enero 2016 - petroleum 312

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Enero2016

Evolución del Mercado de Crudo Latinoamericano

Perspectivas petroleras 2016 y Situación en América Latina

30 Noviembre - 02 Diciembre

REVISTA OFICIAL

Ronda 1.3 de México

3ENERO 2016 I Petroleum 312

Portada:Estación de bombeo de Orú (Norte de Santander),

una de las cinco estaciones de rebombeo del Oleoducto Caño Limón-Coveñas, el ducto más

importante de Colombia que en Diciembre cumplió 30 años de operaciones (Foto: Cortesía Ecopetrol)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

SECCIONESCORNISACUADRANTELIBRARYWAREHOUSECALENDARIOGENTEÚLTIMA PÁGINA

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Evolución del mercado de crudo latinoamericano

Continúan los bajos precios del crudo

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Acipet hizo entrega de sus Premios a la Innovación Evolución del Mercado de Crudo Latinoamericano

Soluciones en Geociencias e Ingeniería

Castillomax Oil and Gas impartió taller sobre sistema multiboyas en Perú


Colombia suscribe primer contrato adicional en yacimientos no convencionales

Ecopetrol puso en servicio Litoteca en el ICP

Ronda 1.3 de México alcanzó éxito del 100%

Pemex incorpora reservas 3P por 1.000 millones de barriles de petróleo equivalente

Inversiones por US$23 mil millones en proyectos de refinación

Pdvsa instala torre de Unidad de Destilación al Vacío para procesar crudo de la FPO

Premios Acipet a la Innovación

El adiestramiento se realizó en sinergia con la Autoridad Portuaria Nacional (APN) del Perú en colaboración con la Sociedad Latinoamericana de Operadores de Terminales Marítimo Petroleros y Monoboyas (SLOM)

La situación petrolera para 2016, reflejada por los precios, la demanda y la oferta, luce complicada: los precios no volverán a los niveles de 2014, la demanda continuará disminuyendo y la oferta creciendo

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo realizó su tradicional entrega de Premios a la Innovación en reconocimiento a personas y compañías que generaron un alto impacto en el sector petróleo y gas durante 2015

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IN SITU ANÁLISIS

REPORTE

TECNOLOGÍA Y COMERCIO

E&P

Por Diego J. González C.

Cont

enid

o

Enero 2016Año 31, Nº 312

Los cambios ocurridos en el mercado de crudo estadounidense y su impacto en el mercado de Latinoamérica, el envío cada vez más frecuente de crudos de México hacia Asia, la exportación cada vez mayor de crudos agrios sudamericanos, el incremento en la producción de crudos medianos de Brasil, entre otros importantes indicadores, fueron analizados por dos expertos de la agencia Platts Oil, durante una conferencia en línea atendida por Petroleum

GVERSE proporciona inteligencia procesable para los equipos de activos al cambiar el juego en cuanto al acceso a los datos, visualización rápida y técnicas de optimización con el estado-del-arte

REFINACIÓN

4 ENERO 2016 I Petroleum 312

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

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

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

USA Victoria Schoenhofer / General Manager1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 [email protected]

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

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

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

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PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

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

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Jorge Zajia, Editor

Corn

isa

www.petroleumag.com

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2016Reservados todos los derechos. All rights reserved

Miembro de:

La gran noticia petrolera del 2015 fue que

Estados Unidos levantó las restricciones a sus

exportaciones de crudo y a partir del primer día

de este año habrá comenzado a enviar petróleo al

exterior. Este hecho produjo sorpresa pues nadie

llegó a imaginar que sucedería tan rápido, pero

hoy el gigante del norte es el mayor productor del

aceite de roca del mundo con un promedio diario

en el 2014 de 13.973 KBbls. Por encima de Arabia

Saudita y Rusia que el año pasado registraron un

promedio de 11.624.000 y 10.853.000 barriles

de petróleo por día.

Los otros grandes productores del preciado

carburante, para el mismo 2014, en América

son Canadá 4.383 KBPD; Brasil 2.950; México

2.812; Venezuela 2.689; Colombia 1.016; Ar-

gentina 715; Ecuador 557; Perú 180 y Trinidad y

Tobago 116 miles de barriles diarios de petróleo

equivalente. Por su parte, la Organización de

Países Exportadores de Petróleo, OPEP conti-

núa aumentando su producción, reportando un

volumen de 31.17 MMBPD el mes pasado –su

máximo nivel en siete años-, 90.000 BPD más

que en Octubre cuando tuvo un registro de 31.08

millones de barriles por día.

Este comportamiento de la producción de

hidrocarburos significa que los precios continua-

rán bajando hasta estabilizarse en un nivel que

todavía nadie lo sabe; aunque si se sospecha que

llegar a los niveles deseados de 80 a 100 $/Bbl es

una quimera, un sueño. Al cierre de esta edición, el

18 de Diciembre del 2015, el precio del barril del

crudo marcador WTI (West Texas Intermediate)

para entrega en Enero 2016, se ubicó en $35.52

en el New York Mercantile Exchange, Nymex.

Para ratificar este escenario de la dramática

situación de los precios, la cesta venezolana –un

importante productor de talla mundial-, cayó a

menos de 30 $/Bbl. Existen análisis que indican

que el piso del precio del crudo va a situarse en

los 20 $/Bbl.

El desarrollo de los acontecimientos es tan

violento que nadie atina un pronóstico sobre el

futuro del petróleo. Los más radicales aseguran

que ya se acabó la era del petróleo y parodian

la célebre frase puesta de moda por el no menos

célebre ministro de petróleo de Arabia Saudita, el

La era del petróleo no ha terminado

Jeque Yamani: “La edad de piedra no se terminó

por que se acabaron las piedras” y apoyados más

en un deseo que en un análisis crudo de la reali-

dad, pregonan a los cuatro vientos que estamos

frente a un nuevo mundo y que a medida que los

precios sigan bajando colapsarán las economías

de los ricos estados del Golfo, encabezados por

Arabia Saudita y que esta crisis arrastrará a Rusia

a la bancarrota.

La lógica elemental apunta en otra dirección

–y nuestros deseos también-. Esas afirmaciones

responden a una situación sociopolítica y religio-

sa y no a lo que el sano juicio y el sentido común

indican y es que, lejos de terminarse, la verdadera

era del petróleo está en sus albores, partiendo de

la premisa universal aceptada mayoritariamente,

que el petróleo es con mucho el energético por

excelencia –el mejor- de todos cuantos existen.

La era del petróleo no se va a terminar mien-

tras exista un barril de petróleo en el subsuelo de

la corteza terrestre y lo que va a suceder –aunque

se tome un tiempo más-, es que el consumo del

hidrocarburo se va a disparar gracias a su bajo

precio, accesible para la gran mayoría de los

países. Quienes tiene que estar preocupados de

su futuro son los productores del carbón mineral

y vegetal; así como quienes han puesto sus espe-

ranzas y su dinero en el desarrollo de las llamadas

fuentes alternas, algunas de ellas renovables.

Insistimos en el tema de la contaminación

que produce la quema de los combustibles fósiles

y el calentamiento y que la solución es un asunto

de tecnología que también la humanidad va a

desarrollar; pero mientras ello ocurre, la propia

industria petrolera mundial se debe embarcar

en una campaña de arborización masiva, que

minimice y hasta radique este fenómeno que

realmente es una amenaza para el futuro desen-

volvimiento armónico de la vida sobre el planeta.

Los petroleros del mundo no tenemos más

alternativa que la de encarar el porvenir con op-

timismo, inteligencia y creatividad, porque ya se

sabe a ciencia cierta que las fuentes del preciado

aceite de piedra descubiertas y por descubrir, exis-

ten en abundancia y que es cuestión de ajustar los

costos de producción para adaptarlos a la nueva

realidad del desarrollo económico del planeta.


IndIce de AnuncIAntes

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El evento reunirá a líderes de la comunidad global de energía para contribuir al diálogo y ofrecer la visión que se teje sobre el futuro de la energía así

como dar respuestas a la volatilidad y la incertidumbre del negocio actual

IHS Energy CERAWeek

El próximo IHS Energy CERAWeek se realizará del 22 al 26 de Febrero como

ya es tradición en Houston, Texas, pero esta vez enfocado en el lema “Transición

Energética: Estrategias para un Nuevo

Mundo” a fin de brindar respuestas a los precios bajos, a lo que se avecina para los mercados, las inversiones, los costos y la tecnología. También se tocará la agenda ambiental incluyendo las respuestas a París 2015, las nuevas estrategias competitivas y estructura de la industria, la política regulatoria y la geopolítica.

Más de 300 líderes de la industria ener-gética, expertos, funcionarios de gobierno y legisladores, líderes de la tecnología y de los sectores financiero e industrial atenderán la cita proveniente de todas las regiones y seg-mentos de la industria -petróleo, gas natural, energía, carbón, nuclear y renovables-. Parti-ciparán igualmente más de 100 expertos en economía, energía, geopolítica y estrategia de IHS. La Conferencia será presidida por Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS.

35 AniversarioSerá el momento para celebrar el 35

Aniversario de este influyente evento, clasi-ficado entre las cinco mejores conferencias

35 Aniversario

“líderes corporativas” en el mundo. A lo largo de sus ediciones se ha distinguido por la profundidad y amplitud de su contenido y la calidad del diálogo que promueve en-tre los participantes. Ello ha sido posible al tratar de ofrecer un panorama muy completo sobre tópicos clave que ayudan a captar el presente y el futuro energético mundial y regional - incluyendo todas las regiones y segmentos.

La Conferencia Ejecutiva CERAWeek comprenderá más de 120 conferencias magistrales, sesiones plenarias y diálogos estratégicos, así como un sinfín de opor-tunidades para el intercambio informal y

la construcción de relaciones; incluyendo Insight Dinners, recepciones y Diálogo de Expertos.

La agenda se complementará de una variedad de programas especiales, entre ellos: Energy Innovation Pioneers, Future

Energy Leaders y Woman in Energy. El programa Energy Innovation Pio-

neers reconocerá a las empresas cuyas tecno-logías y negocios ejemplifican la innovación, la creatividad, viabilidad y oportunidad, la escalabilidad y la calidad de la gestión. Los pioneros representan empresarios exitosos que contribuyen a la comunidad CERAWeek y que están desarrollando vías de futuro para la industria.

Esperamos encontrarnos en esta cita para impregnarnos de un optimismo re-novado acerca del futuro de la industria energética mundial.

Mayor información: Ceraweek.com/2016

www.expoilandgascolombia.com

www.petroleumag.com


Cuad

rant

e

YPF invertirá en conjunto con la petroquímica Dow US$500 millones adicionales en la formación Vaca Muerta durante 2016. El monto será destinado a la explotación de hidrocarburos no convencionales específicamente en el bloque “El Orejano”, el primer

proyecto de shale gas del país, ubicado en la provincia de Neuquén, dijo YFP. La inversión se suma a los US$350 millones que han in-vertido a la fecha en este bloque, cuyo desarrollo total requerirá un estimado de US$2.500 millones, para la perforación de más de 180 pozos y obras de infraestructura asociadas. “El Orejano” está ubicada en el noroeste del departamento de Añelo, provincia de Neuquén. Ambas compañías desarrollan el proyecto desde 2013.

Schlumberger hará inversiones por US$4.900 millones en Ecuador para la reactivación de campos maduros en declinación, pertene-cientes a Petroamazonas EP. “Para firmar ese contrato de prestación de servicios con Schlumberger pedimos US$1.000 millones de

financiamiento, de los cuales 500 millones ya llegaron al país”, dijo el Presidente de Ecuador, Rafael Correa. Entre los campos a reactivar más importantes del país se encuentra el Auca o bloque 61, ubicado en la provincia de Orellana, que mantiene un 25% de declinación al año. Schlumberger asumirá 1.800 millones de dólares por los costos operativos del bloque petrolero, en un periodo de 20 años; sus inversiones serán amortizadas a través de la tarifa por barril producido. Petroamazonas EP mantendrá la titularidad sobre el bloque y continuará siendo el operador y responsable del mismo.

Weatherford obtuvo el galardón como Best International Oilfield Services Company durante la ceremonia de premios a la excelencia en energía realizada en el marco de la Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference -ADIPEC. Weatherford fue una

de las tres finalistas -incluyendo Schlumberger y Halliburton- y fue reconocida finalmente como la mejor por sus servicios excepcionales a la industria del petróleo y gas en la región del Medio Oriente. Las competencias de las empresas se midieron a través de una serie de criterios, entre ellos, gestión de contratos y proyectos, el cumplimiento de plazos y control de costos, dijo la empresa en un comunicado.

