaña un equipo de trabajo comprometido
con el objetivo de “brindar el mejor servicio a los afiliados”6Aliados de la industria petroleraRENOVABLES
Venezuela desarrolla su potencial eólicoAvanza la construcción del Parque Eólico de Paraguaná, el primero en el país, que
garantizará la incorporación de 100 MW al sistema eléctrico interconectado nacional. Su puesta en servicio está prevista para el primer semestre de 2011SEGURIDAD
Integridad en Instalaciones de Petróleo y Gas
El tema de la integridad en instalaciones industriales ha ido cobrando mayor
relevancia frente a la exigencia de mayores demandas de control y respeto a la
seguridad pública, el resguardo de los bienes de terceros y la preservación del
medio ambiente12Fuente de energía inagotableREPORTE
Contratos de E&P de Hidrocarburos en Suramérica - Ultima Parte
En materia hidrocarburífera, los países de América del Sur pueden dividirse en dos
grupos: aquéllos que poseen petróleo y/o gas natural en abundancia, y los que
importan ambos productos para satisfacer las necesidades del mercado interno.
Por ello, los contratos de exploración y explotación en cada grupo son distintos.TECNOLOGÍA
Discriminación: Gas fizz de gas comercial en el Caribe Colombiano
mediante atributos AVO y modelado de substitución de fluidos*
Lorena Giraldo, Andrés Calle, César Pineda y María Plata/ Convenio Universidad Industrial de
Santander - Instituto Colombiano del Petróleo.20*Mejor trabajo del área de Exploración del XIII Congreso Colombiano del PetróleoCaribe ColombianoSECCIONES
Última PáginaRESPONSABILIDAD SOCIAL
Concurso Una Historia para Las MorochasLa Fundación Las Morochas Siglo XXI -con el aporte de las empresas Z&P y
Constructora Los Sesenta, promovió un concurso intercolegial para seleccionar la
Mejor Página Web sobre la historia de la comunidad de Las Morochas del estado ZuliaE&P
10Ecopetrol y Talisman adquieren BP Colombia
Nuevo sistema anti derrames en aguas profundas
Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron acuerdo de exploración conjunta de gas
Paradigm suplirá tecnología para manejo de activo a Gazprom
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum1Cornisa
www.petroleum.com.veLa Revista Petrolera de América LatinaLos tiempos
están cambiandoEdICIóN
jzajia@petroleum.com.veZulay Socorro, Directora
zulaysocorro@petroleum.com.veHeglenys Perozo, Directora
aivalbuena@petroleum.com.veMaría Zajia, RedactoraNmzajia@petroleum.com.veJuan González Moreno, Redactor
evalbuena@petroleum.com.veCIRCulACIÓN
Freddy ValbuenaOFICINA CENTRAL
ezajia@petroleum.com.vewww.petroleum.com.veinfo@petroleum.com.veASESORES EDITORIAlES
Diego J. González / Gas NaturalJorge Zajia, EditorTEXAS OFFICE
rsoto@petroleum.com.veREPRESENTANTES INTERNACIONALES
ISSN: 1316 - 4988uevamente se ciernen sobre el horizonte los negros nubarrones de la
incertidumbre económica. Apenas hace tres semanas - la primera de
Agosto - los expertos que se ocupan del tema energético opinaban
que el sector se ha “re-energizado” y que muchas compañías están
aumentado nuevamente su cuota de empleos, pero que esta recuperación es
dispersa y esporádica y en gran medida viene a “trancas y barrancas”.
No es un capricho que hayamos escogido esta apreciación para tratar de
comprender qué es lo que está pasando en la industria petrolera mundial y
cómo su comportamiento incide en la economía global y, por ende, en las
expectativas de progreso de la humanidad, el cual más que un simple deseo o
una genuina aspiración, es un instinto incontrolable que mueve el sentimiento
universal en procura de lograr una mejor calidad de vida y la suma máxima
Por ello reaccionamos con angustia ante las opiniones de uno y otro
signo que hablan de la situación de la economía y del ¿cómo está la “cosa”?,
que se ha convertido en un saludo generalizado que busca respuestas que
nadie puede dar; pues cuando todavía está fresca la tinta en los medios que
transmiten informaciones alentadoras, se difunden otras de signo contrario,
que indican que la recesión se encuentra en pleno desarrollo y que aún no
Al igual que en el dilema de la gallina y el huevo - que para la gran mayoría
primero fue la gallina -, no cabe duda que la baja en la actividad económica
arrastra consigo los precios de la energía y con ello las precios del petróleo y el
gas natural. Pero también es una realidad que se vive y se sufre en carne propia,
que la caída de los precios de los combustibles fósiles, inciden negativamente
en la industria más potente del mundo y con ello se afecta hasta al “barbero
de la esquina”, pues sus otrora clientes han quedado cesantes, sin empleo.
Dándole vueltas al asunto, tratando de resolver la ecuación de la crisis actual
que está resquebrajando los cimientos sobre los cuales se sustenta la economía
mundial, nos atrevemos a afirmar que el catalizador que está acelerando la
recesión mundial es el cambio de paradigma que se está produciendo en la
forma de hacer negocios a todos los niveles en el mundo hoy día.
Este cambio genera una contracción relacionada directamente con la forma
más eficiente y productiva de utilizar los recursos humanos y materiales y, así
como la tecnología ha incidido decididamente en la reducción de costos, la
nueva realidad ha inducido a tomar conciencia para un mejor aprovechamiento
del intelecto y la fuerza laboral del hombre y en la optimización de la inversión
El tema es muy amplio y este espacio es corto para tratarlo siquiera
someramente. Solamente queremos dejar esta inquietud en el ambiente, que
–cierta o falsa- nos ayude a entender mejor la situación que estamos viviendo,
en aras de lograr su ansiada solución.Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela
Reservados todos los derechos. All rights reservedImpresión: Grafipress C.A./ MaracaiboSEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum3Cuadrante
Petróleos de Venezuela dio a conocer su Informe Operacional 2009 - a comienzos de Agosto - en
el que reporta una caída de 53% de su ganancia neta respecto al año anterior, debido a una
baja del 41% en sus ingresos forzada por la caída de los precios del crudo y el cumplimiento
de los recortes de producción de la OPEP. La empresa obtuvo una ganancia neta de US$4.498
millones frente a US$9.413 millones en 2008. La contribución total pagada a la Nación durante el
ejercicio se ubicó en US$27.793 millones.Baker Hughes firmó un acuerdo de servicio técnico con la petrolera iraquí South Oil Company
(SOC) por tres años, a través del cual proveerá servicios de gauya fina y desarrollo de registros de
pozos. El acuerdo comprende la provisión de soporte operacional y técnico, manejo de SHA y programas de
entrenamiento para ingenieros y técnicos de SOC.Ecopetrol ingresó a la Bolsa de Toronto. A partir del 13 de Agosto la empresa comenzó a transar sus
American Depositary Receipts (ADR) en esa plaza bursátil bajo el símbolo ‘ECP’ Los ADR inscritos
en TSX –Toronto Stock Exchange- son los mismos instrumentos listados en las bolsas de Nueva York
y Lima, los cuales representan cada uno 20 acciones ordinarias de Ecopetrol. La compañía asume este hecho
como otro paso importante en el marco de su estrategia de posicionamiento en los mercados internacionales
de capitales ya que ingresa a una de las plazas más importantes para la industria, donde los títulos valores de la compañía
podrán ser transados por inversionistas especializados en petróleo y gas.La producción petrolera de México bajó a 2.529 millones de barriles por día en la primera quincena
de Agosto, desde los 2.573 millones de bpd registrados al cierre de Julio. Pemex explicó que el
declive se debió a un menor rendimiento de los yacimientos Ku Maloob Zaap y Cantarell. Se estima
que el rendimiento de estos yacimintos se mantendrá por encima de los 2.5 millones de bpd hasta 2012.Halliburton realizó la primera operación de fracturamiento hidráulico en Polonia para PGNiG,
la empresa estatal de petróleo y gas, en el pozo exploratorio Markowola-1, cerca de Kozienice,
provincia de Lublin. El proyecto enfocado en determinar la presencia de depósitos comerciales de
shale gas en el sitio, permite a la firma aplicar su experiencia en el desarrollo de recursos no convencionales
de gas en Estados Unidos. “Halliburton cuenta con las capacidades para evaluar sistemáticamente cada proyecto,
aprovechando nuestra infraestructura global, procesos y asociaciones”, dijo Brady Murphy, VP de Halliburton para Europa
y Oeste de África.Alange Energy confirmó un descubrimiento de crudo ultra liviano (41ºAPI) en el pozo Pajarito-1X,
perforado a 2.002 pies al explorar la prospectividad de las formaciones Catatumbo, Barco
y Mito Juan en el Bloque Carbonera, en la cuenca Catatumbo, en Colombia, que constituye una
extensión de la prolífica cuenca de Lago de Maracaibo en Venezuela. Luis Giusti, CEO de lacompañía, comentó que “este descubrimiento puede dar pie a un importante desarrollo”. Con la perforación
de Pajarito-1X, la compañía canadiense ha dado el primer paso para continuar la exploración en el Bloque
Carbonera, en el cual tiene 96% de participación.Gran Tierra anunció el desarrollo de un programa de pruebas para confirmar la productividad de
las zonas encontradas con la perforación del pozo de delineación Moqueta-2, en el Bloque Chaza en
Colombia. Los próximos pasos incluyen pruebas de dos nuevas zonas que podría tener petróleo, continuando
la delineación con un tercer pozo para evaluar su tamaño y capacidad productiva. Estas actividades están planificadas
para el primer trimestre de 2011.Shell registró el doble de beneficios en el segundo trimestre del año, gracias a precios del crudo
más altos y una mayor demanda. Los ingresos aumentaron a US$4.500 millones, de US$2.300
millones hace un año. El director ejecutivo Peter Voser, anunció que la empresa concluyó su programa de
reestructuración. En total, el plan permitió ahorros de US$3.500 millones al año.4,9 millones de barriles de crudo se han vertido en aguas del Golfo de México tras el accidente de
BP, de acuerdo con la última revisión de estimaciones difundida el 1 de Agosto. Del volumen total se
habría recolectado apenas 16%. El pozo fue sellado temporalmente a mediados de Julio, previo a la operación
static kill – inyección de lodo pesado en el pozo-, junto con la terminación de un pozo de alivio, consideradas
como las soluciones permanentes al peor derrame de petróleo en el mar en la historia de Estados Unidos.
4SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumSEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum5In SituXXXII Asamblea General Ordinaria de laFotos cortesía CampetCámara Petrolera de VenezuelaDurante la juramentación como miembros de la Junta Directiva de la Cámara Petrolera 2010 – 2012: Erwin Lingg, Presidente del
Capítulo Zulia; Gabriela Rachadell, Directora; Mauricio Canard, Presidente; Noris Piazza, Segunda Vicepresidenta; Alvaro Pérez, Director
y Alexis Medina, Presidente Capítulo AnzoáteguiEn acto realizado en el Hotel Eurobuilding de Caracas, el 28 de Julio tomó posesión la Junta Directiva 2010 - 2012 del gremio
empresarial petrolero venezolano, presidida por Mauricio Canard. Le acompaña un equipo de trabajo comprometido con el objetivo de
“brindar el mejor servicio a los afiliados”La Cámara Petrolera de Venezuela
celebró el 28 de Julio su trigésima
Ordinaria, en la cual se aprobóel informe de actividades de la Junta
Directiva, Balance General y Estado de
Ingresos y Egresos correspondientes al
período Mayo 2009 - Abril 2010, y se
eligió y tomó posesión la Junta Directiva,
el Comisario Principal y Suplente para el
La organización centra su gestión en
la promoción y defensa de las actividades
privadas vinculadas con el campo de los
hidrocarburos en Venezuela. Mauricio
Canard Mendoza (RLG y Asociados), será
el encargado de presidir el gremio entre los
años 2010-2012, le acompañarán Alfredo
Hernández Raffalli (Veneconsult) como
6SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleumprimer Vicepresidente y Noris Piazza
(Vinccler) como segunda Vicepresidenta.
