febrero 2011 - petroleum 253

Febrero 2011 / No 253 / Petroleum 1

Portada:

Febrero 2011 Año 26, Núm. 253

E & P

Desarrollo y aplicación de almidón natural de yuca como aditivo de control de filtrado en fluidos de perforación base agua

IN SITU

Jose Carlos Cunha, Gerente de Operaciones de Petrobras América, compartió sus conocimientos sobre el tema en la conferencia del Study Group – General Meeting de la SPE Gulf Coast Section, el 13 de Enero en el Petroleum Club de Houston

Propiciar la mayor colaboración entre el sector de petróleo y gas y el de tecnología de información y el desarrollo de soluciones para hacer frente a los grandes desafíos de la industria de la energía, es la esencia del exclusivo evento organizado por Microsoft

Temas vinculados a la identificación de plays de gas no convencional, demanda global, tendencias de desarrollo, requerimientos de proyectos de infraestructura, colaboración público-privada y estrategias de financiamiento, fueron abordados en el principal evento sobre comercialización de shale gas en Estados Unidos

REPORTE

ESCENARIOTECNOLOGÍA

Avances en tecnología de perforación de pozos

Análisis económico y de riesgos aplicados a la ingeniería de petróleo Los más recientes logros de perforación

alcanzados por la industria, han generado gran rendimiento económico para las empresas productoras de petróleo y gas, mediante la reducción de los costos de y la maximización de la producción. Presentamos un repaso de la evolución de estas innovaciones, impulsadas con mayor énfasis en las dos últimas décadas

María José Perozo, Ramón Colina, Pdvsa Intevep; Juan Romero, Pdvsa Servicios; Eulalio Méndez, Pdvsa Agrícola; Venus Acevedo, Pdvsa Industrial. Trabajo premiado del VIII SefluCempo, Noviembre 2010

Pragmatismo, 87% y Gas Natural El mundo fue, es y seguirá siendo pragmático en relación a disponer y utilizar fuentes abundantes y competitivas de energía. Por Álvaro Ríos Roca

ULTIMA PÁGINA

Ensamblaje de perforación direccional automatizado sobre un pozo en Canadá

(Foto cortesía Baker Hughes)

17 Los desafíos en Shale Gas

Contenido

www.petroleum.com.veInnovaciones tecnológicas

GENTE CALENDARIOEVENTOS

Microsoft Global Energy Forum 2011

Shale Gas World USA 2011

8 México: nuevas disposiciones para exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas8 2010: año sin precedentes en la historia petrolera de Colombia9 Alange Energy adelanta su recapitalización y reestructuración10 Reservas probadas de Petrobras aumentaron 7,5% en 201011 Canacol probó 3.927 bpd de crudo liviano en campo Rancho Hermoso

12 Inteligencia del negocio

32

24

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20

6

17

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CUADRANTECORNISASECCIONES 3 4 30 31 31

L a R e v i s t a P e t r o l e r a d e A m é r i c a L a t i n a

Febrero 2011 / No 253 / Petroleum 3Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2011 Reservados todos los derechos. All rights reserved

L a R e v i s t a P e t r o l e r a d e A m é r i c a L a t i n a

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Jorge Zajia, Editor

EdiCióNJorge Zajia, Editor

[email protected] Socorro, Directora

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[email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor

[email protected]ía Zajia, [email protected]

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ProduCCióNVíctor M. Vílchez, Director de Arte

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Maracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261)783 0389

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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:

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Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988

REPRESENTANTES INTERNACIONALESREPRESENTANTES INTERNACIONALES

MERCAdEO y vENTASMERCAdEO y vENTAS

OFICINA CENTRALOFICINA CENTRAL

Cornisa

La empanada -es necesario explicarlo- es un platillo que en Vene-zuela, junto con la arepa rellena, es el bocadillo nacional. Lo que

podríamos llamar la hamburguesa venezolana.

La ruta de la empanada

Este delicioso manjar, que gusta por igual a propios y extraños, está tan difundido en la tierra de Simón Díaz (autor y el mejor intérprete de Caballo Viejo), que hasta exite una “Ruta de la Empanada”, diseñada por el gobierno nacional para satisfacer las necesidades culinarias de quienes transitan por las vías terrestres venezolanas; y a la vez proveer de un trabajo digno y remunerado a las tantas mujeres que se procuran el sustento diario “bre-gando” con su laboriosa preparación y fritura.

Esto lo traemos a colación para tratar de explicar de una manera sencilla y didáctica, nuestro punto de vista sobre el comportamiento del precio del crudo que, con sus altos y bajos, provoca disimiles opiniones entre los expertos de luces dedicados al análisis del mer-cado petrolero mundial y las fluctuaciones de la demanda y los precios.

En la elaboración de la popular empanada interviene el maíz, -elote, choclo o pano-cha-, con cuyos granos molidos se elabora la base de su preparación, que es la masa, la cual se rellena con carne, queso o pescado, principalmente. Una vez completada esta fase, se procede a freírlas en una “paila” o cacerola con aceite hirviente. Tradicionalmente el combustible empleado en estas faenas es la leña o carbón vegetal, y es precisamente en este punto donde entra en juego la analogía que queremos hacer entre el consumo y los precios de este energético, con la demanda y el precio del aceite de roca.

Si el precio de la leña sube, esto incidirá en el precio final del producto, en este caso la em-panada; pero la demanda de ella no se verá afectada si la gente tiene un trabajo bien remune-rado –resultado de una economía sana y boyante-, porque tendrá suficiente dinero para darse su gusto deleitándose con su bocadillo favorito. La cosa se pone fea cuando la gente pierde su trabajo o no le alcanza lo que gana sino para las compras elementales y básicas. Enseguida se contrae la demanda de empanada y, como consecuencia inmediata, el precio de la leña se precipita en caída libre y, como quien dice, el pobre señor que se procuraba su sustento con la explotación de la leña, ahora no tiene ni para darle de comer al burrito, fiel compañero y medio utilizado para transportar la otrora valiosa materia prima.

Eso es precisamente lo que sucede con el petróleo y la energía. Si la economía está pu-jante, no importa cuán alto sean sus precios, porque ello da para pagarlos. El problema de la demanda de los combustibles y, por ende, el detrimento de sus precios se origina como una consecuencia de la caída de la actividad productiva por causas distintas y ajenas al precio de los carburantes.

Sabemos que este es un tema de debate, en el que nadie es dueño absoluto de la verdad y todo depende del cristal con que se mire. Pero es un hecho indiscutible que si bien los pre-cios de los energéticos tiene un efecto multiplicador en todos los sectores de la economía, es un error generalizado entre analistas enfocar sus estudios desde la perspectiva de los altos precios de la energía como causa de las crisis depresivas de la actividad económica, y no que éstos se deprimen como una consecuencia de ella.

La crisis financiera asiática de finales de los 90 y la crisis económica actual sirven para apoyar esta reflexión que hacemos. El “crash” de 2008, originado por la caída de los mer-cados estadounidenses, principalmente el de bienes raíces, desató un efecto en cadena cuyo impacto alcanzó a casi todas las naciones y sectores, incluido el petrolero, fuertemente des-estabilizado e impulsado hacia un constante desequilibrio e inestabilidad en los precios.

El mundo no sólo tuvo que aprender a adaptarse a una nueva realidad de precios excesi-vamente altos, sino además aceptar el hecho de que nunca más volverá a experimentar los ni-veles del pasado, con su consiguiente impacto en la economía de las naciones, especialmente la de aquellas que importan todo su consumo. ¿En qué proporción? Muchos factores entran en juego, pero dependerá de las políticas, ajustes y redistribuciones aplicadas en cada caso.