Representantes de Pdvsa y Eni evaluaron las perspectivas de un mayor crecimiento de la producción del megacampo de gas Perla, en el Golfo de Venezuela, cuya fase II contempla más de 23 millones de metros cúbicos. Ambas empresas discutieron la posibilidad

de utilizar parte de los recursos del campo para proyectos de exportación. También analizaron estudiar el alto potencial de nuevas áreas para la producción de gas en el país, y eventualmente realizar un seguimiento conjunto de su desarrollo, en el caso de nuevos descubrimientos. Perla entró en producción en Julio de 2015 con un promedio a final de año de 14 millones de metros cúbicos diarios de gas (unos 90.000 barriles de petróleo equivalente por día).

DuPont y The Dow Chemical Company se fusionarán para crear la compañía combinada DowDuPont, con un valor de mercado de unos US$130.000 millones. Sus consejos de administración aprobaron por unanimidad el acuerdo definitivo para combinarse en

un todo y crear una empresa altamente enfocada en negocios como la ciencia de materiales y productos altamente especializados y la agricultura. Las partes tienen la intención de seguir posteriormente una separación de DowDuPont en tres compañías independientes que coticen en la bolsa, a través de spin-offs libres de impuestos. DowDuPont, tendrá como Presidente Ejecutivo a Andrew Liveris, actual Presidente de Dow Chemical, y como Director Ejecutivo a Edward Breen, quien funge como Presidente de DuPont.

Pemex y Global Water Development Partners acordaron la creación de una sociedad conjunta enfocada a invertir en infraestructura de agua y tratamiento de aguas residuales para instalaciones upstream y downstream en México, con una inversión estimada de

US$800 millones. Esta sociedad facilitará el acceso a la tecnología más avanzada de la industria mundial para cubrir las necesidades de abastecimiento y tratamiento de aguas residuales de las instalaciones de Pemex, tanto en áreas de producción en tierra y mar, como en refinerías y plantas petroquímicas. Mediante esta sinergia Pemex podrá enfocarse en su negocio principal de exploración y producción, mientras cumple con sus necesidades en los aspectos ambientales.

Repsol vendió a Statoil un 13% en el campo de petróleo de Eagle Ford (Estados Unidos) con lo que reduce su participación al 37%. Al mismo tiempo, la española compró a Statoil un 15% en el campo en producción Gudrun (Noruega). Ambas empresas acordaron

que Statoil se convertirá en operador único en Eagle Ford, lo que mejorará la eficiencia de las operaciones, optimizando el desarrollo del campo y permitiendo ahorros de costos”. Por otra parte, Repsol-Sinopec Brasil (60% Repsol) aprobó una propuesta para que Statoil se convierta en el operador del campo BMC-33, en la Cuenca de Campos.

Bauer Maschinen GmbH (una filial de Bauer AG) y Schlumberger firmaron un acuerdo de joint venture para la fabricación de equi-pos de perforación terrestres y productos asociados. Bauer y Schlumberger tendrán 51/49 de propiedad de la empresa conjunta,

respectivamente. Bauer se especializa en la fabricación de equipos de perforación y brindará mayores capacidades de fabricación de taladros con instalaciones en Alemania, Estados Unidos, China, Extremo Oriente y Rusia. A través de la empresa conjunta se fabricarán taladros de perforación terrestres y equipo de perforación asociados para Schlumberger y otros terceros, para uso en los sectores de petróleo, gas y energía geotérmica.


In S

itu

La empresa venezolana Castillomax Oil and Gas impartió a finales de

2015 en Lima, Perú, el taller “Diseño y Planificación de Sistema Multibo-yas” dirigido a operadores de termi-nales marítimos públicos y privados. La actividad fue organizada por la Autori-dad Portuaria Nacional (APN) del Perú en colaboración con la Sociedad Latinoame-ricana de Operadores de Terminales Ma-rítimo Petroleros y Monoboyas (SLOM).

“La actividad fue sinónimo de sinergia

entre la SLOM, Castillomax y la APN,

logrando agrupar un nutrido grupo de

profesionales del área, para transmitirles

información clave sobre operaciones marí-

timas relacionadas al sistema multiboyas”, dijo el Jefe de la Unidad de Capacitación de la APN, Elar Salvador Granda. Los organi-zadores centraron sus esfuerzos en generar un acercamiento con la mayor cantidad de operadores de multiboyas y hacer de su conocimiento lo último en software para el manejo de este tipo de operaciones.

Gabriela Angulo, asesora mayor de Castillomax Oil and Gas, señaló que la

Castillomax Oil and Gas impartió taller sobre sistema multiboyas en Perú

El adiestramiento sobre diseño y planificación de sistema multiboyas estuvo dirigido a operadores y personal de proyectos provenientes de varios

terminales marítimos públicos y privados

En el taller participaron operadores y personal de proyectos provenientes de varios terminales marítimos de Perú

oportunidad permitió “mostrar el diferen-

cial que posee Castillomax con respecto a la

aplicación de tecnología de ingeniería com-

putacional y cómo los procesos pueden ser

más eficaces”. Asimismo destacó que “Perú

es el país que más sistema multiboyas tiene

en América Latina, por lo que se transforma

en un nicho de mercado muy atractivo”.El programa contempló la explicación

detallada de los procesos asociados al diseño y a la planificación de un sistema multibo-yas. Además, sirvió para aclarar las defini-ciones comunes, la metodología de cálculo y el material técnico, los criterios de operación

y de diseño, las normas internacionales y los pasos que deben ser tomados en cuenta para alcanzar las certificaciones de los equipos.

Para el Asesor de Diseño de Castillomax Oil and Gas, Omar Freites con el taller fue posible “concientizar a los operadores y al

personal de proyectos que labora en puerto,

acerca de los protocolos asociados al mo-

mento de diseñar un sistema multiboya”.José Perdomo, Secretario de la

SLOM, comentó que la Sociedad tiene la oportunidad de trabajar con empresas privadas vinculadas al sector petrolero marítimo y al ser Castillomax parte de la SLOM “pueden desarrollarse actividades en

conjunto que permitan compartir las mejo-

res prácticas en América Latina y contribuir

en el proceso formativo de profesionales del

sector costa afuera”.Con sede principal en Caracas, Casti-

llomax Oil and Gas presta servicios en el área marítima petrolera, y se especializa en el desarrollo y ejecución de proyectos costa afuera, modernización de terminales marítimos petroleros y automatización de procesos de carga y descarga de crudo.

Perú es el país que más sistema multiboyas tiene en América Latina, por lo que se transforma en un nicho de mercado muy atractivo”


In S

itu

Premios Acipet a la InnovaciónLa Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo realizó el 14 de Diciembre

su tradicional entrega de Premios a la Innovación en reconocimiento a personas y compañías que generaron un alto impacto en el sector petróleo y gas durante 2015

Los representantes de PWES Mauricio Camargo, Carlos Rojas y Hubert Borja; los directivos de Acipet Juan Carlos Rodríguez y Sergio Pinilla; la Embajadora de Noruega en Colombia, Kirsti Andersen; y los delegados de Ecopetrol y de la Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín, entre otros premiados

Equion Energía recibió el Premio Acipet 2015 a la Innovación por el Programa “Emprende con Equion”, enfocado en desarrollar el emprendimiento en Casanare, en la categoría de innovación en gestión social

Desde 2013 Acipet ha venido reconocien-do a aquellas personas, organizaciones

y productos que han generado un desa-rrollo o mejora incremental de algunos conceptos, productos o procesos, para brindar solución a un problema o suplir una necesidad con positivo impacto en el sector hidrocarburos colombiano.

El 14 de Diciembre la Asociación hizo entrega de la tercera versión de sus Premios a la Innovación en cinco diferentes categorías: Gestión Social, Gestión Ambiental, Innova-ción en Tecnología, Innovación en la Aca-demia y Emprendimiento Innovador. Luego de emplear criterios de evaluación como la aplicabilidad, sostenibilidad, originalidad y grado de innovación y reconocimiento de éxito a un total de 77 trabajos presentados, hizo las siguientes distinciones.

Compañías o Instituciones En la categoría de Emprendimiento

Innovador, el premio fue otorgado a la com-pañía Produced Water EcoServices, PWES, por el proyecto “Disposición de Agua Indus-trial por Evaporación Mecánica”. Con esta tecnología es posible evaporar el agua sin calor, utilizando menos del 10% de la ener-gía requerida para la evaporación térmica.

El grupo de Investigación en Fenómenos de Superficie “Michael Polanyi” de la Univer-sidad Nacional de Colombia, sede Medellín, recibió el premio en la categoría Academia,

por su proyecto “Uso de la Nanotecnología Aplicada al Sector de Hidrocarburos en Co-lombia”. Este grupo de investigación es consi-derado pionero a nivel nacional y mundial en el uso de nanopartículas para atacar diferentes tipos de problemas en el sector petrolero.

También la sede Medellín de esta misma universidad se distinguió en la categoría Tecnología por su proyecto “Mejoramiento de Movilidad de Crudo Pesado a Condicio-nes de Yacimiento basado en la Nanotecno-logía: Prueba Piloto Campo Castilla”.

En la categoría Ambiental, fue recono-cida la empresa Occidental de Colombia por su proyecto “Chipirón T, offshore en medio del Llano”, donde con innovación, creatividad y el uso de tecnologías de punta la compañía logró hacer una plataforma de perforación en la mitad de un estero, res-petando y preservando el medio ambiente.

Equion Energía obtuvo el premio Acipet en la categoría Social, por el proyecto corres-pondiente al Centro de Desarrollo Empresa-rial CDET, un programa de emprendimiento para el departamento Casanare, con el cual la compañía busca incentivar el desarrollo de unidades productivas relacionadas con la apuesta estratégica de este departamento.

Personas destacadasTambién fue reconocida la labor de

tres personajes innovadores que ha hecho grandes aportes al sector hidrocarburos.

En la categoría Estatal se hizo entrega del premio Acipet a Kirsti Andersen, Emba-jadora de Noruega, por sus aportes al co-nocimiento que existe en el sector petrolero noruego con Colombia. “La cooperación

con Acipet nos ha permitido traer expertos

noruegos para compartir experiencias y

entender cómo estas pueden ser adaptadas

al contexto colombiano para acelerar su

desarrollo”, comentó Andersen.El premio en la categoría Academia fue

conferido al Dr. Roberto Aguilera, Presidente de CNOOC Nexen y Profesor en tigh oil y gas no convencional de la Universidad de Calgary, Canadá. Aguilera es autor del libro “Yaci-mientos Naturalmente Fracturados” y tam-bién ha sido autor y coautor de más de 200 papeles técnicos en Ingeniería de Petróleos.

Como personaje innovador en la categoría Industria fue distinguido Juan Carlos López Ballen, por su enfoque en las tecnologías existentes y el desarrollo de dispositivos innovadores adaptados a las necesidades de operación. López logró diseñar un sistema para reducción del 75% del consumo de aceite en motores diesel de 2MW usados para generación de energía y bombeo. Asimismo pudo implementar un sistema de aireación en piscinas de enfria-miento para llevar los fenoles a menos de 0.08 mg/L y lograr cumplir con las normas de vertimiento de aguas de producción, incluyendo nitrógeno amoniacal.


In S

ituE&

P

Colombia suscribe primer contrato adicional en yacimientos

no convencionalesLa Agencia Nacional

de Hidrocarburos, ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd. y CNE Oil &

Gas S.A., firmaron el primer contrato adicional para la exploración y producción

de hidrocarburos con prospectividad en yacimientos no

convencionales en el área VMM-3, ubicado en los

departamentos del Cesar y Santander, con

inversiones superiores a los US$85 millones

Anthony Zaidi, Vicepresidente de Nuevos Negocios de Canacol Energy; Mauricio De La Mora, Presidente de la ANH; y Álex Martínez, Presidente de ConocoPhillips Colombia (Foto: El Espectador)

Mauricio De La Mora, Presidente de la ANH destacó haber recibido esta so-

licitud para adicionar un contrato con miras al desarrollo de proyectos de Yacimientos No Convencionales, constituye una excelen-te noticia, una apuesta para el incremento de reservas, tan necesarias por el país.