Asimismo, se mantiene la participación
en la Directiva de Presidentes de los
Capítulos Regionales con mayor actividad
en el área petrolera: Alexis Medina
(ALEX), Capítulo Anzoátegui y Erwin
Lingg (DDT), Capítulo Zulia, quienes
estarán acompañando a los siguientes
Directores: Alberto Held (Proyecta Corp.),
Álvaro Pérez (Azex Industrial), Gabriela
Rachadell (Macleod Dixon), Rafael
Ramírez (Open), Luis Van Dam (Vhicoa),
Alejandro Vicentini (Suelopetrol) Mario
Boesi (Chevron Global Technology),
Livio Burbi (ENI Venezuela), Miguel
del Valle (Dal), Pedro Eitz (Constructora
Norberto Odebrecht Venezuela), José
Rafael Gómez (Technoconsult), AntonioMoschella (Lukiven), Joaquín Sarria
(Geohidra) y Honorio Torres (Turbopet).Plan de Trabajo
Para el periodo 2010 - 2012 se
elaboraron las bases de un plan de trabajo
con el objetivo de desarrollar acciones
internas y externas que se conjuguen
para que la Cámara sea el mejor aliado
de la Industria Petrolera, Petroquímica
y Gasífera. En tal sentido, se busca tener
una organización enfocada en la mejora
de procesos y estructura organizativa,
optimización de la tecnología de
información y el mejor desarrollo de
la cultura empresarial, para alcanzar
una de las metas principales propuestas
que es “Brindar el Mejor Servicio a los
Afiliados”.Durante los próximos dos años, la junta directiva
de la Cámara Petrolera se enfocará en la mejora
de sus procesos internos y exteros. En la gráfica
Mauricio Canard, Presidente de la CPV; Esteban
Zajia, Petroleum y Juan Ignacio Rodríguez, Expresidente de la CPV
Antonio Vincentelli, Expresidente CPV y Alvaro Silva Calderón, Exministro de Energía y Minas y Exsecre
Exsecretario General de la OPEP, recibieron la Distinción “Próceres del Trabajo”.Les acompañan Francisco Ba
Baquero, Expresidente CPV; Mauricio Canard, Presidente CPV; Juan Ignacio Rodríguez, Expresidente CPV; y
Roger Nava, Expresidente CPVEntrega de reconocimientos
En el marco de su XXXII Asamblea
General Ordinaria, la Cámara entregó
botones de reconocimiento a los miembros
de la Directiva saliente, a los Presidentes
de los Capítulos Regionales Alexis José
Medina, Capítulo Anzoátegui; Jaime
Torres, Capítulo Carabobo; Alfredo Goitía,
Capítulo Falcón; Giovanni Pugi, Capítulo
Monagas y Erwin Lingg, Capítulo Zulia.
Se otorgó el botón por 30 años de servicio
a Carlos Alcántara, Consejero Petrolero
Sede Nacional; por 10 años de servicio a
Carmen Hernández Mayz, Gerente de
Administración Sede Nacional y Dilvio José
Noguera, Administrador Capítulo Zulia.
De igual forma, se entregaron placas
de reconocimiento a las empresas
Suelopetrol y Total Venezuela por la
creación del Premio a la Mejor Gestión
en Responsabilidad Social Empresarial a
ser otorgado por primera vez en el marco
de su XXXII Asamblea Anual.
Se concedió la Distinción “Próceres
del Trabajo” a. Antonio Vincentelli,
Expresidente de la Cámara Petrolera y
Álvaro Silva Calderón, quien fue Ministro
de Energía y Minas y Secretario General
de la OPEP, entre otras destacadas
posiciones de su trayectoria profesional.Experiencia y compromiso
Mauricio Canard Mendoza es oriundo
de Valencia, Carabobo. Cursó estudiosAlvaro Pérez, Director CPV; PercyKalns, represen
representante de la empresa Impresub Venezuela; Julio Po
Polanco, Exdirector CPV y Alberto Held, Director CPVAlberto Held, Director CPV; Haydee Reyes, Editora
de la Revista Barriles; Luis Eduardo Paúl, Expresi
Expresidente CPV; Zoraida Brea, Comisario Suplente CPVCarmen Hernández, Administradora CPV; Ar
Armando Lazzari, Ex-director CPV y Vittoria Altera,
Ex-Directora Ejecutiva CPVsuperiores en la Universidad Central
de Venezuela donde recibió el título
de Ingeniero Mecánico en 1971, con
especialización en Ingeniería de Gas del
Instituto Tecnológico de Illinois, Chicago,
USA, 1972. También realizó estudios
en el área de Decision Quality in Oil a
cargo de Gas Exploration and Production
Strategic Decisions Group. Es miembro del
Colegio de Ingenieros de Venezuela, CIV;
la Asociación Venezolana de Ingeniería
Eléctrica y Mecánica (AVIEM), y de la
Su experiencia en el área petrolera
se inicia en 1971 en la Corporación
Venezolana del Petróleo, en la cual
permanece hasta 1979, cuando funda
RLG & Asociados, C.A., dedicada a la
consultoría de ingeniería y especializada
en el manejo y transporte de Gas Natural,
actualmente es su Presidente.
Durante casi 38 años de trabajo en el
sector Canard se ha vinculado con todos
los ámbitos de la industria de petróleo y gas
en Venezuela, tanto desde el punto de vista
del Estado como el de empresa privada
y en los aspectos técnicos, gerenciales y
de dirección de la industria petrolera en
Se vinculó a la actividad gremial
en la Cámara Petrolera de Venezuela
Capítulo Anzoátegui en 2001 como 2do
Vicepresidente. Fue Presidente encargado
en 2003 y Presidente titular durante los
periodos 2004 – 2006 y 2006 – 2008.
Durante el último periodo también ocupó
el cargo de Director de la Junta Directiva
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum7E&PEcopetrol y Talisman adquieren BP ColombiaLa operación, con una participación
de 51% por parte de Ecopetrol y 49%
de Talisman, se realizó por un valor de
US$1.750 millones más US$145 millones
por la devolución de capital de Ocensa
ya aprobada. En dicho valor se incluyen
los activos de exploración y producción
de petróleo y gas, así como lo relativo a
transporte de petróleo y comercialización
de gas, BP tuvo presencia continua
en Colombia desde 1987, llegando a
convertirse en uno de los más grandes
inversionistas extranjeros en el país.Sus
actividades se centraban principalmente en
el Departamento de Casanare, al oriente de
Bogotá, en el piedemonte de la cordillera
oriental de los Andes colombianosEcopetrol y la compañía canadienseTalisman anunciaron a comienzos
de Agosto el acuerdo logrado con la
petrolera británica para adquirir su filial
en Colombia, BP Exploration Company
Colombia Limited, propietaria de todos
los intereses y negocios que posee la
multinacional en Colombia.
El Presidente de Ecopetrol, Javier
Gutiérrez P., destacó que la negociación
se enmarca dentro del plan estratégico de
la petrolera estatal. “aportando nuevas
reservas, producción y áreas de potencial
para nuestro portafolio exploratorio.
Adicionalmente fortalece nuestros negocios
de transporte y gas natural, y aumenta
nuestra participación en un grupo de
campos en los que tenemos experiencia y
Las reservas 2P (probadas y probables)
asociadas a dicha participación se estiman
en 94 millones de barriles equivalentes y la
producción de BP en Colombia estimada
para 2010 es cercana a 24.000 barriles
equivalentes por día.
La operación comprende la adquisición
de las participaciones que tiene BP en los
contratos de asociación del Piedemonte
Llanero, una de las cuencas más atractivas
8SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumLa principal actividad de BP en Colombia era la operación de las instalaciones de Cusiana y Cupiagua
-en la foto- y recientemente los campos de Floreña y Recetorpara la industria petrolera en Colombia.
la transacción son Piedemonte, Río
Chitamena, Tauramena y Recetor, los
cuales abarcan los campos Cusiana,
Cupiagua en Recetor, Pauto y Floreña.
Estos campos se suman a Cupiagua y
Cupiagua Sur, cuya operación está en
cabeza de Ecopetrol desde el pasado 1°
de Julio de 2010, tras la terminación del
contrato de asociación Santiago de las
Asimismo, se suman las participaciones
de BP en los contratos de exploración
y producción RC4 y RC5, que fueron
suscritos con la Agencia Nacional de
Hidrocarburos y que están ubicados en la
Costa Atlántica colombiana (offshore).
participaciones de BP en el Oleoducto
Central S.A.-Ocensa (24,8%), el Oleoducto
de Colombia (14,57%) y el Oleoducto del
Alto Magdalena (4,25%), así como la
participación que tiene en la empresa
Transgas de Occidente (20%). También
se incluye la participación de BP en las
plantas de gas que hoy permiten extraer
más de 200 millones de pies cúbicos por
día en el Casanare.Garantizada continuidad
La nueva compañía dará continuidad
a las políticas y actividades planeadas, en
virtud de lo cual honrará los compromisos
existentes con firmas contratistas y
comunidades vecinas, dentro de una política
de operación socialmente responsable.
cerca de 470 empleados locales con amplia
quienes en su mayoría continuarán su
relación laboral con la compañía operadora,
propiedad de Ecopetrol y Talisman, con
la cual se espera dar continuidad a una
operación históricamente caracterizada
por ser segura y eficiente.
Talisman es una compañía de origen
canadiense que ha estado presente en
Colombia por más de una década. Participa
en 14 bloques de exploración y producción
en el país, entre los que se cuentan dos
en sociedad con Ecopetrol y tres con
Hocol, empresa del Grupo Empresarial
Ecopetrol. Uno de estos últimos bloques es
Niscota, donde recientemente se anunció
un descubrimiento en el pozo Hurón.
Ecopetrol y Talismán también son socios
en los bloques 101 y 134 en Perú.Nuevo sistema anti derrames en aguas profundas
Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil
y Shell anunciaron que establecerán
un sistema de respuesta a posibles
vertidos en el Golfo de MéxicoEl sistema permitirá capturar y contener elpetróleo en caso des presentarse una avería
en un pozo submarino en aguas profundas
del Golfo de México. Las compañías
contribuirán con aporte inicial de un
millón de dólares, que se incrementará
a medida que el sistema sea puesto en
por parte de un equipo de ingenieros
de construcción y marinos de las cuatro
petroleras, el nuevo sistema será “flexible,
adaptable y capaz de movilizarse en 24
horas desde el comienzo de la fuga”.
Según lo anunciado por el grupo de
empresas, el sistema podrá usarse en
una amplia gama de modelos de pozos
y de equipos, en diferentes condiciones
meteorológicas y con distintos flujos de
petróleo y gas natural”. Se podrá emplear
en profundidades marinas de hasta 3.000
metros y tendrá una capacidad inicial de
100.000 barriles diarios, con posibilidad
de ampliarlos en el futuro.
El sistema ofrecerá “ventajas claras” con
respecto a los equipos actuales, pues estará
“diseñado, construido y dispuesto para uso
rápidamente en aguas profundas”.