Cuadrante

El Top 5 de las compañías petroleras de E&P de acuerdo a su desempeño relativo y porcentaje de ga-nancia en la actividad bursátil lo ocupan FX Energy (10,94%), Venoco (7,18%), Nexen (6,3%), Callon

Petroleum (6,27%) y Continental Resources (6,3%), según el ranking de SmarTrend, firma con sede en Canadá, especializada en el suministro de productos a clientes internacionales en distintas industrias. Diariamente analiza más de 5.000 títulos en la bolsa de valores y ofrece a sus suscriptores alertas informativas en tiempo real.

La canadiense Petrominerales se convirtió en la primera petrolera con operaciones en Colombia en re-portar resultados exitosos sobre actividades de exploración en 2011. El pozo exploratorio Yatay-1, ubi-

cado en los Llanos Orientales, arrojó una producción de 10.440 barriles por día de crudo de 43 °API. Yatay-1 hace parte del área de exploración Guaitiquía -departamento del Meta-, un bloque que abarca más de 26.000 ha. y limita con el bloque Corcel, en Casanare, donde Petrominerales ha hecho otros descubrimientos.

El Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, KMZ, de la Región Marina Noreste de Pemex, alcanzó en 2010 una producción de 850.000 bpd, consolidándose como el principal activo productor de hidrocarburos

en México, con una contribución de 33% del total nacional. KMZ se localiza frente a las costas de Tabasco y Campeche, y está integrado por los campos, Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum. Pemex se planteó como reto man-tener durante seis años su plataforma de producción actual, apoyándose en nuevas tecnologías para la perforación y terminación de pozos no convencionales, y el mantenimiento de la presión.

Pdvsa adelanta el diseño y construcción de un vehículo operado a distancia, ROV (Remotely Operated Vehicle), para la exploración de gas costa afuera. El proyecto es adelantado por Pdvsa Intevep en con-

junto con Pdvsa Exploración y Producción Costa Afuera, universidades nacionales y la Aviación Militar Boliva-riana de Venezuela. La unidad será utilizada en la operación, inspección y mantenimiento del campo Dragón, al Noreste de la Península de Paria. Tras completar la etapa de conceptualización del ROV, se procederá al diseño y ensamblaje y se incorporará el sistema automatizado de control, cuyo software será creado por el equipo multidis-ciplinario que desarrolla el proyecto.

Repsol YPF desmintió la existencia de problemas de producción de gas natural en el campo Margarita, en el área de contrato Caipipendi, sudeste de Bolivia, y aseguró que la producción se incrementará

entre 2011 y 2012 hasta 282 MMpcd. La empresa dijo en un comunicado que en el campo existen cuatro pozos, de los cuales tres son productivos y uno se encuentra en evaluación (Margarita X-2). Estos tienen una capacidad de producción de 317 MMpcd, aunque la capacidad de procesamiento actual es de 81 MMpcd. Repsol YPF anunció además inversiones por US$1.400 millones en Caipipendi para producir 494 MMpcd de gas a partir de 2014.

Petroecuador asumió a partir del 2 de Enero la operación directa del campo de gas natural Amistad, del blo-que 3, el cual estuvo a cargo de la estadounidense Energy Development Corporation, EDC, que salió del

país en Noviembre tras no llegar a un acuerdo para migrar su contrato de participación a uno de prestación de servi-cios. Una de las tareas prioritarias será el reacondicionamiento de tres pozos en producción para mantener el volumen de 35 MMpcd. De igual forma, los campos que eran operados por Petrobras, Canada Grande Ltd. y China National Petroleum Company, CNPC, pasarán a ser administrados por Petroecuador y Petroamazonas a partir de Marzo.

Schlumberger presentó su informe de resultados financieros de 2010, en el que reporta ingresos brutos por US$ 27.450 millones frente a US$22.700 millones en 2009. En el último trimestre del año los ingresos

fueron de US$9.070 millones, US$2.220 millones más que en el mismo lapso del año anterior. Andrew Gould señaló que la recuperación de los precios y los esfuerzos de reestructuración en Estados Unidos siguen contribuyendo en el margen de expansión especialmente en los servicios a pozo.

Halliburton obtuvo en 2010 un beneficio atribuido de US$1.835 millones, 60,2% más que 2009. La compañía alcanzó los US$17.973 millones, 22,4% más en comparación con los US$14.675 millones

que ingresó en el ejercicio anterior. En el cuarto trimestre del año, Halliburton obtuvo un beneficio de US$605 millones, 149% más que los US$243 millones ganados en igual período de 2009. Dave Lesar, Presidente y Consejero Delegado de Halliburton, destacó el incremento de los ingresos y del beneficio operativo registrado en 2010, tanto en Norteamérica como en sus operaciones internacionales, al mismo tiempo que la compañía mantuvo la fuerte demanda de sus servicios en Estados Unidos y la mejora de su actividad en un algunos mer-cados internacionales.


Jose Carlos Cunha, Gerente de Operaciones de Petrobras America, fue el orador invitado del foro realizado por el Study Group – General Meeting de la Society of Petroleum Engineers Gulf Coast Section, el 13 de Enero en el Petroleum Club de Houston. Además de compartir sus conocimientos y experiencias sobre el tema, Cunha mostró ejemplos reales de aplicaciones de análisis de riesgo en perforación, producción y gestión de yacimientos

Análisis económico y de riesgos aplicados a la ingeniería de petróleo

In Situ

La circunstancias a las que se enfrenta la industria petrolera en la actuali-

dad, tanto desde el punto de vista de la complejidad misma de los yacimientos, de las tecnologías, procesos y herramien-tas necesarias, y los factores económicos han llevado a un nuevo nivel el deba-te sobre la importancia del manejo del riesgo como una herramienta clave en la planificación de actividades, y la coordi-nación de estrategias, procesos y recursos humanos y tecnológicos necesarios para el logro de los objetivos.

Siempre se ha hablado que el mejor sistema para la toma de decisiones en una industria compleja y de altos costos, es aquel donde se identifica los posibles problemas, se manejan las incertidum-bres y se desarrollan las soluciones; sin embargo, pese a su alto potencial para ser aplicado en multiplicidad de aspectos y asuntos comunes en la ingeniería del petróleo, el uso del análisis de riesgo no es tan generalizado como debería. O al menos así lo perciben profesionales como Jose Carlos Cunha, actual Gerente de Operaciones de Petrobras América, con base en Houston, y como tal vinculado al programa de perforación en aguas ultra profundas que esta empresa desarrolla en el Golfo de México.

Por sus aportes en la profundización sobre el debate en este tema, Cunha fue invitado a participar en el programa de conferencias que organiza el Study Group – General Meeting de la SPE Gulf Coast Section del 13 de Enero.

Con una amplia trayectoria como profesional de la Ingeniería de Petróleos, Cuhna ha ocupado distintas posiciones técnicas y gerenciales en Petrobras, en

proyectos de perforación y completación en América del Sur, el GOM y África.

También ha ejercido la docencia como profesor de cursos de Perforación, Eva-luación de Formaciones y Economía del Petróleo. Ha llevado a cabo investigacio-nes sobre optimización de la perforación, manejo de presión y análisis de riesgos. Es autor de más de 50 artículos técnicos -in-cluyendo 30 artículos de la SPE-, así como de algunos capítulos del nuevo libro de Perforación Avanzada de la SPE y del SPE Drilling Engineering Textbook publicado en 2010. Es miembro activo de la SPE. Ac-tualmente Cunha es Presidente del Comité Editorial de JPT, Edi-tor Asociado de SPE Drilling & Comple-tion y Presidente de SPE Drilling TIG.