“El interés manifestado por un jugador

de clase mundial como ConocoPhillips y un

jugador regional como CNE, con altos están-

dares de calidad, es consecuencia de todos los

esfuerzos mancomunados del Gobierno Na-

cional y el Ministerio de Minas, canalizados

a través de la Agencia, para brindarle a las

operadoras todas las herramientas posibles

para desarrollar proyectos hidrocarburíferos

en éstos escenarios de precios bajos y así

mantener la competitividad de Colombia

en esta coyuntura”, subrayó De La Mora. Se trata del primer Contrato Adicional

suscrito como resultado de la aplicación

del Acuerdo 03 de 2014, mediante el cual se establece la posibilidad de desarrollar yacimientos no convencionales, a los sus-criptores de Contratos de E&P Conven-cionales celebrados con anterioridad a la Ronda Colombia 2012, siempre y cuando cumplan con los requisitos de capacidad requeridos en dicho reglamento.

La Unión Temporal titular del Contrato Adicional VMM-3, está conformada por ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd.

con una participación del 80% y la calidad de operador y CNE Oil & Gas S.A con una participación del 20%.

ConocoPhillips es una de las compañías independientes de exploración y produc-ción más grandes del mundo basado en producción y reservas probadas, con sede en Houston, Texas. Tiene actividades y operaciones en 25 países, ingresos anuales por valor de US$31.000 millones, un total de activos US$106.000 millones y aproxi-madamente 17.800 empleados. ConocoPhi-llips está comprometida con la seguridad, la excelencia operativa, gestión ambiental responsable y es la primera vez que actuará como operador en Colombia.

Por su parte, CNE Oil & Gas S.A. es una compañía filial de Canacol Energy LTD, compañía líder en producción y exploración de petróleo y gas enfocada principalmente en Colombia con un historial probado en transformar el éxito exploratorio en flujo de caja, un portafolio de campos productores de petróleo y gas y una de las principales posiciones en tierras de exploración en América del Sur.

El desarrollo de proyectos de Yacimientos No Convencionales constituye una apuesta para el incremento de reservas del país”



La instalación reúne las muestras geológicas de roca de 3.223 pozos petroleros de la empresa y 112.643 archivos digitales

E&P


Ecopetrol puso en servicio Litoteca en el ICPLa petrolera colombiana se dio a la tarea de reconstruir su propia litoteca y renovar sus instalaciones, las cuales fueron puestas al servicio a principios de Diciembre

en el Instituto Colombiano del Petróleo

Ecopetrol puso al servicio en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) una

moderna litoteca que reúne las muestras geológicas de roca de 3.223 pozos petrole-ros, contenidas en 45.069 cajas, así como 112.643 archivos digitales.

La petrolera colombiana explicó que las muestras de roca que se encuentran archiva-das en la litoteca son únicas e irrepetibles. El costo de volver a adquirirlas se estima en US$27.600 millones, a un costo promedio de 1.000 dólares por pie de ripios y de 3.000 dólares por pie de núcleos.

Agregó que la litoteca está dotada con una infraestructura de almacenamiento y consulta basada en estándares interna-cionales, con capacidad de almacenamiento de 165.000 cajas, áreas para preservación de colecciones geológicas y adquisición de fotografías. Además posee un sistema

de registro especializado denominado Core Gamma Ray (CGR) para identificar mineralogía y la profundidad de la proce-dencia de los corazones de roca.

Este gigante archivo estará a disposi-ción de la comunidad petrolera, mediante seis salas de consulta con capacidad total de 1.800 pies de núcleos cada una y dos auditorios de reuniones con capacidad de 10 personas cada una.

En 2016 Ecopetrol estima dar al ser-vicio el sistema de información en línea para la preservación y gestión de las rocas, gracias a una solución tecnológica que permitirá el acceso remoto a la informa-ción de la litoteca.

Como consecuencia de la expedición del Decreto 1760 de 2003, que ordenó la entrega a la Agencia Nacional de Hi-drocarburos del archivo de corazones de

roca de todo el país, Ecopetrol se dio a la tarea de reconstruir su propia litoteca y renovar sus instalaciones, las cuales desde Diciembre están puestas al servicio de la comunidad petrolera.

Ecopetrol espera mantener ahorros y buscará reducir costos adicionales en dilución en crudos pesados, renegociación de contratos, manejo eficiente de gastos corporativos y una cultura de ahorro y austeridad

Plan de Inversiones de Ecopetrol S.A. Filiales y Subordinadas 2016

(Cifras en Millones de USD)

Área de Negocio

Otras

Total 4.800

Exploración

Producción

Transporte

Refinación y Petroquímica

660

2.337

473

1.044

286

La petrolera colombiana anunció un plan de inversiones de US$4.800 millones

para el 2016, un 40% inferior al de 2015, como respuesta a la baja pronunciada en los precios del crudo.

“El presupuesto de inversiones aprobado

está alineado con la nueva estrategia corpo-

rativa y responde a la retadora situación del

mercado internacional del petróleo. Por lo cual,

las inversiones presupuestadas para el 2016

son un 40% menores que las planeadas para

el 2015”, dijo la compañía en un comunicado.Con estas inversiones Ecopetrol espera

mantener la producción diaria en unos 755.000 barriles de petróleo equivalente (KBPED), casi al mismo que en 2015.

“El plan se focaliza en lograr mayores

eficiencias y rentabilidad en todas las áreas

del grupo empresarial, con énfasis en la

disciplina de capital, la reducción de costos

y la eficiencia”, añadió.Según la empresa, unos US$3.817 millones

provendrán de la generación interna de caja y la desinversión de activos no estratégicos, mien-tras que el resto se obtendrá con financiación.

La empresa señaló que cuenta con ca-

pacidad de endeudamiento, calificación de grado de inversión y acceso al mercado de capitales en Colombia y en el exterior.

De la inversión total aprobada, US$2.337 millones estarán enfocados en producción, 1.044 millones en refinación y petroquímica y 660 millones de dólares en exploración. En transporte la compañía invertirá US$473 millones, mientras los restantes 286 millones se enfocarán en otras áreas del negocio. Explicó que 96% de las inversiones se realizarán en Colombia y un 4% en el exterior.

“El mayor porcentaje de los recursos

se dirigirá a producción eficiente de crudo

y gas, a evaluar los hallazgos exploratorios

recientes, a la entrada en operación de la

nueva refinería de Cartagena y a consolidar la

capacidad de transporte”, detalló la empresa.

Plan de inversiones 2016


E&P


Como dice el refrán “a la tercera va la

vencida”, la tercera fase de la Ronda Uno resultó ser la más exitosa de todos los procesos licitatorios de áreas petroleras hasta ahora celebrados en México, al adju-dicar el total de las 25 áreas contractuales a firmas que en su mayoría fueron de capital mexicano o en consorcios.

Recordemos que en Julio la primera fase de la Ronda Uno colocó sólo 2 de 14 áreas ofertadas -14.3% de éxito; mientras que en la segunda fase se adjudicaron 3 de 5 áreas -60 de éxito. Todas las áreas tienen reservas certificadas y en su mayoría ya han producido hidrocarburos; con su adjudica-ción México espera impulsar la producción nacional a corto plazo.

Once firmas mexicanas, de manera individual o consorciadas, obtuvieron la

Contra todo pronóstico Ronda 1.3 de México alcanza éxito del 100%En la tercera fase de licitaciones el Gobierno mexicano logró colocar las 25 áreas

para la extracción de hidrocarburos ofrecidas en este proceso en el cual las firmas mexicanas o con capital mexicano fueron las principales ganadoras

Las 25 áreas adjudicadas se encuentran localizadas en tres zonas geográficas: Campos Burgos, Vampos Norte y Campor Sur

mayoría de los contratos, lo que se augura-ba ante la notoria participación del capital mexicano en la lista final de ofertantes.

Entre los grandes ganadores se encuen-tran el consorcio mexicano GeoEstratos con

4 áreas; y la mexicana Strata Campos Ma-duros, con 3; y la canadiense Renaissance Oil, igualmente con 3 áreas.

Las 25 áreas fueron agrupadas en tres zo-nas geográficas identificadas como Campos Burgos, Campos Norte y Campos Sur. Las 8 ubicadas en la zona norte entre Nuevo León y norte de Tamaulipas contienen gas seco; las 5 áreas localizadas en el sur de Tamaulipas y norte de Veracruz contienen aceite y gas aso-ciado; y de las 12 áreas restantes, ubicadas al sur de Veracruz, Tabasco y norte de Chiapas, 9 contienen aceite y 3 condensados.

Áreas Tipo 2Los primeros contratos en áreas te-

rrestres en adjudicarse fueron los corres-pondientes a 4 áreas Tipo 2 que poseen los mayores volúmenes original en sitio:

Once firmas

mexicanas, de manera

individual o consorciadas,

obtuvieron la mayoría

de los contratos en áreas

terrestres”


E&P

Tajón (651.1 mmb aceite / 424.3 mmmpc gas), Cuichapa Poniente (425.6 mmb aceite / 472.0 mmmpc gas), Moloacán (221.7 mmb aceite / 121.9 mmmpc gas) y Barcodón (165.5 mmb aceite / 48.3 mmmpc gas).

Con el mayor remanente de reservas Tajón fue adjudicada a la mexicana Perseus, la cual también obtuvo el área de Fortuna Nacional durante la segunda etapa de cam-pos menores Tipo 1.

Cuichapa Poniente con una propuesta del 60.82% de regalías quedó en manos de Servi-cios de Extracción Petrolera Lifting México.

El consorcio mexicano holandés con-formado por Canamex Dutch, Perfolat de México y American Oil Tools ganó el área de Moloacán, con una regalía de 85.69%.

La mexicana Diavaz Offshore obtuvo la última área Tipo 2 Bardocón, pero en la segunda etapa de áreas Tipo 1 se llevó el área Catedral.

Áreas Tipo 1De los 21 contratos menores licitados

en la segunda etapa de la licitación, el consorcio mexicano conformado por Geo Estratos y Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción fue el mayor ganador de esta etapa al llevarse 4 áreas: Pontón, Tecolutla, La Laja y Paso de Oro.

La mexicana Strata Campos Maduros obtuvo las áreas Peña Blanca, Ricos y Carretas.

La canadiense Renaissance Oil se adjudicó 3 áreas: Mundo Nuevo, Topén y Malva. Las áreas Mayacaste y Calicanto, fueron otorgadas al Grupo Diarqco. El consorcio Manufacturero Mexicano ob-tuvo dos áreas, Mareógrafo y Calibrador.

El consorcio mexicano-estadounidense Roma Energy, Tubular Technology y GX Geoscience ganó el contrato Paraíso.

El área Benavides-Primavera la obtuvo el consorcio Sistemas Integrales de Com-presión, Nuvoil y Constructora Marusa. La compañía mexicana Construcciones y Servicios Industriales Globales se adjudicó el área Duna.

El área Secadero la ganó el consorcio Grupo R Exploración y Producción y Cons-tructora y Arrendadora México; mientras que el área San Bernardo quedó en manos de la compañía mexicana Sarreal.

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos


Esce

nario

E&P


Durante 2015 Pemex alcanzó una tasa de restitución de reservas 3P en el orden

del 85%, con lo que ha permitido revertir la tendencia a la baja que había registrado en este indicador.

Ello fue posible al incorporar reservas totales 3P (probadas, probables y posibles) por el orden de los mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente durante el año, luego de llevar a cabo la exploración de un total de 30 pozos, con un éxito del 45% en su viabilidad comercial, porcen-taje que según la empresa fue superior al promedio internacional.

De esta incorporación de reservas, 57% corresponden a crudo ligero y gas condensado, 20% a crudo pesado y 23% a gas no asociado, con un costo promedio de descubrimiento de 2 dólares por barril. La inversión total en actividades de exploración en 2015 ascendió a 35 mil millones de pesos.

Pemex incorpora reservas 3P por 1.000 millones de barriles de petróleo equivalente

La empresa perforó un total de 30 pozos exploratorios en 2015 con un éxito del 45% en su viabilidad comercial

En 2015 descubrió seis campos en aguas someras y delimitó el bloque oriental (Cretácico) del campo Tsimin

Cuarta licitaciónEl Gobierno mexicano a través de la

Comisión Nacional de Hidrocarburos no demoró en anunciar la cuarta convocatoria de licitación de la Ronda Uno, para adju-

dicar nuevos contratos de licencia para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México.