Como resultado de esta integración de
esfuerzos, las cuatro majors formarán la
Compañía para la Contención de Pozos
Marinos, una organización sin fines de
lucro que se encargará de hacer funcionar
y de mantener a punto el sistema. Otras
empresas podrán participar si lo desean en
mejorar “la seguridad en aguas profundas
y la protección medio ambiental en
el golfo de México, que representa el
30% de la producción de gas natural y
petróleo de Estados Unidos, actividad
que genera 170.000 puestos de trabajo
estadounidenses”.El derrame ocasionado tras el accidente de la plataforma
Deepwater Horizon, forzó la revisión de los sistemas de seguridad
en aguas profundasProyectos de Ley
El anuncio de las petroleras se produjo
al mismo tiempo que la Cámara de
Representantes aprobó dos proyectos de
ley para promover nuevos métodos de
limpieza de mareas negras y la seguridaden las prospecciones petroleras
aumenta de los 22 millones
de dólares actuales a 48
los fondos federales para
la investigación en nuevas
tecnologías de limpieza,
de sistemas de prevención de
En el caso del derrameocasionado por la explosión de la Deepwater
Horizon, el vertido de petróleo al mar
debió cortarse mediante la activación
de una válvula que hubiera cerrado
herméticamente el pozo de la plataforma,
pero ese mecanismo nunca llegó a entrar
en funcionamiento.Galvanizadode Calidad que brinda la
y Acero... Con garantia de durabilidadwww.gruposugaca.comsugaca@gruposugaca.comalfgalvanizados@gruposugaca.comTelf. 0212 9633543 / 9630958SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum8
9...E&PVenezuela y Trinidad y Tobago firmaron acuerdo
de exploración conjunta de gasEl 16 de Agosto en Caracas fue suscrito el acuerdo que permitirá a ambos países explotar gas natural a lo largo de su
frontera marítimaEl convenio firmado por el Ministro parala Energía y Petróleo y Presidente de
Pdvsa, Rafael Ramírez, y la Ministra de
Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad
y Tobago, Carolyn Seepersad-Bachan,
abarca el bloque 2 que comprende los
yacimientos Loran-Manatee, con una
reserva probada de 10 trillones de pies
Pdvsa destacó en un comunicado
que los equipos técnicos de ambos países
determinaron que el reservorio, estimado
en 7,3 TCF será explotado por Venezuela,
mientras que los 2,7 TCF restantes por
La Ministra Seepersad-Bachan, dijo
que el acuerdo tenía una extraordinaria
importancia para su país y les permitía
pensar en nuevas áreas de colaboración
Ramírez por su parte resaltó que“los
en el subsuelo que
pasan de un lado a
otro en la frontera
Aquí en el continente
americano no había
un precedente en esta
materia. Este es el
primer pacto que se
hace y nos permitirá
explotar esos recursos
El convenio abarca el Bloque 2 que comprende los campos Loran-Manatee
en el marco de la con una reserva probada de 10 TCF
El Ministro venezolano dio a conocer seguridad, cooperación mutua, apoyo
la existencia de 3 yacimientos. El primero logístico, y mantenimiento regido bajo
en explorar será el Loran-Manatee. una agenda a nivel ministerial.
Además, explicó que se conformará
También se trabajará en temas de
un grupo especial, distinto al de la cooperación conjunta como la producción
unificación de yacimientos, encargado y refinación amparado bajo las estructuras
de la cooperación en materia ambiental, de ambas estatales petroleras.Paradigm suplirá tecnología para manejo
de activo a Gazprom
Un acuerdo suscrito recientemente permitirá a los geocientíficos e ingenieros en las empresas del Grupo Gazprom
acceso a las reconocidas soluciones de ParadigmLa compañía proveedora de softwaresempresariales para la industria de E y
P, firmó un acuerdo con el consorcio
ruso Gazprom y sus compañías, a través
del cual le brindará acceso al uso sus
licencias de software para manejo de
Gazprom desplegará las soluciones
de Paradigm para procesamiento
sísmico, interpretación, caracterización
de yacimiento y modelado. Asimismo
Paradigm entrenará a los usuarios de
Gazprom quienes aprovecharán las
bondades del software durante 2010 y
Geocientíficos e ingenieros del grupo
de compañías de Gazprom también
10SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleumtendrán acceso al software, lo
que les permitirá desplegar
con facilidad flujos de trabajo
y conocimientos en cualquiera
de las subsidiarias del grupo.
Mikhail Erchenkov, Director
de Ventas y Desarrollo de
Negocios de Paradigm, dijo que
“nuestra meta es suministrar
a Gazprom ventajas claras
y competitivas a través de
sofisticadas. Esperamos que en el futuro
se amplíe nuestra cooperación para
Paradigm cuenta con una amplia
cartera de herramientas de productividady aplicaciones avanzadas para los
geólogos, geofísicos e ingenieros que
trabajan en la construcción de modelos
a partir de mediciones del subsuelo
petrolero.RenovablesVenezuela desarrolla supotencial eólicoEl país se prepara para el inicio de operaciones del Parque Eólico de Paraguaná en el primer semestre de 2011, mientras
amplía los estudios sobre las potencialidades de esta energía en el oriente venezolanoHace algunos años hablar de
energía del viento parecía algo
surrealista, más producto de la
inventiva de mentes “creativas”,muy distante del contexto de un país privilegiado en recursos de energía fósil como
Pero las limitaciones en muchos
países, así como el alza en los precios de
los hidrocarburos, aunado a la exigencia
de cambios en la matriz energética para
hacer frente al calentamiento global, ha
impulsado el crecimiento del sector de las
energías renovables de forma indetenible,
y dentro de éstas la eólica o energía cinética, como un recurso abundante y limpio,
que ayuda a disminuir las emisiones de
gases de efecto invernadero al reemplazar
termoeléctricas a base de combustibles
Entre los países que lideran la producción de esta energía se encuentran Estados
Unidos, Alemania, China, España e India,
ocupando ese mismo orden las primeras
posiciones en cuanto a capacidad instalada, de acuerdo al balance de 2009. Existe
una gran cantidad de aerogeneradores
operando, con una capacidad total de
159.213 megavatios, de los que Europa
cuenta con el 47,9%. Estados Unidos y
12SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumChina representaron 38,4% de la capacidad eólica global. La Asociación Mundial
de Energía Eólica (World Wind Energy
Association) prevé que este año se supere
los 200.000 MW de capacidad.La eólica en América Latina
En cuanto a la región, el desarrollo de
todas las energías renovables está en sus
comienzos, si bien cabe reconocer que se
están dando pasos importantes orientados al aprovechamiento de las posibilidades existentes.
De acuerdo a la Asociación Latinoamericana de Energía Eólica (LAWEA) el
potencial de generación eólica en la región permite pensar en superar los varios
cientos de miles de MW de
generación técnicamente viables. El número de proyectos,
inversiones en nuevas plantas
de suministros y los adelantos
en marcos regulatorios, ponen
en perspectiva la posibilidad
de lograr a mediano plazo
avances significativos en capacidad instalada, actualmente
en el orden de 473 MW, repartidos mayormente entre
Brasil, México, Costa Rica,Argentina, Uruguay, Chile y Colombia.
Según la Biomass Users Network
Centroamérica, BUN-CA, la eólica tiene
mucho futuro en América Central. En
Costa Rica por ejemplo, 4% de la electricidad es generada por el viento. Sus
cuatro parques eólicos cuentan con una
potencia de 66 MW, la mayor de América Latina comparada con 14 MW en
Argentina y 20 MW en Brasil. Esta ONG
concluye que la región podría producir
hasta 600 megavatios a partir de energía
eólica, suficiente para abastecer a 12 millones de habitantes. Veinticuatro proyectos están en fase de preinversión en Belice, El Salvador, Guatemala, Honduras,
Nicaragua y Panamá.En América Latina la energía eólica proyecta un gran crecimiento,
por la construcción de nuevos parques como el que muestra la
gráfica en Argentina8...Renovables
Más allá de la discusión de si
tarde o no, Venezuela adelanta la
instalación de su primer parque
eólico, cuya construcción está a
cargo de Pdvsa a través del Centro
de Refinación Paraguaná. Con una
inversión estimada en 280 millones
de dólares, el proyecto consiste en
la instalación de 76 aerogeneradores en torres
de 55 a 58 metros de
altura, en 575
en el sector Amuay
del municipio Los Taques
de la península de Paraguaná, en
el estado Falcón, región Noroccidental de
Venezuela. Los aerogeneradores, de 1,32
megavatios cada uno, serán instalados en
dos fases: 24 en la primera y los 52 restantes en una segunda etapa.
Actualmente se desarrolla la fase 1,
que comprende la construcción, instalación y montaje de los primeros 24 aerogeneradores, previéndose esté concluida en
el primer semestre de 2011, con la cual
se generarían los primeros 30 megavatios.
Los otros 70 MW comenzarían a generarse a finales de 2011.
Los componentes principales de cada
aerogenerador son anclaje, tres secciones
de torres, una góndola, el buje y cubrebuje.
Los trabajos de cada fundación para
el levantamiento de los aerogeneradores
comprenden la excavación de 438m3 de
terreno, el armado de aproximadamente
24 toneladas de acero de refuerzo, colocación y nivelación del anclaje y el vaciado
de 270 m3 de concreto.
Paralelamente, se realizan trabajos de
vialidad en la zona y se construye una subestación de 115 mil
voltios que acoplará al sistema
interconectando del estado.
Ello permitirá liberar energía
de la Planta Termoeléctrica Josefa
Camejo, localizada igualmente en
Los Taques, para exportarla hacia
Coro y otros estados del centro de
Venezuela, como Yaracuy y
14SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumOperación de descarga de componentes de aerogeneradores en el muelle de PDV Naval, ubicado en el
municipio Los Taques del estado FalcónImpulsando las energías renovables
La reciente crisis del sector eléctrico
padecida en el país, evidenció aún más
la importancia de emprender acciones
agresivas para acelerar el aprovechamiento
de otras fuentes de generación. Complementar la matriz de energía en el país, no
solamente con la energía hídrica y térmica,
sino también con energía eólica, es un paso
Se estima que con la entrada en servicio del parque de Paraguaná el ahorro de
combustible liquido que dejará de quemarse en generación eléctrica será del orden
de 40 millones de dólares anuales.
Cada aerogenerador podrá producir
diariamente la misma energía que 3,5
toneladas de carbón o una de petróleo, y
evitar al año la emisión de 4.000 kilogramos de CO2, 66 de dióxido de azufre y 10
de óxido de nitrógeno.Potencial eólico de Venezuela
costas venezolanas tienen un potencial de
producción de hasta mil megavatios de
energía eólica. Las penínsulas de la Guajira y Paraguaná son “barridas” casi todo
el año por los vientos alisios que soplan
desde el mar Caribe rumbo nordeste suroeste. Estas dos penínsulas, las más septentrionales de América del Sur, conforman, conjuntamente con las más sureñas
de las Antillas menores -Aruba, Curazao y
Bonaire- el Cinturón Árido Pericaribeño.La velocidad del viento en la Península de Paraguaná oscila entre los 7 y 9 metros por segundos -de 25 a 30 kilómetros
por hora-, siendo en la Guajira un poco
menor, razón por la cual se les considera
escenarios óptimos para la instalación de
parques eólicos que sirvan para generar
electricidad en forma barata, ecológica y
De igual forma existe potencial eólico en el oriente del país, específicamente
en Araya y Chacopata, del estado Sucre,
y en las islas de Coche y Margarita, del
estado Nueva Esparta, y se evalúa el posible aprovechamiento de las corrientes
de aire que se producen en ciertas zonas
del andino estado Mérida. De acuerdo a
lo anunciado por el gobierno, Venezuela
tendría cuatro parques funcionando para
Para formular el proyecto de Paraguaná previamente se hizo un estudio para
medir la fuerza, lo cual tomó cerca de
dos años. Se realizaron análisis en varias
zonas de Falcón, determinándose que los
mejores vientos están en Amuay. Pocas
zonas en el mundo cuentan con un potencial de viento como el de Paraguaná, de
allí su elección. Su posición geográfica la
convierte en una zona de enorme potencial eólico, que podría generar hasta 10 mil
MW eólicos, suficientes para cubrir hasta
10% de la demanda eléctrica del país.