Del yacimiento a la superficieEn su presentación sobre “Análisis

Económico y de Riesgos Aplicado a la In-geniería de Petróleo – Desarrollos Recien-tes y Ejemplos de Aplicaciones”, Cunha se enfoca en las metodologías disponibles para incorporar técnicas de análisis de riesgos en la solución de problemas reales en la industria. Afirma que “aplicaciones específicas pueden ser desarrolladas para hacer frente a las incertidumbres en una variedad de problemas comunes”.

En Ingeniería de Petróleo las aplica-ciones de Análisis Económico y de Riesgo incluyen multiplicidad de campos como la cuantificación de reservas; caracteriza-ción de reservas; factor de recobro; pro-ducción esperada; cronograma de ope-raciones y presupuesto. Como ejemplos de aplicaciones Cunha mencionó la pla-neación y presupuesto en perforación de pozos, el desarrollo de campos de crudos pesados, tiempo y costos en completación de pozos, sobre los cuales profundizó apo-yándose en casos reales.

En la práctica se han logrado mejoras en procesos y considerables reducciones de costos mediante este método. Se re-quiere manejar criterios bien definidos para seguir avanzando en su aplicación en cada uno de los procesos que ocurren desde el yacimiento hasta la superficie, y lograr una explotación de hidrocarburos rentable, y con mínimo riesgo.

Jose Carlos Cunha, Gerente de Operaciones de Petro-bras America, centró su presentación en las incorpo-ración de técnicas de análisis de riesgos en la solución de problemas que enfrenta la industria

Chris Reinsvold, CEO de Decision Strategic; Jorge Zajia, Editor de Petroleum; Jose Carlos Cunha y Marisela Sánchez, Gerente General de ITASA Houston


E&P

México: nuevas disposiciones para exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas

Una resolución emitida por la Co-misión Nacional de Hidrocarburos establece nuevos elementos técni-cos y normativos para el desarrollo de actividades en aguas profundas por parte de Pemex

Pemex deberá presentar en un periodo de entre ocho y diez meses un análisis de riesgos desde las fases más iniciales de estudios de sísmica y geología, la relación entre riesgos y procedimientos de mitigación, puntos críticos y planes de contin-gencia, entre otros. (Foto cortesía CNH)

2010: año sin precedentes en la historia petrolera de Colombia

De acuerdo al reporte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la producción de crudo creció 16% al pasar de 671.000 barriles por día en 2009 a 785.000 bpd el año pasado

La Comisión Nacional de

H i d ro c a r bu -ros, CNH, en México, dio a conocer las disposiciones administra-

tivas de ca-rácter general

que establecen los procedimientos, requerimientos técnicos y condi-ciones necesarias en materia de seguridad indus-trial, que deberán observar Petróleos Mexicanos y sus

organismos subsidiarios, para realizar actividades de exploración y explotación

de hidrocarburos en aguas profundas. Di-cha normativa fue elaborada en virtud de la programación de perforaciones a más de 500 metros de profundidad en el Golfo de México de la petrolera estatal, del potencial desarrollo de los proyectos de exploración y explotación en la zona del “Cinturón Plegado Perdido” y del ac-cidente de BP en “Macondo” en Abril del pasado año.

Las disposiciones publicadas el 11 de Enero, tienen también por objeto es-tablecer los mecanismos de evaluación y de seguimiento de las actividades en aguas profundas, así como del intercam-bio oportuno de información entre la CNH y Pemex para supervisar la seguri-dad industrial de dichas actividades, y de igual forma, establecer regulación espe-cífica sobre los puntos críticos derivados del accidente en el Golfo de México.

De acuerdo a lo estipulado en la Resolución, Pemex debe entregar a la Comisión la información requerida, “y buscará que los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas se apeguen a las mejores prácticas de la industria y a estándares nacionales e internacionales”. A su vez,

la Comisión establecerá procedimientos de verificación, actualización y supervi-sión, “con el objeto de constatar que los trabajos en aguas profundas se realicen de la manera más eficiente y conforme a estándares y prácticas de la industria que protejan en todo momento la seguridad de las personas, de las instalaciones y del medio ambiente”.

Autoridades de la CNH señalaron que la nueva regulación da mayor certi-dumbre jurídica a Pemex para desarrollar el campo transfronterizo Perdido, el más importante entre México y EE.UU., cu-yas perforaciones son aunos 1.813 me-tros bajo el mar.

Entre el 2011-2012 los pozos que avanzarán bajo la nueva regulación son Maximino, PEP-1, Maximino 1DL, Magnánimo 1, los cuales forman parte de Perdido, así como también Kunah-1 y Ahawbil-1.

“Se trata de todo un cambio regulato-rio en la industria petrolerva que permi-te aumentar la credibilidad de Pemex en el mercado internacional y alienta a los inversionistas a participar en esta activi-dad”, expresó Javier Estrada, Comisiona-do de la CNH.

Para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, 2010 fue un año sin precedentes en la historia petrolera colombiana. Los

785.000 barriles por día de petróleo alcanzados, se lograron gracias a los aportes de Ecopetrol y sus asociados y a los contratos de la ANH. Según el reporte del organismo, gracias a este resultado se superó la meta de producción establecida por el Gobierno Nacional, de 565.000 bpd.

En Diciembre, la producción creció 12,2%, a 825.000 bpd en promedio, de los cuales 734.000 bpd correspondieron a las ope-raciones de Ecopetrol y sus socios; y 91.000 bpd fue el aporte de las compañías que firmaron contratos con la ANH.

Las ventas totales de gas el pasado año subieron en promedio a 1.090 millones de pies cúbicos por día, vs. 1.016 millones en 2009, con lo cual se superó igualmente la meta fijada para 2010 en 850 millones de pies cúbicos por día.


Alange Energy adelanta su recapitalización y reestructuración

La compañía canadiense con operaciones en Colombia adoptó una serie de medidas como parte de un proceso de revisión

orientado a restablecer la confianza de los inversionistas

Alange Energy Corp. divulgó a me-diados de Enero un análisis de sus

oportunidades estratégicas, incluyendo el desarrollo del portafolio de los activos medulares, joint ventures y la venta de activos no estratégicos.

Entre las medidas anunciadas, como resultado del proceso interno de revisión, destaca el inicio de una reestructuración gerencial; la recapitalización por US$50,1 millones, a través de un acuerdo con GMP Securities L.P., de los cuales US$22 irán para el pago de obligaciones bancarias, y el resto para apalancar la exploración y el desarrollo de los principales activos de la compañía en 2011; enfo-que en los activos medu-lares: Cubiro, La Punta, Topoyaco y Santa Cruz; transferencia del control de las operaciones de To-poyaco a Pacific Rubia-les Energy para aprovechar la experticia técnica de Pacific Rubiales en Colombia y su capacidad financiera en la operación del joint venture; reducción del 40% de gastos generales y administrativos, me-diante un recorte de personal, incluyendo 8 altos directivos y 19 asesores técnicos en Colombia; y la venta de activos no estra-tégicos como los de gas y la participación de crudo pesado en Las Quinchas.