Se trata de 10 áreas localizadas dentro de las provincias petroleras Cinturón Plegado

Perdido (4 áreas) y Cuenca Salina (6). donde las profundidades van de los 500 metros a 3.000 metros de tirante de agua.

El titular de la Secretaría de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, adelantó que el proceso de la subasta de estos primeros bloques podría culminar a finales de 2016 o principios de 2017, ya que las firmas requerirán tiempo para preparar los proyectos, los cuales se cree que demandarán importantes capitales de inversión y largos tiempos de desarrollo.

En Enero arrancaría la apertura de la base de datos de esta cuarta convo-catoria sin embargo, la fecha definitiva para la asignación de los contratos se

determinará en el tercer trimestre de 2016.La llamada Ronda Uno es producto de

la profunda reforma energética puesta en marcha en 2014 que abrió al capital privado áreas que estaban exclusivamente reserva-das al Estado y a la petrolera estatal Pemex.

Aguas somerasLa empresa mexicana estima que los

recientes descubrimientos de los pozos Teo-calli-1001 y Jaatsul-1 en aguas someras le permitirá lograr una producción de 40 mil

barriles y 30 millones de pies cúbicos de gas diarios. “Aunados a los cuatro descubri-

mientos anunciados en el primer semestre

de 2015 [Batsil, Cheek, Xikin, Esah] la

producción adicional en aguas someras au-

La Ronda 1.4 comprenderá 10 áreas para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México


Refin

ació

n

mentará en 140 mil barriles y 120 millones

de pies cúbicos de gas al día para inicios de

2018”, precisó en un comunicado.A fin de dar certidumbre y acelerar el de-

sarrollo de los campos descubiertos, Pemex explicó que adelanta un programa de pozos de delimitación en 2016, que cuenta con la asignación de US$300 millones por parte de su Consejo de Administración.

En aguas someras ha logrado delimitar exitosamente el bloque oriental del campo Tsimin, en el Litoral de Tabasco, lo que permitirá iniciar su desarrollo y posterior explotación.

De la

incorporación de

reservas de Pemex, 57%

corresponden a crudo

ligero y gas condensado,

20% a crudo pesado y

23% a gas no asociado”

Inversiones por US$23 mil millones en proyectos de refinación

Pemex contempla la reconfiguración de varias de sus refinerías, con el objetivo de reducir hasta 25% sus

importaciones de gasolinas en 2018

La estatal mexicana acometerá pro-yectos en el nicho de refinación que

representan una inversión total de US$23 mil millones y la generación de más de 60 mil empleos directos en los siguientes tres años.

Entre los proyectos resalta la produc-ción de gasolinas de ultra bajo azufre en las seis refinerías del país, con una inver-sión cercana a US$3.100 millones, a fin de impulsar la producción final de más de 210 mil barriles diarios y contribuir a reducir en más de 90% la emisión de gases de efecto invernadero y de contaminantes a la atmósfera.

En la refinería Miguel Hidalgo la inver-sión en gasolinas limpias será de US$250 millones, con la creación de 4 mil puestos de trabajo. La obra incluye una planta desulfuradora con capacidad de 30 mil barriles por día de carga, la cual permitirá producir gasolina de ultra bajo azufre, así como una unidad regeneradora de amina, una torre de enfriamiento, un sistema de desfogue de hidrocarburos quemador elevado y uno de desfogue de gas ácido, así como edificaciones e instalaciones de servicios auxiliares y sistemas comple-mentarios.

Otro proyecto constituye el desarrollo de diesel de ultra bajo azufre en las seis refinerías del país con una inversión de US$3.900 millones para la construcción de


Aguas profundas

En aguas profundas logró delimitar el campo Nat y se descubrieron los campos Hem, frente a las costas de Veracruz, y Cratos, en el área del Cinturón Plegado Perdido al norte del Golfo de México, frente a Tamaulipas. Actualmente adelanta la delimitación del campo Exploratus, en esta última área.

Áreas terrestresEn las áreas terrestres, se descubrieron

en Veracruz dos campos -Licanto 1 y Lica-yote 1, cercanos a infraestructura actual, donde Pemex estima añadir reservas 3P en-tre 40 y 60 millones de barriles de petróleo crudo equivalente lo que supone la incor-poración de una producción aproximada de 4 mil barriles de petróleo y 90 millones de pies cúbicos de gas diarios a fines de 2016, aseguró Pemex.


19 plantas nuevas y la modernización de 17 unidades externas, con lo cual planea redu-cir las importaciones de este combustible.

La inversión específica de esta obra en la refinería de Tula será de 770 millones de dólares y los trabajos habrán iniciado a principios de 2016.

Adicionalmente, Pemex invertirá casi US$5.000 millones para la reconfiguración de la refinería de Tula, a fin de ampliar la capacidad de procesamiento de crudo en 25 mil barriles diarios y llegar a una capacidad instalada total de 340 mil barriles. Con ello, la refinería se posicionará en el primer lugar en cuanto a capacidad de refinación en el país.

Los proyectos de las reconfigura-ciones de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz significarán una inversión adicional de US$8 mil millones.

Cogeneración Pemex también adelanta cuatro proyec-

tos de cogeneración a través de su empresa productiva subsidiaria Pemex Cogeneración y Servicios, con una inversión superior a los US$3.000 millones de dólares. Estos pro-yectos se están realizando en las refinerías de Tula, Hidalgo; Cadereyta, Nuevo León, y Salina Cruz, Oaxaca, así como en el com-plejo procesador de gas de Cactus, Chiapas.

En materia ambiental, dichos proyectos permitirán la disminución de 7 millones de toneladas de dióxido de carbono anual.

Pemex planea reconfigurar La Refinería Miguel Hidalgo de Tula


Refin

ació

n

Como parte del plan de instalación de equipos mayores del proyecto de Con-

versión Profunda de la Refinería Puerto La Cruz, la petrolera estatal venezolana instaló la primera torre de la Unidad de Destilación al Vacío de este centro refinador ubicado en el estado Anzoátegui.

La empresa precisó que esta ampliación permitirá a futuro el procesamiento de cru-do pesado proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco “con la aplicación comercial,

por primera vez en el mundo, de la innova-

dora tecnología HDHPLUS® desarrollada

por Pdvsa Intevep”.La torre de vacío consiste en una uni-

dad con 266 toneladas de peso, 8.5 metros de diámetro y 44 metros de altura fabri-cada en Corea del Sur. Su izaje se realizó bajo el cumplimiento de los estándares de seguridad industrial y mediante la alianza estratégica que Pdvsa mantiene con el consorcio VONE, integrado por Hyundai Engineering & Construction (Hyundai

Pdvsa instala torre de Unidad de Destilación al Vacío para procesar

crudo de la FPOSe trata de la primera torre que integra la futura planta de Destilación al Vacío de la Refinería Puerto La Cruz, la cual estará compuesta por dos trenes, cada

uno con capacidad de procesamiento de 65 mil barriles por día de crudo

La torre fue fabricada en Corea del Sur y tiene 266 toneladas de peso, 8.5 metros de diámetro y 44 metros de altura (Foto: Pdvsa)

E&C) Hyundai Engineering, de Corea del Sur, en sociedad con la empresa china Wison Engineering.

Esta futura planta de Destilación al Vacío de la Refinería Puerto La Cruz estará compuesta por dos trenes cuya capacidad de procesamiento será de 65 mil barriles por día de petróleo, cada uno.

En su construcción han sido vaciados más de 14 mil metros cúbicos de concreto; 4 mil toneladas de estructuras metálicas; 5 mil toneladas de equipos; 252 mil metros de cableado eléctrico, 241 mil metros de cableado de instrumentación; y 251 mil pulgadas de diámetro de soldadura de tuberías, sobre una superficie física total de 3,7 hectáreas. La constructora china Wison fue responsable de la preparación del sitio, con un financiamiento directo de 830 millones de dólares; cuyo movimiento de tierra lleva un avance total de 90,88%.

La petrolera destacó la importancia del proyecto por ser la primera vez que se

aplicará en Venezuela una tecnología propia –la HDHPLUS® de Pdvsa Intevep- para optimizar las grandes reservas de crudo pesado y extrapesado existentes en suelo venezolano.

Para el Director Ejecutivo de Proyec-tos de Nuevas Refinerías, Mejoradores y Terminales, Gabriel Oliveros, con el uso de HDHPLUS® se podrá procesar sin pérdida alguna el crudo extrapesado, caracterizado por un alto contenido de metales y azufre. Como resultado se ob-tendrán productos de grandes bondades competitivas en el mercado petrolero in-ternacional, con ultra bajo azufre, “gaso-linas blancas” amigables con el ambiente y cero producción de coque.

Pdvsa tiene previsto dentro del proyec-to de Conversión Profunda la construcción de 25 nuevas plantas industriales que es-trenarán tecnología de punta y que serán operadas por personal venezolano, ello con la inversión de cerca de US$8 mil millones.

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Anál

isis

A raíz de la reciente reunión de la OPEP en Viena, donde la Organización deci-

dió no reducir su producción, el crudo Brent para entregas en Enero cerró el viernes 04 de Diciembre en 43 US$/barril y el WTI en 39,97 US$/barril.

La OPEP mantiene su producción por encima de los 30 millones de barriles dia-rios (MMb/d) desde 2013, principalmente por los aumentos de producción de Arabia Saudita e Iraq. Indonesia solicitó su rein-corporación a la OPEP, tras permanecer fuera de la misma desde 2009, lo cual fue aprobado en la reunión en Viena. Este país produce unos 852.000 b/d (2014) y con una población de 253 millones de habitantes, tiene un mercado interno de 1.641.000 b/d.

Lo positivo de todo este panorama ha resultado en el negocio de refinación, el cual está mostrando márgenes positivos de 9,42 US$/barril procesado.

Lo negativo es el sinnúmero de pro-yectos que están desfasados o cancelados por lo alto de sus “breakeven” o punto de equilibrio económico, en especial los pro-yectos gigantes de las Arenas de Athabasca (159 US$/barril), costa afuera, como el desarrollo de África Occidental (127 US$/barril), del Pre-salt de Brasil (120 US$/


La situación petrolera para 2016, reflejada por los precios, la demanda y la oferta, luce complicada: los precios no volverán a los niveles de 2014, la demanda

continuará disminuyendo y la oferta creciendo

Diego J. González C.

barril), del Ártico (109-113 US$/barril) y del Golfo de México (99 US$/barril). En Alaska (Ártico) ya se retiraron Shell y Statoil. A lo anterior se suma la necesidad de muchas empresas medianas y pequeñas de integrarse a las más grandes, que pue-den soportar esta baja de precios y poca demanda. Finalmente, la situación de la reducción del personal en muchas empre-sas, que totalizan más de 200.000 en todo el sector hidrocarburos. Forbes dice que empresas como Schlumberger (20.000), Halliburton (18.000), Baker Hughes (13.000) y Shell (7.000) han reducido su personal significativamente.

Los países cuyas economías dependen del petróleo están muy preocupados, en especial Venezuela, cuyo Presidente anda por el mun-do solicitando apoyo de otros productores, para que bajen la producción y eventualmen-te suban los precios, pero sus peticiones no han tenido eco, lo que quedó demostrado en la reciente reunión de la OPEP.

Sobre los precios del WTI, el marcador de la cesta venezolana, los principales es-timadores, agentes financieros y la prensa especializada los ubican para 2016 tan bajos como 32 y tan altos como 56,45 US$/barril, estando el promedio entre 41 y 48 US$/barril. Entre estos estimadores pode-mos mencionar a Goldman Sachs, Morgan Stanley, Bloomberg, Reuters, The Economy Forecast Agency, Rystad Energy, la EIA y la IEA, entre otros. Inclusive, el Presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino declaró que si no se escuchaba la solicitud de Venezuela, el WTI podría llegar a los medio 20 US$/barril, cifra que por cierto también ha mencionado Goldman Sachs.

Los estimados de la noruega Rystad Energy en términos de oferta y demanda hasta 2020, utilizan como referencia el precio del Brent, y lo calculan como “base” para una oferta cercana a los 94 MMb/d.

Sin excepción,

los países petroleros

de la región están

sufriendo los embates

de los bajos precios

del crudo”


Anál

isis

Insisten en que precios de 50 US$/barril no son sostenibles después de 2016, año para el que consideran que un precio piso de 30 US$/barril no sería sostenible por mucho tiempo.

La pregunta que está en el ambiente es qué sucederá con la producción de hidro-carburos de lutitas en los EE.UU. con estos precios tan bajos.