Paralelamente a la construcción del
primer parque eólico en Falcón, a finalesPara 2010 la Asociación Mundial de Energía Eólica prevé un crecimiento de más de 15% en la capacidad instalada (MW eólicos)de Julio Pdvsa anunció el inicio de la instalación de torres de medición y registro de
la velocidad del viento en la Península de
Macanao, al oeste de la isla de Margarita,
Se realizará un monitoreo sostenido
durante un período superior a 12 meses.
La instalación de este segundo parque sumaría otros 100 MW, según estimados.Tecnología española
La experiencia y conocimientos de España en energías renovables, especialmente
en la producción de energía eólica, le
convierten en la tercera potencia mundial
en producción de esta energía, así como en
un suplidor confiable de tecnología para
la instalación de sistemas basados en este
recurso, con lo cual no es de extrañar que
empresas españolas lideren la fabricación,
suministro, transporte y montaje de aerogeneradores en América Latina.
España es el tercer país del mundo por
potencia instalada con más de 16 mil MW.
Su desarrollo eólico constituye un modelo,
pues ha desarrollado un sector industrial y
de servicios con una impactante presencia
en la oferta global. La capacidad españolade fabricación de aerogeneradores, además
de cubrir la demanda interna desarrolla
la exportación entre otros a India, Cuba,
Argentina, Francia, así como la transferencia de tecnología a países como Japón
Para 2009 las firmas de la Asociación
Empresarial Eólica con sede en Madrid,
alcanzaron 1.274 MW instalados en la
región, con México a la cabeza, con 650
MW, seguido de Brasil y Chile. Los planes
a corto plazo comprenden a Argentina,Entre las energías renovables
destaca la eólica, posicionada
como la alternativa con mayor
crecimiento en el mundo, de
25% anual durante la última
década. Le sigue la solar con
20% de aumento promedio,
la biomasa con 15% y la
geotermia con 5%con 700 MW; Perú con 110 MW y Venezuela también con 100 MW, además de
nuevas inversiones en México y Brasil.
Gamesa, uno de los fabricantes líderes
de aerogeneradores, logró su entrada
a Venezuela mediante un acuerdo con
Pdvsa para el suministro de los 76 aerogeneradores para el parque de Paraguaná,
correspondientes al modelo AE61-1.320
kW, en su versión de 60 Hz.
A mediados de Julio arribó al muelle de
PDV Naval , en el municipio Los Taques,
Falcón, el buque Thor Leader con algunos
de los componentes para el levantamiento
de las torres de los aerogeneradores, incluyendo doce tramos inferiores y doce intermedios de las torres y once contenedores
con elementos internos (tornillería para
fijación, transformadores, interruptores,
armarios de control y distribución de
potencia). La recepción de un tercer cargamento estaba programada para Agosto,
con los tramos superiores de las torres, el
resto de los tramos intermedios y superiores, así como también aspas, góndolas y
bujes. Entre el ultimo trimestre de 2010 y
el primero de 2011 se prevé llegue al país
el resto de los equipos del proyecto.
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum15SeguridadIntegridad en instalaciones
Lograr la excelencia en la gestión de integridad y seguridad operacional
de instalaciones industriales tiene un alto costo, no sólo monetario, sino
también ético y moralEl tema de la inte g ridad en
instalaciones industriales ha
ido cobrando mayor relevancia.
En parte, por el hecho de que
más allá de las políticas que asumen
las empresas y el establecimiento de
nor mativas cada vez más estrictas,
los incidentes y desastres continúan
presentándose en distintas partes del
planeta. Ante las presiones de las
organizaciones sociales, ecologistas y de
los gobiernos por la materia ambiental, la
seguridad y fiabilidad de las operaciones
se torna cada vez más crítica.
Para muestra toda la controversia
causada por el lamentable accidente de la
plataforma Deepwater Horizon en el Golfo
de México, calificado como el mayor
desastre ambiental en la historia de Estados
Unidos, y más recientemente, el derrame
de petróleo en China, específicamente en
la refinería de Dalian, donde una falla
de seguridad durante la descarga de un
tanquero ocasionó la explosión de un
oleoducto, con el consiguiente derrame
de crudo en el mar.
También los accidentes causados
por atentados evidencian la inseguridad
que afecta sistemas de oleoductos e
instalaciones de la industria, y ni hablar de
la justificada preocupación por operaciones
no conformes, con sus consiguientes
emanaciones, todo lo cual reafirma la
prioridad de mejorar la eficiencia de
los sistemas de seguridad física, acción
que involucra además de los sistemas de
protección propiamente dichos, los alertas
de condiciones de amenaza y niveles
operativos, administración de proyectos,
planificación y diseño, el cumplimiento
16SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleumde normas internacionales de seguridad
física, marco conceptual y estratégico
del negocio, análisis y administración
de riesgos socio políticos, cultura de
Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) y
administración de emergencias y crisis,
entre otros muchos aspectos vitales.
Para la industria petrolera la mejora
de la gestión de integridad de sus
operaciones es esencial, y debe apuntar,
sí o sí, a una reducción de los riesgos. En
el área ambiental, por ejemplo, se han
destinado cuantiosos recursos buscando
minimizar los impactos sobre el
entorno, las comunidades y las personas.
Firmas especializadas han diseñado
herramientas y sistemas para ayudar
a las empresas a lograr sus objetivos
económicos mejorando la actuación
ambiental, pero los hechos demuestran
que sólo bajo un estricto control y mejora
de estos sistemas es posible identificar,
controlar y monitorear los riesgos,
adecuar la seguridad de los procesos a
las mejores prácticas mundiales y estar
permanentemente preparados para
actuar ante emergencias.
Por lo general las operadoras
a garantizar la seguridad en sus
instalaciones y mantener la continuidad
de la producción y evitar actos de
con las instituciones de seguridad y
defensa del Estado. También basan sus
estrategias en un efectivo cumplimiento
del programa de integridad de equipos y
ductos, aseguramiento de procedimientos
operacionales, tales como recorridos y
sistemas de alarmas de control.Un sistema de gestión de integridad persigue la
correcta aplicación de las políticas de Seguridad,
Higiene y Ambiente durante todo el ciclo de vida
de la instalaciónCartagena
un temadecrítico22 – 25
Un informeJunio
Deloitte sobre los principales problemas
que las petroleras enfrentarán a corto
plazo, destaca que “desde que las
compañías comenzaron a perforar,
almacenar y transportar petróleo y
gas, el riesgo de accidentes ha sido
una gran preocupación. Incendios,
explosiones, fugas y fallas estructurales,
todas tienen la capacidad de ocasionar
grandes pérdidas humanas. También
pueden provocar severos daños
ambientales”. Más adelante agrega,
“mientras continúe envejeciendo la
infraestructura de la industria, sigan
creciendo las presiones de costo y la
fuerza laborar opere en ubicaciones
cada vez más complejas, las compañías
necesitarán aumentar inversiones para
mantener altos estándares de salud y
La pregunta que generalmente
se hacen muchos es, si es posible
producir con calidad a los mejores
costos y con seguridad. La respuesta
indiscutiblemente es SI.Un Sistema de Gestión de
Integridad ayuda
De acuerdo al criterio de expertos,
un sistema para la gestión de integridad
de operaciones “brinda un marco para
gestionar los riesgos”. Lo que se busca con
este sistema es la correcta implementación
de la Políticas de SHA durante todo el
ciclo de vida de la instalación, identificar
los riesgos y desarrollar e implementar un
control de pérdidas apropiado y efectivo,
además de la mejora continua del sistema
a través de una supervisión permanente.
Durante la Conferencia ARPEL
celebrada en Uruguay en Abril de 2009,
Jihoon Hyun, Gerente de Ambiente,
Salud y Seguridad Industrial de Hyundai
Engineering, puntualizó que las claves
para un exitoso Sistema de Gestión de
Integridad de Operaciones (OIMS, por
sus siglas en inglés) son administradores
de alto nivel de liderazgo y compromiso;
política y organización de gestión claras y
asumir que la implementación del sistema
no es un esfuerzo aislado.
El OIMS no es más que un marco
de gestión disciplinada en el cual “los
compromisos de Políticas de SHA
son compatibles con las necesidades
comunidades, y protegen la salud y
seguridad de los empleados, los clientes
y el público”.Refinería Pres. Getúlio Vargas o Refinería de Paraná –REPAR- localizada en el municipio de Araucária, en
el estado de Paraná, Brasillas principales amenazas fue obtenida
mediante información remitida por los
miembros de cada país.
Una vez que esta información fue
recogida y conocida, el próximo paso fue
encontrar algunas tecnologías disponibles
en el mercado, aptas para lidiar con estas
amenazas. Por último, se trató de conseguir
información real sobre la performance de
estas tecnologías en la industria.
Como una conclusión preliminar, los
daños por terceros y la corrosión deben
ser tenidas en cuenta con la más alta
prioridad en los desarrollos de nuevastecnologías, por el nivel de riesgo a nivel
global involucrado. “Como los daños por
terceros no son problemas originados en
el propio gasoducto sino por la acción de
terceras partes no hay manera de evitarlos
en un 100%. La única posibilidad es ser
advertidos tan pronto como sea posible,
de manera de minimizar las consecuencias
que podría provocar el daño detectado”,
aseguró Bonetto.
Ayudando a resolver estas amenazas se
dará a la industria de transporte de gas las
acciones para operar las instalaciones de
una manera más segura y eficiente.Integridad en gasoductos
Más recientemente, en el marco del
Congreso de Integridad en Instalaciones de
Petróleo y Gas 2010 celebrado en Buenos
Aires del 13 al 15 de Julio bajo auspicio
del Instituto Argentino del Petróleo y Gas,
el especialista Jorge Bonetto se refirió a
los principales desafíos de la integridad
en la industria del gas, los cuales, dijo, son
fundamentalmente dos: corrosión y daños
por terceros. “Mantenerse enfocados en ellos
garantizará los mejores resultados”.
Bonetto compartió los resultados
de un análisis sobre las amenazas que
afectan la integridad de las instalaciones
encomendado por el grupo de estudio
IGU – WOC3. Aprovechando que
prácticamente todas las diferentes
regiones del mundo están representadas
en este grupo, una idea acabada deNuevas tecnologías están disponibles en el mercado para hacer frente a los problemas generados por
terceros en los gasoductos (foto gasoducto Cochabamba, Bolivia)Más información y fotografías sobre este reportaje en: www.petroleum.com.veSEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum17ReporteContratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en
Suramérica – Última ParteVenezuela
En 2005 Gazprom y Chevron ganaron las licencias de tres yacimientos de gas en
las costas del Golfo de Venezuela y al Noreste del estado de Falcón (Norte del país)Una de las características centra
centrales de la legislación en Venezue
Venezuela es que existen dos tipos de
contratos según sea el hidrocar
hidrocarburo explotado. La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que la explotación
de hidrocarburos líquidos se realiza mediante la firma de Contratos de Empresas Mixtas (CEM). Por otra parte, la Ley
Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos
establece las Licencias para la Exploración y Explotación de Gas no asociado
Costos y Riesgos La Ley Orgánica de
Hidrocarburos define, entre otras, a las
como actividades primarias. En este sentido, el artículo 22 de la Ley menciona que
las actividades primarias serán “realizadas
por el Estado, ya directamente por el Ejecutivo Nacional o mediante empresas de
su exclusiva propiedad. Igualmente podrá
hacerlo mediante empresas donde tenga
control de sus decisiones, por mantener
una participación mayor del cincuenta por
ciento (50%) del capital social, las cuales
a los efectos de esta Ley se denominan
18SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumEn materia hidrocarburífera, los países de
América del Sur pueden dividirse en dos
grupos: aquéllos que poseen petróleo
y/o gas natural en abundancia, y los que
importan ambos productos para satisfacer
las necesidades del mercado interno. Por ello,
los contratos de exploración y explotación en
cada grupo son distintos, En el primer grupo
generalmente se encuentran los contratos
de servicios, a través de ellos el operador del
campo, empresa pública y/o privada, recibe
una compensación por las actividades de
exploración y explotación, sin embargo, la
propiedad del recurso se queda en el Estadoempresas mixtas. Las empresas que se
dediquen a la realización de actividades
primarias serán empresas operadoras”.