De igual forma se anunció la dimisión de Luis Giusti como CEO, quien per-manecerá en la junta directiva para ofre-cer su apoyo al proceso. El comité ejecu-tivo autorizó delegar facultades a Gregg Vernon como CEO interino, mientras se designa un nuevo CEO. También se con-trató a dos consultores con experiencia en la industria del petróleo y gas para apoyar la implementación de las iniciativas del plan estratégico: Luciano Biondi Go-

linucci, graduado de la Universidad del Zulia con una licenciatura en ingeniería de petróleo y 42 años de experiencia en todas las facetas del negocio, se centrará en las mejoras necesarias para aumentar la producción de los activos principales de la compañía; y Francisco Bustillos, ejecutivo con más de 30 años de experien-cia financiera y de gestión en la industria petrolera, quien en estrecha colaboración con Michael Davies, Chief Financial

Officer, se encargará de la aplicación de mejores controles internos, y sis-temas de manejo y pro-ceso en las operaciones en Colombia.

Durante 2010, la gestión anterior hizo uso de facilidades de endeu-damiento y de factoring de cuentas por pagar para financiar su pro-grama de exploración y desarrollo. La posición

de deuda de la compañía (a corto y largo plazo) se sitúa actualmente en aproxima-damente US$47 millones y se requerirá cerca de U$27 millones en el próximo año para cumplir con las obligaciones de servi-cio de deuda.

Aunque se espera que el flujo de caja generado por las acciones de la produc-ción actual de la compañía -del orden de 2.400 bpde de petróleo, antes de regalías- pueda financiar los servicio de deuda y demás gastos en curso, no será suficiente para financiar los compromisos de explo-ración y programas de capital esenciales para aprovechar el potencial de los activos fundamentales de Alange Energy. El pro-ceso interno de revisión ha identificado una serie de áreas que deben abordarse para poner la empresa en una base finan-ciera sólida que permita crear valor para los accionistas, destacó la compañía.

El ajuste contempla la re-capitalización por US$50,1 millones, a través de un acuer-do con GMP Securities L.P., de los cuales US$22 irán para el pago de obligaciones banca-rias, y el resto para apalancar la exploración y el desarrollo de los principales activos de la compañía en 2011


E&P

Reservas probadas de Petrobras aumentaron 7,5% en 2010

La petrolera estatal de Brasil dio a conocer el volumen de sus reservas probadas de petróleo y gas natural, contabilizadas

al final de 2010 según los criterios de la SPE y SEC

El buque plataforma FPSO BW Cidade de São Vicente participó en los trabajos de la Prueba de Larga Dura-ción en el Presal (Foto cortesía Petrobras)

Según el criterio de la Society of Pe-troleum Engineers, SPE, las reservas

probadas de crudo, condensado y gas natural ascendieron a 15.986 millones de barriles de petróleo equivalentes (bpe) du-rante 2010, representando un incremento de 7,5% respecto a 2009.

Durante 2010 Petrobras sumó 1.990 millones de bpe a sus reservas probadas y produjo 869 millones, lo que se tradujo en un incremento de 1.121 millones de bpe con relación a las reservas reportadas en 2009, de 14.865 millones.

Por cada barril de petróleo equivalen-te extraído en 2010 se incorporaron 2,29 bpe, resultando en un índice de reposición de reservas de 229%. La relación Reser-

va/Producción se situó en 18,4 años.Petrobras destacó que el aumento de

reservas se debe a la incorporación de las nuevas áreas descubiertas en la cuenca de Campos pertenecientes al llamado pre-sal, en aguas muy profundas del océano Atlántico, así como a los hallazgos efec-tuados en el resto de los yacimientos ex-plotados por la compañía en Brasil y en el exterior.

De acuerdo con la Securities and Ex-change Commission, SEC, las reservas de Petrobras alcanzaron los 12.748 millones de barriles, por lo que el aumento aten-diendo a estos criterios fue de 5%.

Durante 2010, según la SEC, se aña-dieron 1.472 millones de bpe a las reservas

probadas y se produjeron 867 millones de bpe, lo que resultó en un incremento de 605 millones de bpe sobre las reservas de 2009, de12.143 millones de boe.

Por cada barril de petróleo equivalen-te extraído en 2010 se incorporaron 1,70 bpe, resultando en un índice de reposi-ción de reservas del 170 %. La relación Reserva/Producción (R/P) se situó en 14,7 años.

Incorporaciones principales en 2010•Descubrimientos de Lula y Cernam-

bi en la Unidad de Operaciones de la Cuenca de Santos (UO-BS)

•Descubrimientos en los campos de Marlim y Pampo, en la Unidad de Operaciones de la Cuenca de Campos (UO-BC); en los campos de Barracuda, Caratinga y Marlim Leste, en la Unidad de Operaciones de Rio de Janeiro (UO-RIO); y en el campo Socorro Extensión Norte, en la Unidad de Operaciones de Bahia (UO-BA)

•Proyectos de aumento de recupera-ción de crudo en los campos Roncador, Marlim Sul, Albacora Leste y Marlim Leste, en la Unidad de Operaciones de Rio de Janeiro (UO-RIO); de Marimbá y Maromba en la Unidad de Operacio-nes de la Cuenca de Campos (UO-BC) y de Leste de Urucu en la Unidad de Ope-raciones de Amazonas (UO-AM).

•1.071 millones de bpe fueron incor-porados del presal de la cuenca de Santos y 0.210 millones de bpe del presal de la cuenca de Campos.

•A nivel internacional, las principales incorporaciones de reservas ocurrieron en el bloque 57 en Perú y en los proyec-tos de Saint Malo y Cascade, ambos en aguas profundas del Golfo de México.


Canacol probó 3.927 bpd de crudo liviano en campo Rancho HermosoLa petrolera canadiense Canacol

Energy completó exitosamente las pruebas de producción en el pozo Ran-cho Hermoso 8 (RH-8), específicamente en la formación Los Cuervos-Barco, en el campo Rancho Hermoso, ubicado en la cuenca de Los Llanos en Colombia.

El pozo RH-8, que forma parte del programa de desarrollo de este campo, inició la perforación el 6 de Diciembre de 2010 y alcanzó una profundidad total de 10.191 pies de profundidad medida (md) encontrando 93 pies de arena petrolífera en las formaciones Mirador (15 pies), los Cuervos–Barco (15 pies), Guadalupe (11 pies) y Ubaque (52 pies).

En la prueba realizada en la formación Los Cuervos–Barco, el pozo fluyó a una tasa estable bruta final de 3.927 bpd (982 bpd netos) de crudo liviano de 35 °API, con un 1.5% de corte de agua, usando

una bomba electro-sumergible a una fre-cuencia de 75 Hz durante un período de flujo de 24 horas. Debido a que el pozo fue probado con una bomba pequeña, con una capacidad de bombeo de apenas 4.000 barriles de fluido por día (bfpd), Canacol dijo que durante la prueba no se alcanzó el potencial total de productivi-dad de la zona, a pesar que se estiman tasas mayores. Actualmente se instala una bomba más grande con una capacidad de 10.000 bfpd con el fin de incrementar la tasa de producción del pozo.

Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol dijo que “los resultados de perforación del campo Rancho Hermo-so continúan siendo como se esperaban, y junto con los cinco pozos de desarrollo adicionales planeados para este campo durante 2011, estamos en línea de al-canzar la meta de producción neta entre

10.000 y 11.000 barriles por día de cru-do” este mismo año.

Adicional, la compañía inició el 4 de Enero la perforación del pozo Rancho Hermoso 10 (RH-10), alcanzando el 16 de Enero una profundidad final medida de 10.305 pies en la formación Ubaque, la cual es el objetivo inicial de producción para este pozo.

Los pozos de desarrollo Rancho Her-moso 11, 12, 13, y 14 serán los próximos en ser perforados con el objetivo de alcan-zar la producción de las formaciones Los Cuervos–Barco, Guadalupe y Ubaque. El cronograma iniciará a finales del segundo trimestre de este año. Durante 2011, el programa de perforación exploratoria de Canacol se mantendrá enfocado en pozos en Colombia y Guyana, cinco de los cua-les tienen como objetivo prospectos con reservas de 100 millones de barriles de crudo convencional.