En los EE.UU. hay 29 regiones (plays) que contienen recursos de petróleo y gas natural en lutitas, ubicadas en 14 estados de la Unión. Los recursos de estas Cuencas suman 59 millardos de barriles de petró-leo y 610 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural. De estas regiones destacan 7, y la Agencia de Información EIA, de la Secretaria de Energía, estima que para lo que resta de 2015 la producción de petróleo descenderá 4,1% en 5 de estas regiones (Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Marcellus y Niobrara), y aumentará en 2 (Permian y Utica); sin embargo, para la misma fecha la producción de gas natural caerá (-1,5%) en 4 regiones (Bakken, Eagle Ford, Marcellus y Niobrara), mientras la producción se incrementará en Haynesville, Permian y Utica.

Rystad Energy estima que deben perfo-rarse unos 10.000 pozos en las regiones de lutitas para mantener la producción, y que estos podrían perforarse económicamente a precios de 50 US$/barril, con un piso de 30 US$/barril en algunas áreas. Lo que apuntala a las economías para la producción de petróleo es la producción de gas natural, como es el caso de Marcellus, que produce apenas 51.000 b/d de petróleo y 15.664

MMpc/d de gas natural. Gran parte de este gas será exportado como LNG a precios mucho mejores que los precios de los EE.UU.

Para diciembre 2015 la EIA estima que la producción de petróleo de lutitas alcan-zará los 4.949.000 b/d y la de gas natural 44.288 MMpc/d. Detalles por regiones en el Cuadro No.1.

Caso América LatinaSin excepción, los países petroleros de

la región están sufriendo los embates de los bajos precios: La estatal Petrobras de Brasil ha reducido su presupuesto y los proyectos del “Pre-salt” no avanzan. En cifras, Petro-bras reducirá su presupuesto de 27 (2015) a 19 millardos de dólares para 2016.

En Argentina, el nuevo gobierno de Macri nombró como Ministro de Energía al Ing. Químico Juan José Aranguren, quien fue presidente de Shell en el país. La estatal YPF cortará su presupuesto en 20% para

Producción de petróleo y gas natural de lutitas en USA. Fuente: EIA

cuAdro no. 1

el desarrollo de las lutitas de Vaca Muerta.La Ronda petrolera mexicana No. 1 está

esperando mejores precios. Especialistas re-comiendan al gobierno del país mejorar las condiciones de los “production sharings” y las fiscales para hacer atractiva la actividad costa afuera con estos precios tan bajos. PEMEX reducirá su presupuesto de 27,3 (2015) a 23,5 millardos de dólares en 2016

En Colombia, la actividad se ha redu-cido significativamente, y la producción se estima bajará en 120.000 b/d para 2016 (1.009.000 b/d en septiembre 2015-Ref. ANH). Ya se informó que Ecopetrol to-mará a mediados de 2016 las actividades de Pacific en el campo Rubiales, y muchas empresas están cancelando actividades. Platts informa que el país comenzará en enero 2016 la importación de 36 MMpc/d de gas de Venezuela por tubería.

Caso VenezuelaSorprendentemente, el presidente de la

estatal Pdvsa Eulogio Del Pino ha informa-do a la Asamblea Nacional de Venezuela so-bre su situación presupuestaria, colocándola en 34,5 millardos de dólares, a un precio de su cesta de 40 US$/barril, para producir 2.931.000 b/d de petróleo y 119.000 b/d de líquidos del gas natural. Ese presupuesto estará en un 27% dirigido a las actividades de Exploración y Producción (EyP), princi-palmente en la Faja del Orinoco. Las últimas cifras oficiales de producción de petróleo de Venezuela se muestran en el Cuadro No. 2, donde Pdvsa aporta el 61% de la produc-ción mayormente de su División Oriente, y las empresas mixtas el 39%, mayormente de la Faja del Orinoco.Producción oficial de petróleo y líquidos del gas de Venezuela 2014

cuAdro no. 2


Repo

rte

Uno de los países mas impactado por los cambios ocurridos en el mercado

petrolero -principalmente en Norteaméri-ca- ha sido México, que antes exportaba grandes cantidades de su crudo Olmeca e Itsmo hacia el mercado norteamericano. Pero a raíz de la llegada del crudo de Bakken y Eagle Ford, Estados Unidos ya no está importando tanto desde México, lo que ha causado que este último país iniciara la exportación de sus crudos a otros países.

Otro factor que está en la mira y que seguramente afectará el mercado petrolero en la región es el acuerdo de intercambio de crudos que está en proceso entre Mé-xico y EE.UU. – crudo pesado de México hacia Estados Unidos y ligero de EE.UU. hacia México.

Asimismo es posible observar el im-pacto en Suramérica de la llegada de tan-

Evolución del Mercado de Crudo LatinoamericanoLos cambios ocurridos en el mercado de crudo estadounidense y su impacto en el mercado de Latinoamérica, el envío cada vez más frecuente de crudos de México hacia Asia, el acuerdo de intercambio de crudos entre México y Estados Unidos, la exportación cada vez mayor de crudos agrios sudamericanos hacia Asia, el incremento en la producción de crudos medianos de Brasil, entre otros importantes indicadores, fueron analizados por dos expertos de la agencia Platts Oil, Richard Capuchino, Director Editorial para Mercados Emergentes del Petróleo América, y Luciano Battistini, Editor jefe en Petróleo Crudo América, durante una conferencia en línea atendida por Petroleum. A continuación, los aspectos más resaltantes de esta presentación

tos crudos pesados amargos canadienses, por lo que Suramérica, que produce estos crudos en grandes cantidades, ha tenido que buscar otros mercados para colocar sus volúmenes.

Importaciones estadounidenses de crudo latinoamericano

Mientras las importaciones norteameri-canas de crudo de México van bajando las de Brasil van subiendo.

En 2013 México estaba exportando más de 1 millón de barriles por día (bpd) hacia EE.UU., pero en Agosto de 2015 se nota una caída al exportar unos 670 mil bpd.

Por otro lado, se observa una subida de Brasil que en inicios de 2013 estaba expor-tando 73 mil bpd y en Agosto de 2015 el volumen aumenta a 339 mil bpd.

En el caso de Colombia, que es un gran exportador hacia EE.UU., en Julio

de 2013 exportó casi 600 mil bpd y en Agosto 2015 la cifra se ubicó en 340 mil.

Mientras que las exportaciones de Ecua-dor hacia EE.UU. se ha mantenido entre 200 - 300 mil bpd durante estos dos años. En Agosto de 2015 llegó a 250 mil bpd.

Pero el crudo que EE.UU. no está com-prando a Latinoamérica, otros países lo están recibiendo, un ejemplo de ello son las compras de España. Al ver sus cifras de importación de crudo desde los cuatro gran-des países productores de la región (México, Colombia, Brasil y Venezuela), se observa que las exportaciones de Venezuela hacia España en Septiembre de 2015 (79.653 bpd) se incrementaron 200% más que en Agosto (23.645 bpd). No obstante, hubo una caída de las exportaciones de crudo de Colombia hacia España, de casi el 50%, al pasar de 70.935 en Agosto a 35.917 bpd de crudo en el mes siguiente.


Repo

rte

MéxicoMéxico ha sido uno de los grandes

exportadores de crudo hacia EE.UU. pero con el auge de los no convencionales en Norteamérica ha tendido que buscar otros mercados. Anteriormente sus crudos Olme-ca e Istmo cruzaban el Golfo de México, pero ahora el Istmo está cruzando más el Pacífico y también llegando hacia Califor-nia; mientras que el Olmeca está cruzando el Atlántico para llegar hacia Europa.

Los envíos del crudo Istmo se dirigen principalmente hacia Japón. También Corea del Sur está importado este crudo en un intento de diversificar sus importaciones

ColombiaAl examinar el mercado de crudo co-

lombiano resalta la puesta en marcha de la refinería modernizada y actualizada de Car-tagena o Reficar, cuyas unidades arrancaron con mezclas que incluyen diferentes crudos importados, supuestamente para hacer pruebas en el consumo y lograr optimizar la producción de productos refinados.

Esta refinería tiene una capacidad de 165 mil bpd. En Octubre, el puerto de Mamonal, donde Reficar recibe las im-portaciones, recibió 500 mil bpd de crudo nigeriano Bonny Ligth, y en Noviembre el puerto recibió dos cargamentos de crudo ruso Varandey. Esta refinería puede operar con una mezcla 60% crudos pesados de una gravedad API de 18º y un 40% de crudos li-geros de 28º API, para llegar a un promedio de 23º API, dijo un vocero de la refinería.

El crudo colombiano se ha convertido en un crudo completamente global, incre-mentando sus opciones a Asia, Europa y EE.UU. La situación geográfica del país y las ventajas estratégicas que ofrece, favorecen su desplazamiento.

Su producción que se mantenía en un promedio mayor a un millón bpd en Septiem-bre, bajó en Octubre de 2015 a menos de este promedio, aunque no fue la primera vez en el año que la producción mensual disminuyó. Aunque promedio se mantiene por encima del millón bpd, se teme que en 2016 la producción pueda bajar por debajo del mismo.

Su crudo Vasconia compite directamente con el crudo Mars en la Costa del Golfo, y

El crudo

colombiano se ha

convertido en un crudo

completamente global,

incrementando sus

opciones a Asia, Europa

y EE.UU.”

los 317 mil bpd, caso muy similar el de Asia, hacia donde México exporta más de 300 mil bpd. Mientras que sus envíos de crudo hacia Asia y Europa van subiendo hacia América sigue bajando.

Sobre el proceso de intercambio de crudos ligeros hacia México y de crudo pesado hacia EE.UU. hoy día ambos países están negociando alrededor de 75 mil bpd de crudos ligeros por el mismo volumen de crudo pesado (probablemente Maya). El gobierno esta-dounidense ha dicho que se trata de un acuerdo es-pecial entre los dos países, un caso excepcional por cuanto no habrá alguna otra exportación de crudo norteamericano a ninguna otra parte del mundo.

esencialmente para no tra-tar de depender tanto de Arabia Saudita.

En la costa oeste de EE.UU. (principalmente en California) está llegando el Istmo y está compitiendo con el crudo ANS (API: 31º) que antes era principal crudo que llegaba. Ante-riormente había 2 millones de bpd de producción de ANS pero hoy día hay me-

nos de 500 mil, esa declinación ha sido una oportunidad para el crudo mexicano Istmo.

El crudo Olmeca sigue llegando hacia Europa; considerando su calidad de 39 ºAPI es una gran alternativa competitiva ante los crudos del Mar del Norte. De manera que México es otra opción para la compra por parte de los refinadores europeos de crudo ligero.

A inicios de 2015 las exportaciones de crudo mexicano hacia América (princi-palmente EE.UU. y El Caribe) se ubicaron por debajo de 800 mil bpd, en Septiembre disminuyeron a 500 mil. Mientras que hacia Europa en Septiembre se elevaron sobre


Repo

rte

ductos refinados en el país, no obstante, aun no se ha concretado el plan para importar este volumen de crudo.

En Julio también confirmó un acuerdo con la compañía tailandesa PTT Internatio-nal Trading, la cual recibirá 117 millones de barriles de crudo Oriente y Napo a cambio de una avance financiero de US$2.500 millones. PTT ha venido incrementado sus levantamientos de crudos ecuatorianos y a la vez sigue atendiendo sus mercados his-tóricos. En Noviembre la empresa cargó el 29% del crudo Oriente de Ecuador compa-rado con un 28% por parte de Petrochina, pero Unipec sigue siendo el líder levantador de estos volúmenes con el 37%.

Ecuador también decidió retrasar la construcción de la Refinería del Pacífico, cer-ca de Manta, que tiene un costo calculado de US$10 mil millones, debido a la situación del mercado petrolero actual.

La gran mayoría de las exportaciones de crudo ecuatoriano se mantienen en Chile, Perú y California. Con algunos destinos de menor frecuencia como Asia, Argentina, la Costa del Golfo y eventualmente Canadá. El crudo ecuatoriano compite con el Alaska North Low y tiene cierta relación con los movimientos de precio de este crudo.

BrasilFinalmente en 2015 Brasil inició la carga

de la refinería Abreu Lima, proyecto que le ha tomado muchos años y donde se están usando los crudos que producen en la región.

Se ha observado que el éxito obteni-do en Brasil en lo concerniente a nueva producción y grados de crudos, ha sido principalmente de grados medianos, como el Iracema y el Lula.