El artículo 24 establece que “El Ejecutivo Nacional mediante Decreto podrá
transferir a las empresas operadoras, el
derecho al ejercicio de las actividades
primarias. Asimismo, podrá transferirles la propiedad u otros derechos sobre
bienes muebles o inmuebles del dominio
privado de la República, requeridos para
el eficiente ejercicio de tales actividades.
El Ejecutivo Nacional podrá revocar esos
derechos cuando las operadoras no den
cumplimiento a sus obligaciones, de tal
manera que impida lograr el objeto para
el cual dichos derechos fueron transferidos”.
La selección de empresas operadoras
se realiza según lo establecido en el artículo 37: “Para la selección de las operadoras
el organismo público competente promoverá la concurrencia de diversas ofertas. A
estos efectos, el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Petróleo,
creará los respectivos comités para fijar
las condiciones necesarias y seleccionar
a las empresas. El Ministerio de Energía
y Petróleo podrá suspender el proceso deselección o declararlo desierto, sin que ello
genere indemnización alguna por parte
de la República. Por razones de interés
público o por circunstancias especiales de
las actividades podrá hacerse escogencia
directa de las operadoras, previa aprobación del Consejo de Ministros”.
Respecto a los costos de operación y
riesgos, el artículo 35 menciona que “La
República no garantiza la existencia de las
sustancias, ni se obliga al saneamiento. La
realización de las actividades se efectuará
a todo riesgo de quienes las realicen en
lo que se refiere a la existencia de dichas
sustancias. Tales circunstancias en todo
caso, deberán hacerse constar en el instrumento mediante el cual se otorgue el
derecho a realizar las actividades y para
el caso de no constar expresamente, se
tendrán como incorporadas en el texto
Propiedad El artículo 24 de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos establece
que “El Ejecutivo Nacional mediante
Decreto podrá transferir a las empresas
operadoras, el derecho al ejercicio de las
actividades primarias. Asimismo, podrá
transferirles la propiedad u otros derechos sobre bienes muebles o inmueblesmentará anualmente en
un dos por ciento (2%)
cinco (5) años y en un
cinco por ciento (5%) en
los años subsiguientes”.
2. “Impuesto de Consumo Propio. Un diez por
ciento (10%) del valor de
cada metro cúbico (m3)
producidos y consumiLas actividades de exploración y explotación son realizadas por el Esta- dos como combustible
do venezolano directamente a través de empresas de su propiedad, o en operaciones propias,
de empresas mixtas. Foto Faja Petrolífera del Orinoco
calculados sobre el predel dominio privado de la República, cio al que se venda al consumidor final,
requeridos para el eficiente ejercicio de en el caso de que dicho producto no sea
tales actividades. El Ejecutivo Nacional vendido en el mercado nacional, el Minispodrá revocar esos derechos cuando las terio de Energía y Petróleo fijará su preoperadoras no den cumplimiento a sus
obligaciones, de tal manera que impida
lograr el objeto para el cual dichos dereLos temas centrales en el diseño
chos fueron transferidos”.
de un contrato petrolero y/o
Duración: Los CEM tienen una duragasífero están relacionados
ción de 25 años con prórrogas de hasta 15
años adicionales, por otra parte, las LEEG
con: 1) la propiedad del recurso,
tienen una duración de 35 años, con próentendida como la capacidad
rrogas que no pueden extenderse de los
para decidir el mercado, precio
30 años adicionales. Dichas prórrogas sólo
y volumen de venta; 2) la
pueden solicitarse a partir de la mitad del
participación Estatal en la renta
período en el cual se otorgó la licencia y
antes de los 5 años de su vencimiento. El
petrolera; y 3) el desarrollo de
período de exploración para las LEEG es
nuevas inversiones en determina
de cinco años, como máximo.área de interés hidrocarburíferoSistema Tributario
Regalías: La explotación de hidrocarburos líquidos debe pagar una regalía
de 30%, pudiendo disminuirse a 20%
siempre y cuando se demuestre que su
explotación económica es inviable.
La explotación de hidrocarburos gaseosos originados en las LEEG debe pagar una regalía del 20% sobre el valor
bruto de producción.
Impuestos: El artículo 48 de la Ley
el pago de los siguientes impuestos: 1.
“Impuesto superficial. Por la parte de
la extensión superficial otorgada que no
estuviere en explotación el equivalente a
cien unidades tributarias (100 U.T.) por
cada km2 o fracción del mismo, por cada
año transcurrido. Este impuesto se incre-cio”. 3. “Impuesto de Consumo General.
Por cada litro de producto derivado de
los hidrocarburos vendido en el mercado
interno entre el treinta y cincuenta por
ciento (30% y 50%) del precio pagado por
el consumidor final, cuya alícuota entre
ambos límites será fijada anualmente en
la Ley de Presupuesto. Este impuesto a
ser pagado por el consumidor final será
retenido en la fuente de suministro para
ser enterado mensualmente al Fisco Nacional”. 4. “Impuesto de Extracción. Un
tercio (1/3) del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier
yacimiento, calculado sobre la misma base
establecida en el artículo 47 de esta Ley
para el cálculo de la regalía en dinero.Este impuesto será pagado mensualmente
junto con la regalía prevista en el artículo
44 de esta Ley, por la empresa operadora
que extraiga dichos hidrocarburos. Al
calcular el Impuesto de Extracción, el
contribuyente tiene el derecho a deducir
lo que hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando
como ventaja especial. El contribuyente
también tiene el derecho a deducir del
Impuesto de Extracción lo que hubiese
pagado por cualquier ventaja especial
pagable anualmente, pero solamente en
períodos subsecuentes al pago de dicha
ventaja especial anual”.
“El Ejecutivo Nacional, cuando así lo
estime justificado según las condiciones de
mercado, o de un proyecto de inversión
específico para incentivar, entre otros, proyectos de recuperación secundaria, podrá
rebajar, por el tiempo que determine, el
Impuesto de Extracción hasta un mínimo
de veinte por ciento (20%). Puede igualmente restituir el Impuesto de Extracción
a su nivel original cuando estime que las
causas de la exoneración hayan cesado”.
5. “Impuesto de Registro de Exportación.
Uno por mil (0,1%) del valor de todos los
hidrocarburos exportados de cualquier
puerto desde el territorio nacional, calculado sobre el precio al que se venda al
comprador de dichos hidrocarburos. A tal
efecto, el vendedor informará al Ministerio de Energía y Petróleo, antes de zarpar,
sobre el volumen, grado API, contenido
de azufre y el destino del cargamento. El
vendedor presentará copia de la factura
correspondiente al Ministerio de Energía
y Petróleo dentro de los cuarenta y cinco
(45) días continuos a la fecha de haber
zarpado el buque junto con el comprobante de pago del Impuesto de Registro
“El Ejecutivo Nacional podrá exonerar total o parcialmente por el tiempo
que determine el Impuesto de Consumo
General, a fin de incentivar determinadas
actividades de interés público o general.
Puede igualmente restituir el impuesto a
su nivel original cuando cesen las causas
de la exoneración”.
Tomado de “Contratos de Exploración y
Explotación de Hidrocarburos: América del Sur
2009”, publicado por OLADE.
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum19TecnologíDiscriminación: Gas fizz de gas comercial en el
Caribe Colombiano mediante atributos AVO y
modelado de substitución de fluidos
-aLorena Giraldo, Andrés Calle, César Pineda y María Plata; Convenio Universidad
Industrial de Santander – Instituto Colombiano del PetróleoMejor trabajo del área de Exploración del XIII Congreso Colombiano del Petróleo, celebrado en Bogotá, Colombia,
ResumenEn este trabajo se plantea una metodología para discriminarzonas de gas comercial de gas fizz, mediante análisis de atributos
AVO y modelado de substitución de fluidos, integrando geofísica con petrofísica para generar indicadores de hidrocarburos
confiables y disminuir el nivel de incertidumbre en la etapa de
exploración petrolera.Introducción
La técnica AVO estudia las variaciones en la amplitud de la
reflexión sísmica con cambios en la distancia entre puntos de
disparo y receptores. El análisis AVO permite a los geofísicos
tener una mayor identificación de las propiedades de la roca
en los yacimientos, tales como porosidad, densidad, litología
y contenido de fluido. Esta técnica ha sido desarrollada desde
inicio de los 80s, y desde entonces, es de gran utilidad como indicador de hidrocarburos, obteniendo, resultados exitoso y otros
no tanto (Mukerji et al 2002).
En las etapas de exploración y explotación de yacimientos
es necesario hacer un estudio preliminar de las características
elásticas de las rocas y realizar un estudio de factibilidad AVOcon el uso de registros de pozo que permitan tener una mayor
El análisis de atributos AVO, basado en modelos geofísicos,
física de roca y modelado sísmico se ha convertido en una herramienta importante en estudios de proyectos de exploración
petrolera, ayudando a reconocer zonas de posible interés comercial. Desafortunadamente se ha reconocido que es difícil hacer una discriminación de rocas saturadas con gas comercial
(mayores a 50%) de aquellas con bajo contenido, llamado
Gas fizz (1-10 %) utilizando exclusivamente el análisis AVO
(Amplitud Vs Offset). En el cual se ha reportado fracasos en
la literatura donde el gas fizz ha sido fuente de interpretación
errónea de indicadores de hidrocarburos comerciales.
En este trabajo se integró geofísica y petrofísica para observar la respuesta de las rocas del Caribe Colombiano utilizando
toda la información de registros de pozo disponible. Mediante
modelado sísmico, substitución de fluidos y extracción de atributos, evaluando los indicadores de hidrocarburos que hagan
confiable la identificación y discriminación de gas comercial y
gas fizz, para determinar la sensibilidad de los atributos a través
de la aproximación lineal de Bortfeld y Factor Fluido (Smith y
Gidlow 1987), este último
analizado a través de los
cross plots (intercepto y
gradiente).MetodologíaFigura 1a - Metodología utilizada en el pozo
del Caribe Colombiano para la discriminaFigura 1b - Imagen del Caribe Colombiano objeto del presente trabajo
ción de gas fizz y gas comercial20SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumPara el desarrollo de
este trabajo, se seleccionó
un área de interés de una
cuenca del Caribe Colombiano con información de
pozo y geológica bien definida. En términos generales se tomó como referencia un pozo con una profundidad aproximada de
6000 pies, de sedimentos
poco consolidados. Con elfin de diferenciar zonas de roca saturadas con gas fizz
y gas comercial estableció una metodología en la zona
de estudio del Caribe Colombiano ver figura 1a- 1b.
Selección de datos de entrada
Para el desarrollo del modelado es necesario contar
con información de registros de pozo, tales como, registro de densidad (RHOB), litológico (GR), y un registro
que permita el cálculo de velocidad de la onda P (DT).
A partir de la ecuación de Castagna (ecuación 1) se creó
un registro de velocidad de la onda S sintético para medios Húmedos (Sw100%).
El modelado de substitución de fluidos estima la
diferencia entre posibles escenarios de saturación en la
roca, que mediante la ecuación de Gassmann (1951),
(ecuación 2 y 3) se obtienen registros de pozo sintéticos a partir de las condiciones iníciales del modelo, con
el fin de predecir un comportamiento en los diferentes
cambios de saturación de la roca.Figura 2a - Registros de pozo en el intervalo de arenas productoras con Sw 100% (estado
original)Figura 2b - Registros de pozo sintético en el intervalo de arenas productoras con Sw
30%. Traza roja registros sintéticos Traza negra registros originales.................................................................(2)
= Módulo de cizalla de la roca saturada.
= Densidad de la roca.