Canacol, a través de su subsidiaria co-lombiana Rancho Hermoso S.A. (100% de su propiedad) opera el campo Rancho Hermoso, ubicado en el área del Casana-re, bajo un contrato de participación con Ecopetrol S.A.

En Casanare, los Llanos Colombianos


Escenario

Temas como la inteligencia del negocio a través de los datos,

modelado y monitoreo de acti-vos, optimización de la cadena

de suministro, rendimiento de desempeño en perforación,

computación en nube - cloud computing- e incluso el manejo

de relaciones con los clientes, formaron parte del programa

de conferencias de la octava edición de Microsoft Global

Energy Forum, un evento exclu-sivo realizado el 18 de Enero en

el Westin Galleria en Houston, cuya finalidad primordial fue propiciar la mayor colabora-

ción entre el sector de petróleo

Como uno de los líderes del mundo de la informática y de la innovación,

Microsoft se ha enfocado en los últimos años en dar respuesta a necesidades espe-cíficas de la industria del petróleo y gas, trabajando en conjunto con sus clientes en el desarrollo de tecnologías y herra-mientas de trabajo que han ayudado a optimizar procesos en todos los campos y actividades de E & P en todo el mundo. Un objetivo del Microsoft Global Energy Forum es presentar los avances, y al mis-mo tiempo contar con un espacio para detectar y evaluar nuevos requerimien-tos, oportunidades de colaboración con los clientes, proveedores y socios, y tener una visión más amplia y clara de hacia donde enrumbar el desarrollo de nuevas aplicaciones para mejorar las tasas de re-cuperación, anticipar y resolver proble-mas y administrar los riesgos inherentes a las actividades de la industria.

Al dar la bienvenida a los asistentes el anfitrión del evento, Craig Hodges, Ge-neral Manager of U.S. Manufacturing and Resources de Microsoft, señaló que “el fu-turo de nuestro negocio se basa en la gen-te”. Refiriéndose al liderazgo de Microsoft dijo que “creemos que tenemos capacidad

productiva disponible en los términos de hoy, en cualquier momento, a cualquier precio y desde cualquier dispositivo. Agre-gó que las aplicaciones y la tecnología de la vida cotidiana se están convirtiendo “en nuestra forma de hacer negocio”.

Hodges puntualizó el crecimiento de la participación internacional en el even-to durante los últimos seis años y agra-deció por otra parte el respaldo de las compañías patrocinantes Accenture, Ha-lliburton, iStore, OSISoft, Sogeti, Wipro, Aspentech, Invensys, Logica y Stonebrid-ge, como un factor decisivo en el exitoso desarrollo de la octava edición del foro, cuya agenda estuvo conformada por una sesión general, tres sesiones de presenta-ciones - Topical Breakout-, un almuerzo conferencia y una presentación especial, además de mostrar en una exhibición las capacidades y nuevas iniciativas en mate-ria de productos y servicios.

Microsoft Global Energy Forum 2011

y gas y el de tecnología de información para seguir avanzando en el desarrollo de soluciones para hacer frente a los grandes desafíos de la industria de la energía. “El futuro de nuestro ne-gocio se basa en la gente˝, puntualizó Craig Hodges, General Manager of U.S. Manufacturing

and Resources de Microsoft , durante la apertura del foro

Craig Hoghes, puntualizó el liderazgo y capacidad productiva de Microsoft


Jay Crotts, Vice President of IT Servi-ces de Shell, abrió el programa de conferen-cias con el tema “Aumentando el kilometra-je más allá de la nube híbrida”.

En su posición actual Crotts es respon-sable por el suministro de servicios e infraes-tructura de tecnología de información para las actividades del grupo en más de 100 paí-ses. Por su alto desempeño como profesio-nal de IT ha recibido varias distinciones.

Para Crotts cuando se piensa en cloud computing o informática en nube, general-mente el enfoque apunta a cómo hacer cre-cer los ingresos y cómo automatizar las IT. Pero es mucho más que eso y efectivamente se ha convertido en un prioridad. Muchas compañías aspiran a funcionar con plata-formas IT basadas en este concepto en el plazo inmediato, entre otras cosas por sus probadas ventajas en términos de innova-ción, pagar por lo que se utiliza, mejora del tiempo de respuesta al mercado, tener capacidad adicional cuando sea necesario, mínimo o ningún gasto de capital.

Dijo que las preocupaciones principales de Shell, como una empresa global de ener-gía con más de 25 portafolios de negocio, están centradas en ampliar la seguridad, las regulaciones globales y la efectiva in-tegración de la nube y su orquestación en la compañía. La propuesta de Shell es una combinación de computación tradicional con computación (Hybrid Cloud Compu-ting), centrada en tres aspectos esenciales para la compañía: crecimiento, consoli-dar los beneficios que ofrece el sistema y la promoción del negocio. En cuanto al avance logrado, explicó que hasta la fecha

General Session

Luncheon Keynote

se ha completado la etapa de capacitación inicial y el hospedaje web de la aplicación. Los pasos que siguen son la prueba de la nube, creación del portal de autoservicios y aprovechar completamente la capacidad de la computación de alto desempeño.

Buena parte de la sesión general con-sistió en un ciclo de preguntas y respuestas en la que Crotts profundizó junto a Chris Van Dyke, Technology Strategist for the Energy & Process Industry de Microsoft y Laura Ann Karbarz, Business Producti-vity Solution Specialist de Microsoft, en las

ventajas de nuevas soluciones de informáti-ca, puntualizando especialmente en las ten-dencias futuras de productividad: “cosume-rización”, multigeneracional, limitaciones de infraestructura, en cualquier momento y en cualquier lugar y la incorporación de la nube.

Acotaron que las herramientas de inte-raccion empresarial, tales como mensajes de texto en celulares, video conferencias y

reuniones virtuales crecerán en 2011, en tanto se prevé que el correo electrónico, las llamadas telefónicas y videoconferencias disminuyan. Otros herramientas como las redes sociales y el VoP también decrecerán levemente en 2011.

El grupo de expertos profundizó en la actualización de programas y lanzamientos de Microsoft y su firmas asociadas, entre ellos el buscador weg de Micosoft Bing, el sistema operativo Windows 7, Windows Azure, Microsoft Dynamics CRM, Win-dows HPC Server 2088R2, Microsoft Link, Microsoft SQL Server 2008 R2 Enterpri-se, Windows Pone, Microsoft Point Server 2010, Microsoft Silverlight y Microsoft TAG, cuyos resultados han demostrada una mejora en tiempos de respuesta, rapidez en el proceso de toma de decisiones y mayor proactividad en los negocios.

El almuerzo conferencia estuvo a car-go de Archie Manning, leyenda del Fút-bol Americano, famoso quarterback de la NFL reconocido en el Hall de la Fama, cuya trayectoria trasciende sus logros atléticos. Muchos norteamericanos han sido inspirados por su cálida personali-dad, su sentido de la unidad y del humor. Recientemente fue seleccionado como uno de los 10 nueva orleanos destacado por el Family Service of Greater New Or-leans y nombrado y Hornblower del Año por la Public Relations Society of Ameri-ca (New Orleans Chapter). Actualmente

se desempeña en relaciones públicas y consultoría para varias empresas locales, regionales y nacionales y se mantiene activo en un amplio número de causas caritativas y cívicas. En un motivacional discurso Manning compartió ideas sobre el liderazgo y su visión de los negocios, así como anécdotas de su trayectoria perso-nal y futbolística.