Si bien normalmente el país ha sido un gran exportador de crudos pesados como Marlim y Roncador, últimamente ha tenido mayor producción de crudos medianos de sus aguas profundas.

En cuanto a las exportaciones de crudo, en Octubre estas aumentaron más del 50%, pero también las importaciones. Cuando el país requiere crudos ligeros dulces mira principalmente al oeste de África, por lo que sigue siendo un importador de crudos de Nigeria (tanto el Akpo como el Agbami), para su refinería en Houston (Pasadena). Sin embargo, hoy día se ha estado enfocando más en crudos locales como Eagle Ford, lo

tiene cierta correlación de precios con este crudo. Los crudos colombianos compiten en otras partes del mundo y a veces funcionan como crudos alternativos para el Napo y Oriente en la costa Pacífica, para el Omán en Asia y para el Urales en Europa.

En Noviembre de 2015 el 31% de todos los crudos colombianos fueron cargados con destino a Asia, comparado con solo 18% hacia EE.UU., el 14% restante tuvo como destino El Caribe, Aruba, Santa Lucía y las Bahamas. España se llevó un 10% y un 26% fue enviado a Panamá, donde se encuentra el Petroterminal de Panamá, el cual se ha convertido en un centro de logística muy importante para el crudo colombiano. PTP es una compañía que ofrece servicios de transporte por oleoducto con capacidad para enviar 800 mil bpd desde un terminal en Chiriquí Grande (costa caribeña de Pa-namá) hacia la costa del Pacífico, a 10 km sur de Puerto Armuelles, desde donde el crudo tiene diferentes destinos, incluyendo Asia, California, Chile y Perú. En relación

a los tipos de crudos colombianos, en No-viembre el Castilla representó un 53% de todos los crudos exportados, casi la mitad del cargamento con destino a Asia, mientras que el crudo Vasconia representó un 27% del volumen exportado, la mitad con destino a los terminales del Caribe.

EcuadorEn Agosto pasado el Presidente de

Ecuador Rafael Correa anunció que Pe-troecuador estaba vendiendo su crudo a menos del costo de producción. Mientras el costo promedio era de UU$39 barril, se está vendiendo a unos US$30. La fórmula no le estaba funcionando al país, de manera que Ecuador ha tomado ciertas medidas.

En Septiembre Petroecuador anunció al mercado una licitación para importar 30 MM bpd de crudo ligero de 28 ºAPI durante 2016 para optimizar las operaciones de la refinería Esmeralda. La empresa calcula que de esta manera podría bajar los costos relacionados con el abastecimiento de pro-


Repo

rte

que ha causado que Brasil exporte menos crudos nigerianos hacia los EE.UU.

En el caso de que EE.UU. comience algún día a exportar crudos, cabría preguntarse si Brasil sería el comprador de esos volúmenes y si serían convencional o condensados.

Hoy día con la compra de BG por parte de Shell, la holandesa tiene presencia otra vez en estos crudos medianos de Brasil, pues anteriormente Shell tenia producción de crudo Sapinhoá y con esta negociación regresa al mercado con estos crudos media-nos que pueden competir en la Costa Oeste, así como en Hawai y China.

Venezuela y El CaribeEn reciente años el gran mercado para el

crudo venezolano ha sido Asia, pero como ha bajado la actividad económica de China también ha disminuido su demanda. Pdvsa entonces ha tomado ciertas decisiones para suavizar el golpe económico que tantos paí-ses exportadores de petróleo están sufriendo en estos momentos por la baja pronunciada en los precios del crudo.

La estatal venezolana ha dicho recien-temente que planea seguir importando crudos ligeros para hacer mezclas y conti-nuar cumpliendo con sus obligaciones de exportación.

Tenía proyectos de inversión en seis me-joradores de crudos pesados provenientes de la Faja del Orinoco, pero en lugar de ello in-vertirá en la importación de crudos ligeros.

La demanda de crudos venezolanos ha bajado en El Caribe porque algunas refinerías en esta región han cerrado, como Hovensa en islas Vírgenes y la refinería de Valero en Aruba.

Por otro lado la estatal jamaiquina Pe-trojam a final de Octubre salió al mercado para comprar 320 mil barriles de crudos colombianos Vasconia para su refinería de Kinstong, una movida inusual ya que Jamaica típicamente ha importado crudos de México, Venezuela y Ecuador.

En 2014 Cuba importó 90 mil bpd de crudo y 5 mil bpd de productos refinados desde Venezuela. Una incógnita es lo que pasará con Cuba dado que las relaciones con EE.UU. han mejorado, siendo posible para las refinerías estadounidenses suplir la isla con productos refinados en un futuro. La República Dominicana importó 21 mil bpd, incluyendo 15 mil para la refinería de

Refidomsa y Petrojam importó 17 mil bpd.

Debido a que el sis-tema político de Vene-zuela ha cambiado y la oposición ganó una mayoría en la Asam-blea Nacional, ello les da poder de rechazar decisiones hechas por el actual Presidente Nicolás Maduro. No se sabe si la oposición demandaría en contra del programa de subsidio Petrocaribe.

La compañía Chi-naoil informó en Noviem-bre que había importado cerca de 10 millones de toneladas de crudo Merey entre Enero y Septiembre

de 2015, cifra que representa un 80% de los 12,23 millones de toneladas de crudo vene-zolano importadas en esos meses, según cifras oficiales. Según la nota Chinaoil la empresa está importando menos.

Muchas exportaciones de Venezuela van a la costa del golfo de EE.UU., Asia y Euro-pa. También gran cantidad de las refinería en El Caribe siguen dependiendo de estos crudos para procesarlos.

La estatal

venezolana ha dicho

recientemente que planea

seguir importando

crudos ligeros para

hacer mezclas y

continuar cumpliendo

con sus obligaciones de

exportación”

ConclusionesEn los últimos años el aceleramiento

de la producción de crudos ligeros en los EE.UU. ha impactado de una manera dramática la salida para el crudo ligero mundial, causando un efecto mariposa que, aparte de otros crudos mundiales, ha reducido la salida de los crudos lati-noamericanos.

La infraestructura de los oleoductos en Norteamérica ha mejorado en años recientes y el transporte de crudos ca-nadienses en el mercado de la costa del Golfo se ha elevado, lo que representa una competencia más para los crudos latinoamericanos.

Por su parte, México ha diversificado la salida de sus crudos y ha incrementado sus exportaciones a Asia.

Colombia y Ecuador siguen exportan-do crudos pesados a Asia, Brasil y Colom-bia han puesto en marcha nuevas o remo-deladas refinerías y Sudamérica empieza a importar crudo de África Occidental en una cantidad nunca antes prevista.

En Venezuela y El Caribe las expor-taciones de crudo a Asia han disminuido pero siguen siendo de gran importancia para la región. Venezuela está importando crudos dulces y ligeros para procesar en sus refinerías y mezclarlos con sus crudos pesados para su exportación. En tanto, las refinerías de El Caribe siguen dependiendo por ahora del crudo venezolano.


Tecn

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GVERSE proporciona inteligencia procesable para los equipos de activos al cambiar el juego en cuanto al acceso a los datos, visualización rápida

y técnicas de optimización con el estado-del-arte

Soluciones en Geociencias e Ingeniería

Los atributos se calculan sobre la marcha mientras el polígono definido por el usuario se mueve a través de la vista. Controles de transparencia permiten el análisis de mezcla variable

Pantallas multipanel combinadas con la generación de atributos sobre la marcha permiten el análisis rápido de los atributos más significativos y los parámetros asociados en el área de interés

La porción de tiempo a partir de un volumen de porosidad para identificar puntos dulces (sweet points) para la planificación precisa del pozo y del campo precisa

Un volumen VSHALES se establece como telón de fondo para mantener el hoyo en el objetivo del pozo horizontal

LMKR hizo el lanzamiento de la suite de aplicaciones GVERSE– con la cual busca revolucionar el mundo de las aplicaciones de

las geociencias e ingeniería con herramientas escalables.GVERSE, es una suite de aplicaciones enfocadas en la opti-

mización del flujo de trabajo y la productividad y en reducir al mínimo los riesgos. Diseñado para ser interoperable con otros paquetes de software de geociencia conocidas, las aplicaciones se integran con el entorno existente y disminuyen el tiempo re-querido para interpretaciones, lo que se traduce en herramientas escalables, rápidas y fáciles de usar; permitiendo un trabajo calificado multi conectado que abarca desde la generación de prospectos hasta el desarrollo del campo.

“El acceso rápido a la información y su difusión a través de

una gama de dominios es un requisito clave de cada geocientífi-

co. GVERSE atiende a esta necesidad y mucho más. Esta suite

de software permite el rápido intercambio de bases de datos, la

visualización rápida, flujos de trabajo optimizados, entre otras

ventajas, y con ello maximizar el valor de los datos y reducir los

costos asociados”, dijo Atif Rais Khan, Presidente y CEO de LMKR.

GVERSE™ Attributes™Aumenta el rendimiento a través de un entorno de visualiza-

ción multipanel inigualable por ningún programa de la industria con flujos de trabajo optimizados y atributos sísmicos 3D de alta resolución, rápida visualización sobre la marcha en tiempo real de atributos sísmicos permitiendo el análisis de atributos en profundi-dad, con la respuesta inmediata, maximizando el valor de los datos sísmicos para una interpretación perfecta.

GVERSE Predict3DEs una solución de inversión multi atributo basada en la

descomposición espectral y técnicas de optimización de última generación para predecir propiedades de las rocas lejos de pozos utilizando registros eléctricos y los datos sísmicos. Esto permite comprender el depósito con eficacia y reducir los riesgos asociados con la planificación de pozos y el desarrollo del campo.


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Segmentos que muestran características geológicas de la zona productiva. El objetivo de perforación ayuda a los perforadores horizontales al proporcionar dirección, ángulo y distancia para futuros trabajos

Correlación de pozo horizontal mediante registro de tipo local para determinar dónde existe el pozo geológicamente

Un mecanismo de registro amplio para rastrear y auditar todos los datos y tipos transferidos entre Geographix * y Petrel **

Un intercambio eficiente entre dos tecnologías de exploración y producción líderes en la industria, permite al usuario utilizar estas tecnologías “mejor ajuste” sin problemas de migración de datos y retrasos relacionados

Medición de cálculos para pozos planificados

Reportes geoprognosis generados por pozos

GVERSE™ WebSteering Manténgase un paso adelante de la broca de perforación utili-

zando GVERSE™ WebSteering única aplicación en el industria que utiliza geonavegación web. Esta aplicación intuitiva permite ajustar la trayectoria del pozo sobre la marcha, a través de la información en tiempo real que está disponible en su navegador web.

GVERSE Connect™Con GVERSE Connect™ se puede unir perfectamente sísmica y

mapas para aumentar la eficiencia en un entorno de interpretación integrado. Permite intercambio rápido de información entre bases de datos para realizar de manera eficiente y optimización carac-terización de yacimientos aprovechando la fortaleza de líderes de la tecnología, con la opción de usar la herramienta adecuada para el trabajo correcto.

GVERSE Planner™ El planificador GVERSE que permite integrar la planificación

de pozos dando un enfoque diferente en la planificación de pozos múltiples, visualizar rápidamente superficies geológicas, crear le-vantamientos y realizar cambios en los planes existentes mediante la adición de puntos de destino en el camino, con la habilidad de exportar fácilmente los planes de perforación.

* Geographix es marca registrada de Landmark Graphics Corporation ** Marca de Schlumberger

Para mayor información, visite www.lmkr.com/gverse


Libr

ary

Este reciente informe publicado por la Asociación Regional de Empresas del

Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) ofrece datos del desempeño en seguridad indus-trial de las empresas del sector petróleo y gas de América Latina y el Caribe, y conclu-ye que en los últimos 10 años ha mostrado una mejora significativa a lo largo de toda su cadena de valor.

En la elaboración del documento, Arpel utilizó las estadísticas recopiladas sobre incidentes registrables y casos de fatalidad reportados por las compañías socias en el último decenio y también entrevistas reali-zadas a expertos en seguridad industrial con

Evolución en el desempeño en seguridad industrial del sector

petróleo y gas 2004-2014

Metodología para identificar y cuantificar emisiones de metano

El sector de petróleo y gas ha alcanzado mejoras significativas en seguridad industrial según informe de ARPEL

Una herramienta que será de gran utilidad para contribuir a la reducción de las emisiones de Gases de Efecto

Invernadero (GEI) en Colombia

el propósito de identificar los aspectos clave de la mejora en el desempeño y conocer los desafíos a futuro.