= Módulo de Volumen.
Para realizar el modelado de substitución de fluidos,
Gassmann (1951) propone las siguientes suposiciones:
1) La roca es homogénea y elástica.
2) El espacio poroso está conectado totalmente.
3) La roca está 100% saturada de un solo fluido.
4) Distribución de la roca es isótropa (minerales).Inicialmente, la zona de interés (arenas productoras) tiene
una saturación de 100% agua, donde solo varían las propiedades elásticas en este intervalo, generando registros de pozo sintéticos para cada escenario de saturación, mediante los registros
originales ver figura 2a y 2b.
A partir del análisis de registros de pozo y modelado de substitución de fluidos se determinan las propiedades elásticas de la
roca mediante un modelo geofísico y una columna estratigráfica
generalizada de la zona de estudio, variando para cada uno de
los escenarios de saturación el intervalo objetivo mediante relaciones no lineales que permiten la caracterización del yacimiento, ver figura 3a y 3b.
Para generar indicadores de hidrocarburos confiables en la
Identificación de zonas de interés comercial en el Caribe Colombiano se analiza el comportamiento de la variación de las
velocidades con respecto a la saturación de fluido en la roca paraFigura 3a - Modelo geofísico del pozo del Caribe Colombiano. Velocidad de la onda P. (Estado Inicial, Sw
100%). Figura 3b - Columna estratigráfica generalizada para la zona estudiodeterminar la sensibilidad que permita hacer la discriminación del gas fizz
y gas comercial, en la figura 4a, se observa el cambio de las velocidades en
función de la saturación para el caso
estudio, nótese que la velocidad de la
onda P tiene un gran impacto en la
zona de gas fizz (GW 90%), donde se
presenta un cambio abrupto de pendiente. La velocidad de la onda P permite definir una discriminación en
zonas de gas fizz y comercial, determinando la sensibilidad que presenta
ante la rigidez del medio; mayor rigidez, mayor saturación de agua, menor
rigidez, mayor saturación de gas. Este
comportamiento esSEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum21...Tecnología
explicado por Biot-Gassmann
el cual estudia la teoría de propagación de la onda en rocas saturadas de fluido.
En la figura 4b se observa
la sensibilidad del coeficiente de
poisson (dinámico), respecto a la
relación Vp/Vs que es útil para
determinar cambio de litologías
mediante al cambio de velocidades estableciendo parámetros
cuando la roca contiene en sus
poros sólo agua (Sw 100%) o estado de gas (comercial).Figura 4a - Comportamiento de la Velocidad vs Saturación de agua, para el pozo modelado del Caribe Colombiano
Figura 4b - Radio de poisson vs Vp/Vs, para el pozo modelado del Caribe ColombianoRespuesta AVO
El análisis AVO es una técnica utilizada en estudios de
exploración, como una alternativa para la identificación de
zonas de interés, fue propuesta por Ostrander (1984) quien
demostró que los coeficientes de reflexión en arenas saturadas
de gas varían de una forma anómala con el incremento de la
distancia fuente-receptor (offset). Las reflexiones sísmicas de
arenas con gas muestran un amplio rango de características
AVO. Los factores que determinan el comportamiento de la
variación de la amplitud con el offset son el coeficiente de reflexión de incidencia normal (R0) y la relación de poisson. (Rutherford y Williams, 1989). Rutherford y Williams basados en
las características AVO en términos definieron las anomalías
como tipo I, II, III.
Donde las anomalías tipo I se caracterizan por tener alta
impedancia, las tipo II impedancias cercanas a cero, tipo III
y IV impedancias bajas (negativas), siendo la IV la única que
incrementa en valor absoluto de la amplitud con el offset, ver
figura 5a. De acuerdo al análisis del pozo del Caribe Colombiano se obtuvo anomalía tipo II, las cuales tiene la misma
impedancia que la roca suprayacente, esta clase se puede
dividir en:• Clase II-a, cuando el coeficiente de reflexión es positivo (0 a
0.02), donde se observa un pequeño cambio en ángulos cercanos
(Caso Sw100%).
• Clase II-b, cuando el coeficiente de reflexión es negativo (0
a -0.02) donde se observa que decrece la amplitud con el offset
(caso Sg 5-70%). Ver figura 9.
La solución exacta del estudio de las reflexiones sísmicas sobre una interfase que separa dos medios homogéneos, isotrópicos, semi-infinitos y elásticos, esta representada por la ecuación
de Zoeppritz. Sin embargo esta ecuación no brinda un fácil entendimiento de la relación entre las amplitudes y los parámetros
elásticos de la roca. Actualmente la técnica AVO no solo hace
uso de la solución exacta de Zoeppritz sino de aproximaciones
hechas por diversos autores. Entre las más conocidas esta la de
Bortfeld (1961), Aki- Richards (1980), Shuey (1985), Hilterman
(1987) y Donati y Martin (1998). Expresiones válidas para ángulos pequeños y antes del ángulo crítico (en sísmica de reflexión
menor a 35o).
Con el propósito de hacer un estudio de las propiedades
elásticas de la roca generando diversos escenarios de saturación
de fluidos y determinar la sensibilidad de los parámetros, se propone en este trabajo el uso de la ecuación de Bortfeld (ver ecuación 4), que formula para el cálculo
de los coeficientes de reflexión una
función del ángulo de incidencia
y la ecuación de Smith y Gidlow,
denominada Factor Fluido.Discriminación y análisis
de atributos AVOFigura 5a - Clasificación de anomalías. Para topes de arenas saturadas con gas
Figura 5b - Anomalía tipo II para la zona estudio. Fuente: Theory and Practice of AVO Analysis. John Castagna22SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumEcuación de Bortfeld. Una característica importante de la ecuación
de Bortfeld es que provee al intérprete una predicción de cómo varia
la amplitud con el offset en función
de las propiedades de la roca. Esta
ecuación consta de dos términos,
el primero es denominado término
fluido y el segundo término rigidez
(ecuación 4)........(4)El término rigidez depende principalmente de la Velocidad de
la onda S. Para sedimentos poco consolidados (caso offshore Colombia), el factor de rigidez varía de acuerdo con la profundidad,
debido a las propiedades de las formaciones y comportamiento
de las velocidades y propagación de la onda en arenas y lutitas.
La suma del factor de rigidez y factor fluido, dan como resultado
la aproximación lineal de la ecuación de Bortfeld.
Para arenas saturadas inicialmente con agua el término
fluido tiene coeficientes de reflexión positivo. A medida que la
saturación de gas en la roca es mayor, aumentan negativamente
los coeficientes de reflexión (amplitud) en función del ángulo
de incidencia, ver figura 6, donde se observa cualitativamente
los cambios en los diferentes escenarios de saturación de gas
en la roca. El término fluido tiene cambios significativos de la
variación de la amplitud Vs. el ángulo de incidencia, debido a
la sensibilidad de la propagación de la onda P ante diferentes
medio de saturación motivo por el cual las curvas de termino
fluido presenta mayor sensibilidad al análisis AVO, mientras que
el término rigidez no tiene cambios significativos para realizar
una discriminación en los diferente escenarios de saturación de
Factor Fluido. El Factor fluido propuesto por Smith y Gidlow en
1987, como una simplificación de la ecuación de Aki- Richards es
considerado como otro atributo AVO, para identificar anomalías
de gas y es basado en la ecuación de la tendencia background
de Castagna (ecuación 5), que es asumida inicialmente estado
húmedo (Sw 100%) en la zona de estudio.
..........................................................(5)La ecuación del factor fluido es usada frecuentemente para la
identificación de zonas anómalas, en los cross plot, este muestra de
forma cuantitativa el comportamiento de la variación de la saturación
de gas en roca mediante un análisis de velocidades y densidades en
relación con el atributo intercepto y gradiente (ecuación 6).
(Estado Húmedo).........................................................(6.1)
........................................................................(6.2)
..........................................................................(6.3)Figura 7 - Factor Fluido Vs Saturación de agua para la zona de estudioEn la figura 7, se muestra la sensibilidad del factor fluido ante
los diferentes cambios de saturación en la roca, definiéndose tres
• Zona gas comercial: saturaciones de agua entre 30-50 % .
• Zona de Transición: esta depende principalmente del volumen poroso, para ser definida comercialmente viable.Figura 6 - Discriminación en los diferentes escenarios de saturación en la roca, mediante la ecuación de Bortfeld• Zona de gas fizz:
saturaciones de agua
superiores a 90% (no
del factor fluido es representado en el estudio
del intercepto y gradiente, como la magnitud que hay entre la tendencia background y las
anomalías de gas. Estas
aumentan proporcionalmente en forma negativa a medida que la
saturación de gas en la
roca es mayor, debido a
la sensibilidad de las velocidades en los diferentes escenarios de saturación, ver figura 8.
8SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum23...TecnologíaFigura 8a - Cross plot para caso húmedo
Figura 8b - Cross plot para caso gas fizz, magnitud factor fluido
Figura 8c - Cross plot para caso gas comercial, magnitud factor fluidoConclusionesReferencias• Es de gran importancia verificar y analizar la calidad de
los registros de pozo para tener una adecuada y correcta
• Las ecuaciones de Gassman solo serán utilizadas para formaciones de arenas, debido a que presentan mayor porosidad
y conexión entre poro.
• La ecuación de Castagna solo se utiliza para el cálculo
de velocidades en estado húmedo, si se asume lo contrario los
resultados serán erróneos.
• Las anomalías en el pozo del Caribe Colombiano reportadas son de tipo II, motivo por el cual en la sísmica debido a las
pequeñas amplitudes no se podrán observar muy bien.
• La ecuación de Bortfeld es una adecuada aproximación
lineal para la discriminación de gas fizz y gas comercial, los
parámetros mostraron las sensibilidades ante los diferentes
panoramas de saturación de fluidos.
• El factor fluido permite determinar zonas anómalas de
gas ante los diferentes escenarios de saturación, sin embargo
no es buen discriminante.
• Ante las respuestas de los diferentes escenarios de saturación en la roca el mejor discriminante es el uso de la ecuación
de bortfeld, ya que presenta cambios mas representativos ante
las zonas de posible interés comercial, debido que tiene en
cuenta el sistema roca-fluido explícitamente y el análisis de las
velocidades se analiza por separado, mientras que el factor fluido
tiene implícitamente estos términos y no se observa en detalle
un comportamiento en detalle de las velocidades.1. Avseth, Per; Mukerji, Tapan y Mavko, Gary: Quantitative
seismic interpretation, Primera publicación (2005).
2. Castagna, John. y Backus, Milo: Offset dependent reflectivity- Theory and practice of AVO, Houston: SEG 1993.
3. De-hua Han: Fizz Water y Low Gas Saturated Reservoirs,
San Antonio: SEG 2007.
4. George, Smith y Arid, Sutherland: The fluid factor as an
AVO indicator, GEOPHYSICS, Vol 61, No. 5 (Sep-Oct 1996).
5. Gidlow, Maurice y Smith, George: The fluid factor angle.
EAGE 65th Conference & Exhibition — Stavanger, Norway,
2 - 5 June 2003.
6. Gonzáles, Ezequiel; Mukerji, Tapan y Mavko, Gary: Near
and far offset P-to-S elastic impedance for discriminating Fizz
water from Commercial Gas, (2003).
7. Hilterman, Fred J.: Seismic Amplitude Interpretation.
Distinguished Instructor Series No 4. (2001).
8. Hongbo, Zhang y Brown, James:, A review of AVO analysis. CREWES Research Report. Volume 13. (2001).
9. Kui, Zhang y Weiguo, Li: Gulf of Mexico fizz and gas separation with calibrated AVO Impedance, University of Houston,
and Fred Hilterman, Geokinetics, San Antonio SEG: 2007.
10. Malcotti, Hermes: Inversión AVO en la exploración y
caracterización de yacimientos de gas: Campo Kosni, Golfo de
México, Veracruz, México, (2003).