Manning citó en su presentación el reciente informe de Dun & Bradstreet, que entre otras conclusiones destaca que 92% de las quiebras de empresas se pro-dujo debido a una mala gestión.

El editor de Petroleum, Jorge Zajia, posa complacido junto a Archie Manning, leyenda del Fútbol America-no, quien tuvo a cargo una inspiradora conferencia sobre liderazgo y negocios

Jay Crotts, Vice President of IT Services de Shell, fue el orador en la Sesión General, donde habló sobre el futuro del negocio en un ambiente de “nube híbrida”

En una ilustrativa sesión de preguntas y respuestas Chris Van Dyke, Technology Strategist for the Energy & Process Industry de Microsoft y Laura Ann Karbarz, Business Productivity Solution Specialist de Micro-soft, profundizaron en las ventajas de nuevas solucio-nes de informática


• Mantenimiento Proactivo en GenOn con Accenture y Microsoft

Patrocinado por AccentureEl Proactive Maintenance Data Ga-

teway, PDGM, basado en la Accenture Performance Solution, APPS, correla-ciona la información transaccional y de tiempo real de la planta, asociada con los equipos y sistemas críticos. El objeti-vo general es proveer manejo, ingeniería y acceso al personal de estación a la in-formación de planta y financiera precisa, para brindar soporte a las operaciones y tomar decisiones de mantenimiento de la forma más eficiente.

PDGM integra estratégicamente la data recolectada por diferentes sistemas de planta tales como data en tiempo real, la pérdida de márgenes de oportunidad ante interrupciones y gestión empresarial de data transaccional y su relación con los equipos críticos para evaluar su desempe-ño y potencial financiero como consecuen-cia de una falla. Ello proporciona al perso-nal de GenOn transparencia en el manejo de sus equipos y sistemas, y los vincula con los pronósticos de presupuesto y controla-dores de desempeño financiero.

• La Inteligencia del Negocio a través de los Datos en PEMEX

Patrocinado por iStorePEMEX está enfocada principalmen-

te en la inteligencia de los negocios para ayudar a maximizar el valor de los recur-sos energéticos de México. Mediante la

en el Golfo de México que involucró la in-tegración con un nuevo sistema de control submarino, y una prueba reciente de con-cepto que provee una herramienta para diagnóstico de bombeo neumático de po-zos en tierra en el campo MIMMS Creek al este de Texas.

• Solución de Gestión Integrada de Información para Servicios de Per-foración de ADTI (una compañía Transocean)

Patrocinado por SogetiApplied Drilling Technology Interna-

tional, ADTI, a través de la gestión de co-nocimientos de perforación y completación llave en mano, provee la alternativa más económica para lograr las metas operacio-nales y de perforación sin comprometer la seguridad. Para apoyar eficientemente y hacer viables las operaciones complejas,

estandarización del manejo de datos, el acceso a la información y la infraestructu-ra de computación, la petrolera está com-binando múltiples fuentes de datos para análisis y soporte en la toma de decisiones, apalancando los estándares que son par-te de la iniciativas como las que propone la Arquitectura Referencial Upstream de Microsoft. A través de este esfuerzo, PE-MEX está descubriendo nuevos valores en sus almacenes de datos existentes que contribuye a controlar los costos y a la op-timización de la producción de petróleo y gas y de las reservas.

• Modelado y Monitoreo de Activos de Petróleo y Gas de Clase Mundial en Marathon

Patrocinado por: OSIsoftMarathon Oil Corporation ha traba-

jado en asociación con OSIsoft software

Escenario

Topical Breakout SessionsSe realizaron tres sesiones, una en la mañana y dos en la tarde, que versaron sobre las experiencias

de varias compañías operadoras y de servicio, y cómo estas lograron agilizar sus procesos, optimizar tiempo y ahorrar costos a través de la aplicación de las tecnologías que ofrece Microsoft para el sector petróleo y gas

Presentación especialJohn Hofmeister, ex Presidente de

Shell Oil Company, fundador y CEO de Citi-zens for Affordable Energy, captó la atención del auditorio con un tema siempre candente como el del precio de la energía y las políticas gubernamentales de seguridad energética.

En su charla “Tiempos duros de Ener-gía y el camino futuro”, Hofmeister pun-tualizó que “el precio del petróleo y el gas será el tema más importante en las eleccio-nes de 2012”.

Reiteró que el Congreso tiene la res-ponsabilidad de garantizar el crecimien-to económico para los estadounidenses y una energía asequible para apoyar dicho crecimiento, ayudando a frenar lo que él califica como “obsesión del gobierno” de estrangular el desarrollo futuro de las fuentes de energía tradicionales por razo-nes políticas poniendo en riesgo la seguri-dad energética futura. En cuanto al rol de la industria, aseguró que esta debe conec-

tarse con los consumidores y no ignorar-los. “Los productores y consumidores de energía tienen intereses comunes”, dijo.

Distintas divisiones y empresas asociadas de Microsoft ofrecieron a los profesionales de la industria información sobre capacidades y avances de productos y servicios diseñados para lograr las más efectivas decisiones geocientíficas, técnicas y de negocios

John Hofmeister, CEO de Citizens for Affordable Ener-gy , sostiene que es prioridad del Gobierno la seguri-dad energética de los estadounidenses

para diseñar un Enterpri-se Historian usado para modelar y monitorear los activos de petróleo y gas en Estados Unidos y Guinea Ecuatorial (África Oriental). Esta presenta-ción trató sobre los recien-tes trabajos en Marathon Equatorial Guinea Pro-duction Limited, con da-tos costafuera del campo Alba en África Oriental; el sistema Droshky, un nuevo e importante activo


ADTI requirió una solución para el mane-jo de información que integrara múltiples aplicaciones existentes que le permitieran ofertar, analizar, grabar datos del proyecto, capturar datos costafuera y generar repor-tes avanzados.

Aprovechando la última aplicación de Microsoft, Sogeti se asoció con ADTI para concebir y producir un nuevo tipo de aplicación modular. La solución incor-poró los resultados de numerosos proce-sos de reingeniería de negocios con varios sistemas, para crear una solución central integrada que reemplazara todas las apli-caciones existentes, incluyendo reportes matutinos, ofertas y estimaciones, ofertas llave en mano, huellas dactilares y auto-matización de procesos manuales.

• Shell - Reconociendo el Valor de los Negocios a través de Altos Nive-les de Integración

Patrocinado por WiproReconociendo el valor que tiene para

el negocio los altos niveles de integración de infraestructuras y aplicaciones, Shell IT se asoció con su proveedor Ecosystem para proporcionar liderazgo de pensa-miento. Se creó una estructura de gobier-no liderada por Shell para proporcionar rendición de cuentas y propiedad para simplificar, estandarizar y automatizar de principio a fin la gestión del negocio. La centralización de los Centros de Excelen-cia se está estableciendo bajo la estruc-tura de gobernabilidad para organizar y coordinar integralmente la entrega a tra-vés de múltiples proveedores. Los centros usarán los mejores sistemas de gestión del ciclo de vida para tecnologías específicas, aplicaciones, servicios y procesos.

consistió en apoyar los procesos de la ca-dena interna de suministros y mitigar los desafíos de integración entre planificación y ejecución. Así BPCL obtuvo beneficios mediante el aumento de la producción de bitumen y redujo la de productos con baja contribución marginal como fuel oil y diesel liviano.