En el Informe se explica que para el período 2004-2014 el número total de accidentes e incidentes por millón de horas trabajadas se redujo en un 18%. Durante el período también se redujo la tasa de fatalidades en un 46%. La mejora fue ge-neralizada para todas las líneas de negocio consideradas: Exploración y Producción, Refinación, Transporte, Distribución, y otros, mostrando una clara tendencia a la baja para ambos indicadores en la mayoría de los casos. Esta mejora en el desempeño se da acompañada de un incremento de las

horas hombre trabajadas del 67%, al pasar de un promedio anual de 1.500 millones de horas en 2004 a 2.500 millones en 2014.

Arpel explica que las estadísticas de-rivan principalmente en la mejora de una cultura en seguridad, respaldada de manera proactiva por las empresas, a través de la adopción e implantación de los sistemas de gestión y un liderazgo consistente a lo largo de todo el proceso. “Las empresas han sido proactivas en el desarrollo de sus proveedores, para mejorar sus estándares de seguridad”.

Para acceder al Informe completo ingrese al enlace: arpel.org/library/publi-cation/415/

Ecopetrol entregó al sector petrolero colombiano la cartilla “Metodología

para la identificación y cuantificación de emisiones fugitivas de metano en campos de producción”, una herramienta útil para contribuir a la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en el país.

La meta de Colombia al 2030 es la re-ducción de un 20% de las emisiones GEI, que para esa época se estiman en unos 335 millones de toneladas de CO2 equivalentes, lo que significa reducir unos cuatro millones de toneladas por año.

El metano constituye uno de los princi-pales gases generadores del calentamiento global y es el principal componente del gas

natural presente en la mayor parte de los campos de producción, por lo que su de-tección es prioritaria, así como las acciones que permitan su reducción.

La cartilla de 66 páginas explica de manera didáctica temas como la impor-tancia del metano como gas GEI, dónde se pueden presentar emisiones de metano en la industria petrolera, cómo detectar sus fugas, cómo se pueden cuantificar las emisiones en cada instalación específica y cómo reducirlas. Además muestra la forma de calcular los beneficios económicos de las acciones de reducción.

La guía metodológica, elaborada con el apoyo de expertos de la Agencia de Protec-ción Ambiental de Estados Unidos (EPA, por

sus siglas en inglés) requirió de un trabajo de 12 meses en instalaciones de producción, plantas de gas y estaciones de recolección de crudo y gas de Ecopetrol, y hoy puede ser aplicada en otros campos colombianos.

Este documento constituye una muestra del compromiso de Ecopetrol por reducir la vulnerabilidad que tiene Colombia ante el cambio climático y que de cumplir la meta propuesta del 20% al año 2030, po-dría mantener el mismo nivel de emisiones actuales per cápita de 4,8 toneladas de CO2eq/hab.

Consulte esta cartilla en el siguiente link: www.ecopetrol.com.co/especiales/Guia-Metano-con-ISBN.pdf


Una excelente noticia fue difundida por la prensa mundial al cierre de

2015, aplaudida ampliamente por los am-bientalistas. Científicos de la Universidad Deakin de Australia liderados por el pro-fesor Ying Chen, desarrollaron un nuevo método que emplea polvo de nitruro de boro (BN) como elemento principal de una esponja que puede absorber el aceite separado del agua, el cual podría ser de gran utilidad en la limpieza de derrames de crudo.

El estudio fue publicado en Abril de 2013, pero es ahora cuando se dio a conocer con la idea de captar el apoyo de empresas interesadas en participar en la iniciativa.

El material consiste en varias nano-capas de nitruro de boro de unos pocos nanómetros de grosor, con pequeños agu-jeros que aumentan su superficie. Gracias a estos poros el material puede absorber crudo y solventes orgánicos hasta 33 veces su propio peso, en un proceso que dura sólo dos minutos.

Se conoció que dado que el nitruro de boro no es inflamable, una vez recogido el petróleo se puede trasladar con total seguridad. La idea es crear una estructura lo suficientemente grande que pueda ser transportada por los petroleros, y en caso de derrame usarla de forma inmediata para minimizar o eliminar los daños que el pe-tróleo pueda causar en el mar.

Dado que resultaría imposible rociar la sustancia alrededor del petróleo, el equipo de investigación ideó una estruc-tura 3D porosa que se encarga de recoger la sustancia contaminante.

Universidad Deakin de Australia desarrolla material para

limpiar grandes derrames de petróleo

El nitruro de boro no es inflamable, por lo que se posiciona como una sustancia ideal para el transporte

de productos químicos volátiles como el petróleo

El BN es un compuesto binario del boro, que consiste en proporciones iguales de boro y nitrógeno. El compuesto es isoelectrónico al carbono, (el boro aporta 3 electrones de valencia y el nitrógeno 5) por lo que el nitruro de boro tiene formas polimórficas, homólogas a los alotropos del carbono.

El compuesto binario sintético de boro; fue descubierto a principios del

siglo XIX y comercializado hasta me-diados del siglo XX.

Se utiliza en la fabricación de aislado-res eléctricos, crisoles y contenedores para reacciones, moldes y barcos de evaporación, máquinas cortadoras y abrasivos, materia-les electrónicos, recubrimientos especiales, compactación isostática en caliente, etc.

Fuente: Engadget.

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Weatherford establece récord al bajar la sarta de revestimiento más pesada del mundo

Una sarta tubular de 1.180 toneladas corre hasta la profundidad total en el Golfo de México

Cuñas de asentamiento de la sarta (LSS 1250) de Weatherford

Weatherford anunció el logró de un nuevo récord mundial al bajar una

sarta de revestimiento de 1.180 toneladas (2.360.700 libras) a una profundidad total de 26.805 pies (8.170 m). El trabajo se rea-lizó en un taladro de perforación en aguas profundas en el Golfo de México.

La compañía de servicios detalló que el operador de un taladro de perforación en aguas profundas en Green Canyon requirió la instalación de una sarta de re-vestimiento pesada de 14 pulgadas y 112,6 lb/ft. El peso total necesario del revestidor y la sarta para alcanzar la profundidad total fue de 1.180 toneladas.

El operador contrató a Weatherford para instalar las cuñas de asentamiento de la sarta (LSS 1250), que actúan como una araña para agarrar los tubulares de forma segura y eficiente, con una capaci-dad máxima de carga de 1.250 toneladas (2.500.000 libras).

Weatherford desplegó las LSS 1250

después de proporcionar un análisis de ingeniería para verificar que la tubería podría alcanzar la profundidad total sin dañar los tubulares por el exceso de presión. Posteriormente, el equipo corrió la sarta a la profundidad total, sin problemas.

Sin el aumento de la capacidad de carga proporcionada por las LSS 1250, el opera-dor habría tenido necesidad de perforar una

segunda sección del hoyo y correr dos sartas de revestimiento separadas por un costo aproximado de US$15 millones.

“Este es el último ejemplo de cómo

estamos cruzando los límites de lo que se

consideraba anteriormente posible en la

arena de aguas profundas” comentó Aaron Sinnott, Vicepresidente de Tubular Running Services de Weatherford.

Schlumberger ejecuta levantamiento sísmico en la Sonda de Campeche

El levantamiento proporcionará las primeras imágenes del subsal de banda ancha multicliente en el Golfo de México

El levantamiento sísmico permitirá la comprensión de la compleja geología del subsuelo en aguas profundas de Campeche

Schlumberger anunció que Statoil Gulf of Mexico LLC firmó un acuerdo para

licenciar una gran parte del levantamiento sísmico multicliente de amplio-acimut Wes-

ternGeco Campeche, en aguas profundas al sur del Golfo de México. La licencia incluye también la colaboración con WesternGeco en la fase de procesamiento sísmico.

“Estamos muy contentos de tener la oportunidad de colaborar con Statoil en este proyecto de avanzada, que es el primer estudio multicliente de banda ancha en aguas mexicanas del Golfo de México”, dijo Maurice Nessim, Presidente de Wes-

ternGeco. «La complejidad de la geología en Campeche requiere la adquisición de amplio acimut para representar efectiva-mente el subsal, y estamos trayendo toda nuestra experiencia adquirida en la parte estadounidense del Golfo de México para entregar imágenes mejoradas del subsal para nuestros clientes”.

Una flota de ocho buques está llevando a cabo el levantamiento sísmico en la Bahía de Campeche como parte de un proyecto de tres años, mientras el gobierno mexicano por primera vez abre rondas de licencias a empresas no gubernamentales.


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CENesis Phase evita interrupciones en la producción

La Universidad de Wisconsin-Madison y ExxonMobil anunciaron un acuerdo

de dos años para investigar la química fun-damental de la conversión de biomasa en combustibles para el transporte.

El proyecto permite una amplia cola-boración entre científicos de ExxonMobil y estudiantes de UW-Madison, quienes obtendrán experiencia de colaborar con un socio industrial.

George Huber, profesor Harvey D. Span-gler de ingeniería química y biológica en la Universidad de Wisconsin-Madison, está trabajando en estrecha colaboración con los científicos de ExxonMobil para construir una mayor comprensión de las transforma-ciones químicas básicas que se producen

ExxonMobil y Universidad de Wisconsin-Madison investigan conversión de

biomasa en el transporte de combustiblesEl acuerdo de dos años tendrá como finalidad estudiar la química de la conversión de

biomasa a diesel y combustible para aviones. El proyecto aprovechará la experiencia de la Universidad junto a los recursos y la tecnología de desarrollo de ExxonMobil

durante la conversión de la biomasa en los combustibles diesel y jet. Los investigadores han utilizado catalizadores de metales pre-ciosos y costosos tales como platino para la conversión de biomasa. El grupo de Huber, sin embargo, ha estado trabajando para desarrollar nuevos materiales catalíticos que son órdenes de magnitud más barato que los catalizadores de metales preciosos.

“El reto es hacer que los combustibles

de biomasa derivada de costo competitivo

con derivados del petróleo combustibles

diesel”, dijo Huber, quien también está afi-liado al Instituto de Energía de Wisconsin en la UW-Madison.

“Este acuerdo continúa el compromi-

so de ExxonMobil de asociarnos con las

mejores universidades y científicos para

investigar y descubrir soluciones de energía

de próxima generación”, comentó Vijay Swarup, Vicepresidente de Investigación y Desarrollo de ExxonMobil Research & Engineering Company.

El acuerdo con la Universidad de Wis-consin-Madison es la más reciente de una serie de asociaciones de investigación que ExxonMobil ha establecido para explorar proyectos innovadores en fase inicial a través de alianzas con las principales uni-versidades de todo el mundo. La compañía también ha establecido alianzas con el MIT, Princeton, Estado de Michigan, Northwes-tern, Stanford y la Universidad Estatal de Iowa, entre otras.

Baker Hughes lanzó al mercado su nue-va solución de producción multifase

encapsulada CENesis Phase™, que ayuda a evitar las interrupciones de producción en pozos no convencionales. Diseñado para separar el gas natural de la corriente de crudo antes de que pueda entrar en un sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP), la solución mitiga las paradas de producción y los problemas potenciales de rendimiento ESP, que en última instancia, mejora la recuperación de reservas.

Cuando los tradicionales sistemas ESP se enfrentan a problemas de bolsas de gas que entran en el pozo y causan interrupciones del

La nueva solución mejora la producción, la confiabilidad del sistema de levantamiento artificial y la recuperación de reservas

sistema, su eficacia se ve afectada. “CENesis

Phase es la única oferta ESP en la industria

capaz de aumentar la recuperación de re-

servas, sin correr el riesgo de interrupciones

de producción relacionados con el gas o

sacrificar la longevidad del sistema”, dijo Wade Welborn, Vicepresidente de Sistemas de Levantamiento Artificial de Baker Hughes.

Durante la fase de producción en plays no convencionales, se liberan altos niveles de gas natural de la zona productiva a medida que se agota la presión del yacimiento. Este gas normalmente entra en el pozo horizontal y se acumula en el lado alto del lateral, crean-do grandes tapones de gas que, a medida que

avanzan hacia el pozo, causan condiciones bajas de flujo o ningún flujo en el sistema ESP. CENesis Phase mitiga este problema al rodear todo el sistema ESP en una camisa, permitiendo que el gas natural más ligero siga fluyendo hasta el hoyo, mientras el fluido más pesado desemboca en la camisa y se produce a través del sistema ESP.