11. Pennington, Wayne D: Seismic Petrophysics. Course
Notes (2004).
12. Plata, María: Tesis de pregrado, Análisis de variación de
la amplitud sísmica con la distancia fuente-receptor en calizas de
la formación Jimol, Guajira costa afuera, (Mar. 2009).Agradecimientos
Grupo de Investigación Petrosísmica, Convenio UIS-ICP.
Instituto Colombiano del Petróleo.
24SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumResponsabilidad SocialConcurso “Una Historia para Las Morochas”
La Fundación Las Morochas Siglo XXI -con el aporte de las
empresas Z&P y Constructora Los Sesenta-, promovió un concurso
intercolegial para seleccionar la Mejor Página Web sobre la
historia de la comunidad de Las Morochas del estado ZuliaEstudiantes de
Br. Toribio
Urdaneta y Dr.
Blas ValbuenaDesde Febrero de 1996 la Fundación
Las Morochas Siglo XXI ha
hecho contribuciones significativas
mediante proyectos de índole
social y ambiental que buscan promover el
del sector Las Morochas, en la Costa
Oriental del Lago de Maracaibo, cuya
historia está estrechamente vinculada a
la industria del petróleo en el occidente
La institución fue creada por las
empresas Zaramella & Pavan (Z&P) y
Vinccler, y como parte de sus actividades
ha venido patrocinando el proyecto
Una Historia para Las Morochas, dentro
del cual recientemente organizó un
concurso intercolegial para premiar a
varios estudiantes de unidades educativas
del sector por sus propuestas de páginas
web sobre la historia de la comunidad.
Los ganadores en este concurso fueron
Moisés Acosta, Gregorio Gómez, Eunín
Jiménez y Emilio Chirinos, cursantes
de sexto grado en el plantel Br. ToribioLos ganadores, acompañados por las docentes
coordinadoras del grupo y el personal directivo
del G.E.N. Br. Toribio Urdaneta26SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumAnailen López, facilitadora de Uniojeda para los talleres de Informática; Enrico Herencia y Dr. Hugo Cuevas, miembros del Jurado; Idania
González y Delvis Figueroa, representantes de la Fundación Las Morochas Siglo XXI, durante la lectura del veredicto del juradoUrdaneta, así como las docentes Zoraida
Malavé y Arcelia Pérez, coordinadoras
del grupo ganador. En el espacio web
www.emiliochirinos.wordpress.com los
estudiantes resaltaron aspectos de la
historia, la cultura, los sitios emblemáticos,
los deportes y las creencias religiosas del
populoso sector de Las Morochas.Proyecto “Una Historia
para Las Morochas”
El concurso intercolegial forma parte
del proyecto Una Historia para Las Morochas,
el cual en su primera fase editó el libro Las
Morochas hacia el Siglo XXI, presentado en
Junio de 2009. El proyecto fue financiado
con aportes de las empresas Z&P y
Constructora Los Sesenta en cumplimiento
de las disposiciones establecidas en la
Posteriores talleres con docentes de las
unidades educativas G.E.N. Br. Toribio
Urdaneta y E.B.N. Dr. Blas Valbuena,
permitieron dotar herramientas para
estimular a los alumnos el interés por
conocer y difundir la historia de su
Con la apertura del proceso para
participar en la creación de un espacio web
para Las Morochas, la Fundación brindó
talleres de capacitación en informática, con
el apoyo de la Coordinación de Extensión
de la Universidad Alonso de Ojeda
(Uniojeda), en los cuales participaron 156
niños y jóvenes. La plataforma empleada
fue una plantilla de “wordpress”, enconjunto con un trabajo de investigación
realizado por los mismos estudiantes
y sus coordinadoras dentro del sector
Las Morochas, al que se añadieron
videos, fotografías y relatos de los mismos
habitantes con el objetivo de potenciar
el uso de las nuevas tecnologías entre los
estudiantes, docentes y miembros de la
comunidad, para luego ser difundidos a
través de un sitio web en el cual se diera
a conocer la historia geográfica y cultural
Una vez preparados los blogs de
los participantes, 11 propuestas de 51
estudiantes de ambos centros educativos,
fueron recibidas y evaluadas por un
jurado conformado por Enrico Herencia,
José Gregorio Marcano, Iraima Rivero,
Daniela Clerico y Hugo Cuevas, quienes
evaluaron las páginas web bajo los criterios
de creatividad, originalidad, facilidad
de navegación, recursos audiovisuales y
Como premio se les otorgó una
computadora personal a cada uno
de los estudiantes ganadores y a sus
respectivas coordinadoras; dispositivos de
almacenamiento portátil (pendrive) a los
participantes en el concurso. También la
institución educativa ganadora G.E.N. Br.
Toribio Urdaneta, fue dotada de equipos
De esta manera finaliza con éxito el
proyecto Una historia para Las Morochas,
pero continúa la labor de la Fundación de
contribuir en el rescate y fortalecimiento
de los valores de esta localidad.SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumGenteSPE distinguirá a profesionales latinoamericanosEn el marco del SPE Latin American andCaribbean Petroleum Engineering Conference, LACPEC 2010, que se celebrará
en Lima, Perú, del 1 al 3 de Diciembre,
la Society of Petroleum Engineers, otorgará el reconocimiento en la categoría de
Servicio Regional a cinco destacados profesionales, entre ellos Néstor FernandoRonald Pantin, CEO de Pacific Rubiales recibirá
el reconocimiento de la SPE en la categoría de
Technical ManagementSaavedra, Director del Instituto Colombiano de Petróleos, ICP, y los venezolanos
Javier Rodríguez y Ronald Pantin, de
Con estas distinciones se busca que
los futuros ingenieros de petróleos y profesionales del área, identifiquen modelos
a seguir por su calidad profesional.
Al recibir este reconocimiento Saavedra, queda como candidato para participar
en la distinción mundial que otorgará la
Sociedad en 2011. Pantin por su parte será
reconocido con el Management and Information Technical Award y Rodríguez con el
Outstanding Young Professional Award.
Todos los años la SPE recibe postulaciones para entregar este reconocimiento
a nivel regional, en este caso Latinoamérica y el Caribe.Néstor Fernando
Petróleos será
profesionalRubén Caligari, Director Regional
de la SPE con sede en Brasil, dijo que la
distinción al director del ICP obedece al
“esfuerzo, entusiasmo y capacidad profesional”. Saavedra organiza una sección en
Colombia, dirige y ha ejercido su liderazgo
para captar nuevos miembros, en especial
a jóvenes estudiantes de ingeniería.Society of Exploration Geophysicists
La Society of Exploration Geophysicists,SEG, designó a Steven H. Davis como
nuevo Director Ejecutivo, cargo que
ocupa oficialmente desde el 1 de Agosto
en sustitución de Mary Fleming, quien
se retiró tras ocho años de servicio.
Davis ha dedicado toda su carrera a
asociaciones profesionales y científicas.
Recientemente ocupó el cargo de Director
Ejecutivo del American Industrial
Hygiene Association en Estados Unidos
desde 1998. Previamente también se
desempeñó como Director Ejecutivo y
Director de Horticultura para el American
Horticultural Therapy Association y
la American Horticultural Society
respectivamente.Graduado en 1974, con maestría en
biología de Old Dominion University,
Davis tendrá la responsabilidad de
supervisar las actividades del staff en las
oficinas de la Sociedad en Tulsa. La SEG,
fundada en 1930, ahora cuenta con más de
32.000 miembros en 138 países. Su Annual
International Meeting ha sido por muchos
años la mejor vitrina para mostrar lo más
nuevo en tecnología e instrumentación
sobre geofísica.
“Davis posee una reputación de
honestidad personal e integridad, que
para dirigir una organización da garantía
de transparencia a sus miembros. Por otra
parte, es conocido por tener fuertes instintos
financieros y de entendimiento, lo cual esLGuy Elliott28SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumSteven H. Davisnecesario para los negocios de la SEG”, dijo
Steve Hill, Presidente de la SEG.
Agregó que Fleming dejó su huella
como Directora Ejecutiva de la institución,
“por el crecimiento, tanto del número de
miembros como de los servicios prestados
a estos”.Shella Junta Directiva de Royal Dutch
Shell anunció el nombramiento de Guy
Elliott, Chief Financial Officer de Rio
Tinto desde 2002, como Director y
Miembro del Comité de Auditoría de la
Junta a partir del 1 de Septiembre.
Antes de convertirse en Director
Financiero de Rio Tinto, empresa de
minería líder a nivel mundial, Elliott
ocupó distintas posiciones ejecutivas enmarketing, estrategia y gerencia general
de Rio Tinto. Fue presidente de la
compañía en Brasil.
Se unió al grupo en 1980 después de
obtener un MBA y de haber prestado
servicios en la banca de inversión. También
fue Director, Presidente del Comité de
Auditoría y Director independiente de
Cadbury plc antes de la adquisición por
parte de Kraft.LibraryEl Petróleo viene de la Luna
de Gustavo CoronelEl geólogo y conocido columnista GustavoCoronel presenta bajo un sorprendente título
una obra en la que lo real y lo imaginario se
enlazan en una historia que busca dejar un
testimonio. Como él mismo refiere, la obra
“trata de ser didáctica, al describir aspectos
de la vida en la industria petrolera que no
son de circulación frecuente. Es también un
análisis político sobre una etapa importante
de la industria petrolera y de la sociedad
venezolana. Creo que puede ayudar a llenar
la laguna existente en el conocimiento de
lo acontecido en la industria petrolera en la
etapa 1950-2000”.
En su célebre blog “Las armas de
coronel”, el autor comparte que no
pretende que esta sea la novela del petróleo
venezolano, atribuyéndose como único
mérito el haber lanzado “una primera
La obra tiene 20 capítulos que hablan
del proceso de formación de un geólogo,
sus tareas, su conversión en gerente, el gran
debate petrolero de los año 70, el papel
de los técnicos petroleros en ese debate,
la nacionalización, el proceso interno deformación de Pdvsa, las pugnas ideológicas,
Asimismo, describe la vida en el medio
rural venezolano de la época y la maravillosa
gente del medio rural venezolano y de las
pequeñas poblaciones de provincia que
tanto llegué a amar. Mezcla personajes de
ficción con personajes de la vida real, que
el lector podrá diferenciar claramente.
Sobre el título explica que aunque
parezca extraño, no lo será para quienes
saben “que el grueso del petróleo venezolano
fue formado en las bellas rocas de edad
cretácica que se agrupan bajo el nombre de
formación La Luna. Los geólogos clasifican
las rocas dándoles nombres de Grupos,
Formaciones o Miembros, asignándoles la
edad geológica en base a sus contenidos
de los restos animales o vegetales fósiles.
La Formación La Luna fue llamada así
por haber sido descrita por primera vez
en la Quebrada La Luna, en la Sierra de
Perijá”.
Con esta obra el autor rinde tributo a la
generosidad y empeño de los ingenieros José
Francisco Arata, Luis Pacheco y GustavoNueva
CoronelInciarte †, “quienes pensaron que este
testimonio debía salir a la luz pública”.
La publicación de 351 páginas, editada
en Bogotá, puede ser adquirida en Venezuela
a través de la organización petroleumworld.
com – www.petroleumworld.com, en
la dirección electrónica editor@
petroleumworld.com. Los interesados
residenciados en Estados Unidos o
cualquier otro país, pueden escribir a
gustavocoronelg@hotmail.comWarehouseBaker Hughes adquirió la canadiense Tanroc
La adquisición de esta compañía, amplía el portafolio de Baker en sistemas de bombas de cavidad progresivaBaker Hughes adquirió la compañíacanadiense Tanroc, proveedora de
bombas de cavidad progresiva (PCP,
por sus siglas en inglés) y equipos de
producción para superficie, incluyendo
unidades de frecuencia variable para
sistemas de bombeo y cabezales de
La adquisición complementa la línea
de PCP de Baker Hughes, mientras que
permite brindar servicio y reparación,
así como ofrecer un canal directo para
la distribución de dichos productos en el
mercado canadiense de Baker Hughes.