• Movilidad Laboral en Chevron - Mejorar el Desempeño a través de la Implantación de Mejores Prácti-cas en Upstream

Patrocinado por InvensysChevron ha logrado un éxito con

la movilización de su fuerza de trabajo downstream. En 2009, la compañía rea-lizó un nuevo esfuerzo para aplicar las mejores prácticas y lecciones aprendidas en sus operaciones upstream. Esta pre-sentación ofreció una visión actual sobre la capacitación de la fuerza de trabajo upstream y downstream de la compañía para mejorar los niveles de seguridad, el desempeño ambiental, la producción, ahorrar costos y asegurar la optimización de los flujos de trabajo.

• El portal de Información CatCheck en Shell: Usando los Sharepoint de Microsoft en Negocios Globales

Patrocinado por LogicaEl CatCheck Information Portal,

CCIP, es una colección de websites Sha-rePoint que están actualmente en uso con Criterion Catalysts and Technolo-gies para facilitar el intercambio de in-formación y la colaboración en toda la organización. Los sitios están organiza-

Windows Phone 7 Platform

En el marco del Global Energy Forum Micro-soft presentó los nuevos teléfonos móviles con plataforma Windows 7, como parte de los servicios ofrecidos a sus clientes.

Samsung, LG, HTC y Dell son las mar-cas de los teléfonos inteligentes disponi-bles hasta el momento, cuyo precio ronda los 100 dólares y puede ser adquirido en el website www.microsoft.com/windows-phone.

Entre sus principales ventajas desta-ca un práctico y fácil sistema operativo, mantiene gran control de la interfase para prevenir problemas y ayuda a proteger la privacidad e información de manera efi-ciente, fácil y segura.

Durante la conferencia, las compañías aprendieron cómo utilizar Windows 7 desde un teléfono móvil inteligente para crear aplicaciones que les permitan hacer negocios, por ejemplo. Microsoft Lync fue usado para ilustrar los beneficios de las comunicaciones unificadas y la presencia. Los asistentes apreciaron cómo Microsoft Streamlnsight puede ayudar a las empre-sas a descubrir patrones ocultos de datos para proporcionar entendimiento y ayudar a resolver problemas.

Schlumberger Information Solutions, SIS, colabora con las compañías de petróleo y gas para abordar los desafíos mediante el uso de un enfoque de negocios abierto y la prestación de soluciones integrales. Fren-te al módulo de la firma, Laura M. Gustavson, Support Geoscientist de SIS

Compartiendo durante el cierre del foro Clau-dia Moussis, Principal de Computer Sciences Corp, CSC; y Elizabeth Gómez, Business Development Intl de Istore

• Optimización de la Cadena de Suministro. Una nueva propuesta en BPCL

Patrocinado por AspenTechEn este dinámico mercado, la ope-

ración eficiente de refinerías ya no es un problema local. La cadena de suminis-tro de la industria petrolera se ha vuelto más interdependiente en los mercados mundiales y las fuentes de suministro de crudo. Bharat Petroleum Corporation (BPLC) posee dos refinerías en costa y dos en tierra en el subcontinente Indio y enfrenta todos los desafíos típicos en la cadena de suministro.

Con el software desarrollado por As-pen Technology y Microsoft, se mejora-ron los procesos de trabajo. La propuesta

dos por cataliza-dor de aplicación y de cliente. El uso de los Sha-repoint en Crite-rion ha resultado en un depósito de conocimiento central, disponi-ble globalmente y con opciones de búsqueda, el lugar de estar dispersos o en unidades de disco duro portátiles.


Escenario• Perforando los datos: Rendimiento de Desempeño en Helmerich & PaynePatrocinado por Stonebridge

Helmerich & Payne Inc. (H&P) un contratista de perforación a nivel mun-dial, es conocido en la industria por su ta-ladro de perforación “FlexRig” que revo-lucionó el mercado gracias a la dramática mejoría durante el proceso de perfora-ción. El tiempo de inactividad en la per-foración puede acarrear enormes costos al contratista y a la compañía petrolera. Con la ayuda de la plataforma de inte-ligencia de negocios de Microsoft, H&P analiza y reporta mediciones clave de rendimiento, lo que se traduce no sólo en ahorro de costos sino en mejor desempe-ño operacional. H&P opera más de 200 taladros de perforación en el mundo, por lo que medir el rendimiento es un factor crítico para su éxito.

• Portafolio Estratégico para el Ma-nejo de Inversión de Capital en la Industria de la Energía - Caso de Estudio presentado por Con EdisonPatrocinado por UMT

En el desafiante ambiente de negocios de hoy día, las organizaciones en la indus-tria buscan ubicar su gasto de capital en proveer estratégicamente el mejor valor y beneficios. Sin embargo aún hay una lu-cha constante para alinear las propuestas de inversión y de proyectos con una estra-tegia corporativa.

Frank LaRocca, Director de Servicios Compartidos de Con Edison, presentó un caso de estudio en el que conjuntamente con UMT Consulting Group pusieron en práctica un portafolio para la gestión es-tratégica de la inversión, que ayudó a esta organización a mejorar las decisiones de distribución efectiva de la inversión.

• Aprovechar la nube para mejorar el joint venture de intercambio de información presentado por Ener-gistics y ChevronPatrocinado por Microsoft

La computación en nube ha emergido como una de las principales tendencias de tecnología en el presente. Si bien gran parte de la atención se centra en las economías de escala y la agilidad en los negocios que se puede obtener de la infraestructura como

un servicio, esta sesión examinó el impacto de esto para los ope-radores de petróleo y gas, con énfasis particular en la forma en que se puede utilizar para facili-tar un joint venture de intercam-bio de información. Se examinó una arquitectura de concepto probado usando la plataforma informática Microsoft Azure que ofrece un espacio seguro para los socios en el que pueden

interesados a jerarquizar sus actividades de negocios, monitorear el progreso y asegurar una buena toma de decisiones. Un aspecto importante de la interacción involucra precisión en los pronósticos y planificación del recurso humano, mate-rial y requerimiento de equipos. Esto es crucial para proveer al cliente servicios de alta calidad y a tiempo.

Esta sesión Halliburton brindó una visión de cómo la compañía afrontó los retos y apli-có la tecnología Microsoft Dynamics CRM, aprovechando una infraestructura digital co-mún y un portafolio de sistemas de informa-ción existente, para lograr estos objetivos de forma eficiente, escalable y flexible.

La encuesta realizada a 205 profesio-nales de la industria del petróleo y gas

de todo el mundo, reveló que 74% de ellos emplean medios sociales para interactuar entre sí en funciones del negocio, cifra 12% superior a la registrada en 2009.

Las herramientas públicas de mensa-jería instantánea también son empleadas para la interacción, pues 38 de cada 100 la usan con ese fin. Además el estudio muestra que 33% de los usuarios, em-plean las redes sociales para comunicar-se, mientras que sólo el 16% lo hacía el año pasado y se prevé que esta tendencia crezca en los próximos años. Casi un ter-cio de los encuestados (31%) dijo que el acceso a las tecnologías de información podría reducir el impacto del negocio, resultante de la escasez de habilidades y talento que posee la fuerza de trabajo más experimentada.

Craig Hodges, General Manager of U.S. Manufacturing and Resources de Microsoft, dijo que “hace sólo dos años,

nada de esto pasaba por la mente de la gente, pero hoy 84% de los encuestados poseen la habilidad para contratar cole-gas en cualquier momento o lugar, incluso desde cualquier dispositivo, lo cual es un indicador del gran impulso en la adopción de estas herramientas de comunicación”.

Para Hodges la computación en nube es una gran promesa no sólo para acelerar la implementación y adopción de tecnología, sino también en la reac-ción de la capacidad de los profesiona-les de la industria para interactuar en todo el mundo.