Al mitigar esta interferencia de gas en el sistema de bombeo se estabiliza la pro-ducción y se reduce el tiempo de inactividad asociado al ciclo de la bomba y a las condi-ciones de bloqueo de gas.

Mayor información: public.bakerhug-hes.com/cenesis-phase/


22 Febrero3rd Annual Peru energy summit

Lima, Perúwww.marketsgroup.org

09 - 10 MayoArgentina shale Gas and oil summit 2016

Buenos Aires, Argentinawww.a-sgos.com

Media PartnerMedia Partner

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

2 0 1 6

Cale

ndar

io

27 - 28 enerooil & Gas council Latin America AssemblyBogotá, Colombia - www.oilandgascouncil.com

27 - 29 eneroFertilizer Latino Americano conference Cartagena, Colombia - www.argusmedia.com

22 - 26 FebreroIHs energy cerAWeek

Houston, Texas, USAwww.ceraweek.com

02 - 03 FebreroIAdc Health, safety, environment & training conference & exhibition - Houston, Texas, USA - www.iadc.org/com

09 - 12 FebreronAPe summit 2016Houston, Texas, USA - www.napeexpo.com

17 - 19 FebreroPan American Mature Fields congress Veracruz, México - www.maturefieldscongress.com

24 - 26 FebrerosPe International conference and exhibition on Formation damage control - Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2016

01 - 03 MarzoIAdc/sPe drilling conference & exhibition Fort Worth, Texas, USA - www.spe.org

02 - 03 Marzo - sPe/AAPG colombia offshore—challenges and opportunities for an emerging Industry Workshop Bogotá, Colombia - www.spe.org

07 - 11 Marzo Geoconvention 2016 - optimizing resourcesCalgary, Alberta, Canadá - www.geoconvention.com

09 - 11 Marzo Argus Latin America LnG summitRío de Janeiro, Brasil - www.argusmedia.com

15 - 16 Marzo - IAdc International deepwater drilling conference & exhibitionRío de Janeiro, Brasil - www.iadc.org

10 - 11 Marzo - colombian oil & Gas conference: offshore una Ventaja competitivaBarranquilla, Colombia - www.alame.org

20 - 23 Abril

2nd Formation evaluation technical Forum - sPWLA cAFe

Revista Oficial

Manizales, Colombiawww.spwlacolombia-cafe.org

04 - 07 septiembreXII simposio Bolivariano exploración Petrolera en las cuencas subandinas

Cartagena, Colombiawww.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

33ENERO 2016 I Petroleum 312 33ENERO 2016 I Petroleum 312

Gen

te

GE

Chevron

Ecopetrol

Anadarko

La compañía digital industrial GE designó a Santiago Ulloa como CEO de la multi-

nacional en Venezuela, cargo que ocupa desde el 1 de Noviembre.

En este rol Ulloa asume la responsabilidad

La empresa colombiana ha nombrado a Felipe Bayón Pardo como nuevo Vice-

presidente Ejecutivo de la empresa, cargo efectivo a partir del 15 de Febrero.

Bayón es Ingeniero Mecánico graduado

Desde el 1 de Enero asumieron funciones dos principales ejecutivos de Chevron;

Michael Wirth en el rol de Vicepresidente Ejecutivo de Midstream y Desarrollo, y Pie-rre Breber como Vicepresidente Ejecutivo de

Anadarko Petroleum Corporation desig-nó a Mitchell W. Ingram para ocupar

la recién creada posición de Vicepresidente Ejecutivo de Global LNG.

“Ingram es un líder reconocido en la

Santiago Ulloa

Michael Wirth

Pierre Breber

Mitchell W. Ingram

Felipe Bayón Pardo

de liderar y posicionar el grupo GE en Venezuela. Adicionalmente colaborará en la integración de los empleados de Alstom dentro GE luego de la adquisición a nivel mundial de este negocio de energía en Noviembre pasado.

Esta designación forma parte de la planificación estratégica de GE en el país, la cual apunta a contribuir al desarrollo económico de Venezuela mediante el apoyo a largo plazo a distintos proyectos en áreas estratégicas como energía, petróleo y gas, agua, salud e iluminación, consolidando la presencia local de la empresa.

Ulloa ha desarrollado una carrera de más de dos décadas en reconocidas empresas multinacionales, desempeñando responsa-bilidades en áreas técnicas, corporativas, operacionales y de co-mercialización. Es Ingeniero Industrial, con maestría en la Escuela Politécnica de Madrid y especialización en Organización Industrial. Viene de ocupar el cargo de Presidente en Alstom Venezuela, y lleva diez años en el país.

en la Universidad de los Andes en 1989 y con más de 24 años de experiencia en la industria de Petróleo y Gas.

Los últimos 20 años ha trabajado con BP, recientemente como Vicepresidente Senior de BP América y Director del Grupo de Respuesta de Aguas Profundas.

Entre 2005 y 2010, fue Presidente Regional de BP para el Cono Sur de Suramérica, liderando las operaciones de Pan American Energy, un joint venture con 60% de parti-cipación de BP en Argentina, Bolivia, Uruguay, Perú, Chile y el sur de Brasil.

Hasta 2005, trabajó en la casa matriz de BP como Director de la Oficina Ejecutiva para Exploración y Producción.

Inició su carrera en 1995 en Colombia como Ingeniero de Proyectos en BP, donde ocupó varias posiciones hasta convertirse en Vicepresidente de Operaciones de BP Colombia. También trabajó en Hocol.

Downstream y Química, quienes continuarán reportando a John S. Watson, Presidente y CEO de Chevron.

En su nuevo cargo, Wirth, tendrá la responsabilidad de la estra-tegia corporativa, el desarrollo de negocios, la oferta y el comercio, la comercialización de gas y las unidades operativas Midstream de la compañía dedicada al transporte y la energía.

Como jefe de Downstream y Química, Breber, liderará los negocios de manufactura, comercialización, productos químicos, lubricantes y aditivos Oronite de Chevron a nivel mundial. También supervisará el joint venture en química de la compañía, Chevron Phillips Chemical Company.

Michael Wirth ocupaba el cargo de Vicepresidente de Downs-tream y Química desde 2006. Es Ingeniero Químico graduado en

la Universidad de Colorado en 1982.Pierre Breber ejercía desde Abril de 2015

como Vicepresidente Ejecutivo de Gas y Midstream. Tiene una licenciatura y maestría en Ingeniería Mecánica de la Universidad de California, Berkeley, (1986 y 1987 respectiva-mente) y una maestría en Administración de Empresas de la Universidad de Cornell (1989).

industria por su capacidad para avanzar en proyectos de

GNL (gas natural licuado) a gran escala de manera efectiva,

segura, y en colaboración con los gobiernos anfitriones y

las comunidades locales”, comentó el Presidente y CEO de Anadarko, Al Walker.

Ingram se une a los miembros del Comité Ejecutivo de Anadarko que reportan a Walker: Bob Daniels, Vicepresidente Ejecutivo, Internacional y de Deepwater Exploración; Bob Gwin, Vicepresidente Ejecutivo de Finanzas y Director Financiero; Da-rrell Hollek, Vicepresidente Ejecutivo de los Estados Unidos en tierra Exploración y Producción; Jim Kleckner, Vicepresidente Ejecutivo Internacional y operaciones en aguas profundas; y Bobby Reeves, Vicepresidente Ejecutivo de Derecho y Director Administrativo.

Tiene 28 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas natural. Desde 2006, ha estado con BG Group, donde se desempeñó como miembro del Comité Ejecutivo de la compañía en la posición de Vicepresidente Ejecutivo Técnico. Antes de BG, Ingram trabajó con Occidental Oil & Gas por 20 años. El posee una licenciatura en Ingeniería Mecánica de la Universidad Robert Gordon.


Últi

ma

Pági

na

A rgentina y Brasil tienen producción de gas

natural y podrían haber elevado reservas

y producción debido a que tienen la geología

(onshore, offshore, convencional y no con-

vencional) para hacerlo. Empero, sus marcos

jurídicos, los monopolios estatales creados,

políticas de precios internos, escasa apertura a

capital internacional y otros, han hecho que las

inversiones para descubrir y desarrollar reser-

vas e infraestructura no hayan sido suficientes.

No es que el gas no exista, lo que existe es un

fuerte déficit exploratorio en ambos países y su

ecuación de autoabastecimiento no es posible

en un corto y mediano plazo.

Bolivia realizó importantes descubri-

mientos de gas hace más de una década y

con su paulatino desarrollo ha podido cum-

plir con su creciente mercado interno y los

dos mercados bajo contrato. Sin embargo,

la exploración también ha sido deficitaria.

Dos de sus más importantes megacampos

(San Alberto y San Antonio) y campos

menores están en proceso de declinación.

Otro megacampo (Margarita) está siendo

explotado al máximo para cumplir con los

compromisos pactados. En breve deberá

entrar en producción el último megacampo

(Incahuasi) que en algo compensará las

declinaciones señaladas.

De igual forma esta nación tendrá serios

problemas para abastecer a sus sedientos

vecinos si no se gesta la inmediata ya masiva

llegada de inversiones privadas que acompañe

a la de YPFB. Bolivia necesita reponer cerca

Se complica la ecuación gasífera

en el Cono SurBolivia se ha constituido en un importante

abastecedor de gas natural a sus dos sedientos vecinos, Argentina y Brasil.

Ambos países se tornaron ávidos a importar no solo gas de Bolivia, sino

también cada vez más GNL de varios puntos del planeta

Álvaro Ríos Roca*

de 1 trillón de pies cúbicos por año en los

próximos 10 años. Se está tratando de aprobar

una Ley de Incentivos Económicos para poder

acelerar nueva producción, en especial del

bloque Incahuasi (Aquio/Ipati) que sin duda

será valioso para que el déficit no sea crónico.

Esperemos que los incentivos en apro-

bación funcionen y se logre inyectar mucho

capital de riesgo en exploración y sobre

todo a cruzar los dedos para que la geología

sea favorable.

En otro orden de cosas, el contrato Bolivia

- Brasil fenece en Julio de 2019. Es tiempo de

empezar a renegociar este contrato y hay que

ver que trae a la mesa cada parte en materia de

precios y marcadores referenciales, volúmenes,

niveles de Take or Pay y Delivery or Pay, tarifas

de transporte y otros y que serán parte de una

muy dura negociación y conciliación.

La Presidenta de Brasil, está cada vez

más cerca del “impeachment” y no tiene la

cintura política para hacer cesiones a Bo-

livia. Las negociaciones que haga y acepte

Petrobras y su equipo serán fiscalizadas muy

de cerca por opositores y también por un

sector empresarial bastante deprimido por

la contracción económica. Muchos sectores

en Brasil cuestionaron la poca firmeza con

la que actúo el expresidente Lula cuando se

produjo la nacionalización de los campos

de San Alberto y San Antonio, operados por

Petrobras. El tiempo político es muy diferente.

Argentina y Bolivia tienen un contrato de

gas hasta el 2026. Argentina tiene un nuevo

gobierno y nuevos actores con otra forma

de pensar, más de negocios, de más empresa

privada y más claridad en los contratos que

un proyecto de integración con matices po-

líticos. Eso sí, Argentina necesita del gas de

Bolivia y Bolivia necesita de los ingresos y el

contrato seguirá adelante.

Sin embargo, cabe preguntarse qué ocurri-

ría en caso que el anticipado déficit se cumpla?

Se recortará a Brasil, a Argentina o al mercado

interno? Brasil y/o Argentina serán aliados

políticos para no aplicar multas y sanciones

por el incumplimiento?

Como hemos anotado, el déficit explora-

torio es profundo en los tres países y observa-

mos, que cada uno a su estilo está buscando

desesperadamente capital privado para lograr

más inversiones y acompañar a sus empresas

estatales que no lo pueden hacer solas. Lasti-

mosamente lo hacen en un momento cuando

empresas internacionales y sector petrolero

no pasan por un buen momento debido a los

precios deprimidos del petróleo.

Los tiempos políticos tampoco apoyan

y la ecuación gasífera del Cono Sur se tor-

nará más compleja en los próximos años.

En tanto las inversiones no se gesten y la

geología sea favorable, indiscutiblemente

veremos más GNL entrando a Argentina y

Brasil por sus costas. No es lo deseable pero

así están las cosas.

* Actual Socio Director de Gas Energy LA y

Drillinginfo

enero 2016 - petroleum 312

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