Desde 2006, Tanroc ha brindadoservicio, reparación y distribución
de sistemas PCP en Canadá, desde
sus facilidades en Lloydminster, y
un pequeño centro de servicio en
Bonnyville, ambas en Alberta. Antes de
la adquisición, servía como distribuidor
de los sistemas LIFTEQ de Baker
Mike Davs, Presidente de Baker
Hughes en Canadá, dijo que “la fuerza
laboral de Tanroc no sólo aportará su
valiosa experiencia en equipos PCP,
sino un modelo probado de negocios,
aspectos clave para servir bien a nuestros
clientes en este país y otros mercados”. 8
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum29...WarehouseMaK M 20 C cumple con regulaciones IMO IICBaker Petrolite SULFIX™
Aditivo de asfalto que reduce niveles de
sulfuro de hidrógenoCaterpillar Motoren anunció que el modelo M 20 C ya cumple con la nueva
normativa para la industria marinaon la entrada en vigencia de las regulaciones IMO II para
la industria marina a
2011, los fabricantes
de motores están ajustando sus estrategias y
desarrollos para realizar modificacionesEl motor MaK M20 C también cumple con
las especificaciones de emisiones NOxque cumplan con estos estrictos requerimientos. Caterpillar Motoren, la división
de manufactura de Caterpillar Inc. que se
encarga de la fabricación de los motores
MaK, ha estado trabajando durante tres
años en una estrategia para cada una de sus
series de motores de velocidad media.
Caterpillar Motoren anunció que el
modelo M 20 C ya cumple con las especificaciones de las regulaciones IMO II. Tras
meses de trabajo en el motor más pequeñode la serie MaK, este
modelo ya se encuentra
disponible en el mercado bajo configuraciones
de 6 y 8 cilíndros. De
esta forma el motor M
20 C será capaz de producir entre 1020 a 1520
kW a 900 - 1000 rpm
y será capaz de operarcon Heavy Fuel Oil (HFO) o Marine Diesel
Oil (MDO). Fabricado en el Kiel Engine
Center en Alemania, el M 20 C se ha
caracterizado por ser un motor con una
amplia gama de aplicaciones en todo el
mundo, por la gran potencia que genera
y el reducido espacio que ocupa. De hecho
desde que empezó a fabricarse en 1992, más
de 1.200 unidades han sido vendidas a través de la red global de distribuidores MaK
para aplicaciones marinas y en tierra.Baker Hughes desarrolló una línea de
aditivos químicos denominados Baker
Petrolite SULFIX™ 9610 y SULFIX™
9614, diseñados específicamente para
disminuir los niveles peligrosos de sulfuro
de hidrógeno de los productos de asfalto
La tecnología desarrollada por Baker
Petrolite para tratamiento de asfalto, reduce la exposición a este gas a lo largo de
la cadena de suministro de asfalto, desde
la refinería hasta el proceso de pavimentación. Jerry Basconi, Vicepresidente de
Baker Petrolite , destacó que los productos
SULFIX han demostrado su eficiencia en
la reducción de los niveles de sulfuro de
hidrógeno, mejorando la seguridad de los
empleados y cumpliendo con el compromiso ambiental.ClampOn suplirá equipos
submarinos a ChevronLa compañía especializada en el diseñoy fabricación de sensores ultrasónicos
inteligentes, proveerá un gran número
de monitores cuantificadores de arena
y detectores raspatubos para el proyecto Jack & St. Malo de Chevron en
el Golfo de México, cuyo inicio está
previsto para finales de 2013.
Los sensores submarinos de ClampOn son sólo acústicos con cámaras
atmosféricas y de elevadas presiones, de
verificación de contacto con la tubería,
soldadura electrónica y componentes
electrónicos duales independientes. La
calidad de estos equipos radica en que
no son invasivos en sus aplicaciones.
El proyecto Jack & St. Malo está
localizado a 270 millas al suroeste de
New Orleans y será desarrollado a
7.000 pies de profundidad de agua.
30SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumCalendario2010SEPTIEMBRE
12 - 15 – AAPG International Conference & Exhibition - Calgary,
Canadá - www.aapg.org / calgary
12 - 16 – World Energy Congress Montreal 2010 Montreal, Canadá - www.wecmontreal2010.ca
13 - 15 – Segunda Conferencia Latinoamericana de Galvanización
- II LatinGalva 2010 - Cartagena, Colombia - www.latingalva.com
13 - 16 – Rio Oil & Gas Expo and Conference - Rio de Janeiro, Brasil
- www.ibp.org.br
14 - 15 – Oil Sands Trade Show and Conference - Fort McMurray,
Canadá - www.oilsandstradeshow.com28 - 30 – International Pipeline Exposition - Calgary, Canadá www.petroleumshow.com/IPE/
28 - 01/10 – 23rd World LP Gas Forum - Madrid, España www.wlpgasforum-aegpl2010.com
05 - 06 – Developing Unconventional Gas Eagle Ford Conference &
Exhibition – San Antonio, USA - www.dugeagleford.com
10 - 12 – GCAGS 50th Annual Meeting - San Antonio, USA www.gcags.org19 - 24 – Corrosion Technology Week 2010 - Orlando, USA
- www.events.nace.org/technical/ctw201011 - 16 – XII Semana Técnica Internacional de Ingeniería de Petróleos
- Bucaramanga, Colombia - www.petroleum.com.ve/xii-semanatecnica.pdf20 - 22 – SPE Annual Technical Conference and Exhibition
- Florencia, Italia - www.spe.org/atce/201016 - 17 – SEG/Chevron Student Leadership Symposium - Denver, USA
www.seg.org22 - 23 – European Base Oil & Lubricant - Londres, Reino Unido www.acius.net17 - 22 – SEG International Exposition and 80th Annual Meeting Denver, USA - www.seg.org27 - 30 – Africa Energy Week - Cape Town, Sudáfrica www.cwcaew.com17 - 20 – Ingeniería 2010 - Argentina Congreso Mundial y Exposición
- Buenos Aires, Argentina - www.ingenieria2010.com.ar27 - 01/10 – XV Congreso Peruano de Geología - Cusco, Perú www.congresosgp.com26 - 27 – Global Refining Strategies 2010 - Houston, USA www.globalrefiningsummit.com27 - 01/10 – Evaluation of Canadian Oil and Gas Properties Calgary, Canadá - www.spe.orgPara mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas,
consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.veSEPTIEMBRE 2010 / No 248 / Petroleum31Última PáginaRuta Económica delGas NaturalPor Alvaro Ríos Roca*En repetidas oportunidades hemos manifestado que el potencial de
recursos de gas natural a nivel mundial, tanto convencional como no
convencional, es enorme. Si consideramos adicionalmente que es un
energético mucho menos contaminante y eficiente en su combustión
que otros combustibles fósiles, la razón nos lleva a pensar que será el
energético preferido para las demandas globales de energía del presente
siglo y, bisagra hacia otras energías renovables, que vendrán de la mano
de la innovación tecnológicaLos países tradicionalmente exportadores
de gas natural como Rusia, Canadá,
Algeria, Qatar y otros más recientes,
han entendido y entienden muy
claramente que el gran problema del gas es su
difícil almacenamiento y transporte, y por ende
su elevado costo asociado. En esta línea, es
que el ser humano, después de los gasoductos,
ingenia el GNL, que puede cruzar océanos y
llevar las reservas de gas a través de los océanos
Estos países tradicionalmente exportadores,
entienden estos altos costos y por ende tratan
de enviar el gas a los mercados demandantes
más cercanos y donde no existe competencia
de gas próximo. Entienden que mandar el gas
a los mercados más cercanos permite tener un
mucho mejor “netback” hacia boca de pozo yANUNCIANTES
SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumAME...............................................27
Area...............................................31
Baker Hughes Inc................................2
Petroleum.............................25
Emerson Process Management......11
Impact Solutions Group...................5
Expo Oil & Gas Colombia 2010.....13
Halliburton..................................C.P.
Caterpillar................................C.P.I.
V I I I S e f l u c e m p o. . . . . . . . . . . . . . . . P. I .
Sugaca.................................9
Wabash Power..........................3032SEPTIEMBRE 2010 / No 248 / PetroleumPara cristalizar sus metas de exportación futuras de gas natural a
países vecinos Bolivia acomete la ampliación de sus gasoductosmayores beneficios en la producción, impuestos y
regalías asociadas y en la cadena en general, para
así llegar competitivamente a otros energéticos
Esta situación, no parece haber sido muy
bien entendida o explicada en nuestra parte del
continente, donde se reclaman mejores precios
en boca de pozo, de manera de obtener mejor
En esta dinámica, se está tratando de
propiciar un gasoducto desde Bolivia hasta
Paraguay y Uruguay. Algo más de 2.000 Km.,
para atender un mercado ínfimo de no más
de 4 a 6 MMMCD en un horizonte de 10
años. Uruguay tiene 3 millones de habitantes y
Paraguay tiene energía eléctrica competitiva de
Itaupu y Yacereta y no tiene demanda de gas
para termoelectricidad. Los que estamos en la
industria, sabemos lo difícil que es financiar un
proyecto económico de gas natural sin el ancla
de la termoelectricidad. Seguiremos insistiendo
que Bolivia debe mirar a su vecino Chile, que
es el mejor mercado para su gas.
En Perú, se ha planteado la necesidad de
mejorar la base imponible de precio en boca de
pozo para el pago de regalías para la exportación
de GNL. Nos parece justo y razonable que se
trate de maximizar los tributos para generar
más recursos por la exportación del energético
Perú puede lograr buenos precios de gas
natural en boca de pozo y por ende la renta
del gas si deja que la producción de GNL
vaya a Chile. Si lo hace puede disminuir
tremendamente los costos de viaje por barco
a mercados muy lejanos como España y Norte
América. Recordar que los precios de gas en
esta última región están y estarán bastante
deprimidos en los próximos años, debido alintenso desarrollo de gas no convencional,
principalmente de Shale Gas.
Y porque no, de esta manera fomentamos
la integración regional y la confianza entre
nuestros países. Creemos importante que
en el marco de estas negociaciones se pueda
seriamente considerar permitir que el GNL de
Perú pueda ir a Chile sino también a Argentina
que ha elevado notablemente la demanda de
importaciones de GNL en los últimos tres
De ninguna manera pretendemos que se
rompa el contrato firmado para el envío de
volúmenes de gas ininterrumpible a México.
Eso sí, planteamos que mientras dure la
y futuros volúmenes interrumpibles puedan
destinarse al mercados de Chile y Argentina.
Así todos ganan en la negociación en los precios
base para la exportación de gas de Perú.
En esa misma línea, en Brasil, de la
mano de Petrobras, se viene estudiando muy
seriamente el “Floating LNG”, que permitirá
evacuar producción de gas de lugares alejados
costa afuera en el Presal y llevarla a terminales
de regasificación en su costa y también a
Uruguay, Argentina y Chile. Seria inaudito
económicamente, pensar que Brasil pretenda
llevar este gas a Japón, si tiene mercados
cercanos que atender con GNL.
La industria del gas beneficiara aun
mas a nuestra región (países productores y
demandantes, empresas y toda la cadena) si
actuamos con lógica económica y permitimos
que el gas fluya a los mercados más cercanos.*Actual Socio Director de Gas Energy y DI
y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.All pages:35689101112141617181920212223242526283031323334InfoSaveLikeShareDownloadMoreSeptiembre 2010 - Petroleum 248 Published on Aug 31, 2010 La Revsita Petrolera de América LatinarevistapetroleumFollowRead moreRead moreSimilar toPopular nowJust for youGo explore

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