Al igual que cualquier otra industria, las compañías de petróleo y gas están tratando de hacer más con menos. “Esto es particularmente palpable en las com-pañías petroleras, donde la disponibilidad de los recursos naturales fluctúa cons-tantemente y la toma de decisiones, que involucra por lo general varias unidades de negocios dispersas en el mundo, debe hacerse con rapidez”, concluyó.

Microsoft - Accenture Survey 2011

Mark Ades y Todd Miller de Microsoft, acompañados de Bryan Sage-biel, Geoscience Systems Manager de Chesapeake Energy

intercambiar información técnica sobre el joint venture; un modelo simple para sin-cronización entre las instalaciones y la nube de base de datos; y un modelo de seguridad federada que permite a cada operador ges-tionar su propia autenticación y autoriza-ción de los recursos.

• Programa de Adopción Global de Halliburton para el Manejo de las Relaciones con los ClientesPatrocinado por Microsoft

Para responder mejor a la naturale-za dinámica del mercado upstream de petróleo y gas, Halliburton requirió una solución interactiva para ayudar a los


Escenario

Concebido como un evento múltiple con sesiones de conferencias, paneles de discusión interactivos, mesas redondas y debates, el Shale Gas World USA se orientó a generar nuevas ideas para

hacer mejores negocios a través de la identificación de plays comercialmente viables de gas no convencional, aprovechar la demanda internacional de los recursos de Estados Unidos, optimizar

la colaboración público-privada del sector sobre la evolución de este gas, evaluar las últimas tendencias de desarrollo del recurso, expandir la cuota de mercado en plays activos y potenciales,

maximizar el valor de las empresas mixtas, utilizar estrategias innovadoras de financiamiento y analizar el impacto de precios y necesidades de infraestructura para nuevos proyectos

Lo que algunos han denominado “fie-bre” y otros “cambio de paradigma”

sigue captando el interés en Estados Uni-dos y el mundo en general, a medida que el debate sobre autonomía energética y reducción del consumo de petróleo cobra calor y el desarrollo de gas no convencional o shale gas se acelera.

Según cálculos oficiales, en los últimos cinco años la producción de este recurso se ha multiplicado entre 4 y 6 veces en los Estados Unidos, alentando las optimistas perspectivas de contar con gas propio por casi cien años. Nuevos avances en el uso de la tecnología -que en términos generales combina las técnicas de fractura hidráuli-ca y perforación horizontal- están permi-

tiendo extraer el gas atrapado en esquistos. Aún así, la producción de shale gas presen-ta grandes desafíos. Las estadísticas mues-tran que ha habido éxitos en algunas áreas, mientras otras se enfrentan a circunstancias adversas. Por ejemplo, pozos que declinan más rápidamente de lo previsto, forzando a tener que estar constantemente haciendo nuevas perforaciones. Las incógnitas tam-bién pasan por el impacto ambiental que genera este tipo de desarrollos en materia de utilización del agua y suelo y la ubica-ción de plays en zonas semiurbanas.

Todo este panorama y circunstancias fueron evaluadas en el marco del foro or-ganizado por Terrapinn, el cual permitió a los operadores adentrarse en el análisis

de futuras estrategias, modelos de negocio y oportunidades en las principales aplica-ciones del gas en la industria. Dirigido a ejecutivos y profesionales de empresas de exploración, producción y suministro de shale gas, en esta oportunidad se enfocó fundamentalmente en el surgimiento de Estados Unidos como un bastión de gas natural, perspectivas de precios y renta-bilidad a largo plazo de las inversiones en shale gas.

La lista de oradores incluyó a ejecutivos de alto nivel de compañías como Chevron, Pemex, Shell, BP, Petrobras, Kuwait Oil Company, los banqueros del petróleo, Abu Dhabi National Energy Company (TAQA), Pluspetrol y Eurogas.

Enero 18-20 Fort Woth, TX


Con su acento en la extracción y entrega del gas de manera rentable y provechosa; estrategias de inversión para el financiamiento de play de gas de esquisto y cómo estos avances ofrecen un rendimiento consistente y favorable a la

inversión, el programa de conferencias se centró en ocho puntos de interés

• Shale gas y el futuro de la energía

Conferencia de temas estratégicos

• Soporte local

• Comercialización de las operaciones de shale gas

• Maximizar el valor de las alianzas estratégicas

Se desarrollaron dos conferencias, la primera referida a la Optimización de la colaboración del sector público y privado en los desarrollos de shale gas, a cargo de Elizabeth Ames Jones, Comisionada de Railroad Commission of Texas; y la segunda “Defensa del shale gas en el por-tafolio de E&P”, desarrollada por Jean-Michel Lavergne, Presidente y CEO de

Scott Sheffield, Chairman y CEO de Pioneer Natural Resources, habló so-bre la Predicción de ingresos y ganancias del gas, con énfasis en los precios que de-ben fijar los productores para garantizar rentabilidad a largo plazo, así como las expectativas de oferta y demanda a 3, 5 y 10 años.

La sesión de panel “Minimizando cos-tos operacionales en proyectos de shale gas”, se centró en las prácticas que deben implantar los operadores para aumentar su eficiencia y reducir costos en labores de perforación, completación y produc-ción. Participaron Jim Sledzik, Socio y Presidente de la Oficina en Houston de

Este punto fue abordado por la sesión de panel “Creación de resultados positi-vos y rentables para todos los accionis-tas”, el cual contó con la intervención de Lawrence Bengal, Director de Arkansas Oil and Gas Commission; David Nes-

Edward Cohen, Chairman y CEO de Atlas Energy y Richard W. McCullough, Chairman y CEO de PDC Energy parti-ciparon en el debate sobre “Construcción

El panel sobre Costos Operacionales en Proyectos de Shale Gas estuvo integrado por Lindell C. Bridges, Vicepre-sidente Senior de Geociencias, EQT Production; Jim Sledzik, Socio y Presidente de la Oficina en Houston, Energy Ventures; y Eugene Murphy, Presidente, Kenda Capital

Durante el desarrollo del panel sobre Creación de Resultados Positivos y Rentables para los Accionistas participaron Lawrence Bengal, Director, Arkansas Oil & Gas Comission; Lori Wrotenbery, Directora de la División de Petróleo y Gas, Oklahoma Conservation Comission: David Neslin, Director, Colorado Oil & Gas Conservation Comission; y James Welsh, Comisionado, Louisiana Office of Conservation

Escenario

Energy Venture; Lindell C. Bridges, Vicepresidente Senior de Geociencias de

de alianzas efectivas”, aportando sus ideas respecto a cómo determinar las mejores estructuras corporativas para maximizar la eficiencia y las ganancias.

EQT Production y Eugene Murphy, Presidente de Kenda Capital

lin, Director de Colorado Oil and Gas Conservation Commission; James H. Welsh, Comisionado de Louisiana Offi-ce of Conservation y Lori Wrotenbery, Directora de la División de Petróleo y Gas de Oklahoma Conservation Commission.

Este panel se enfocó en las políticas regula-torias y la cooperación gubernamental en las prácticas de transparencia, así como la incorporación de las industria local en las operaciones de shale gas para impulsar el desarrollo económico.

Total E&P USA. Jones se enfocó en el rol de operadores y reguladores para maxi-

mizar las oportunidades de shale gas, en tanto Lavergne, examinó su proyección vs. las energía alternativas.


• Perspectivas de inversiónLa sesión de panel “Maximizar la

viabilidad de los proyectos a través de capital privado” profundizó en tópicos como oportunidades en producción vs. soporte tecnológico, apalancamiento de la experticia financiera en proyectos de shale gas y retorno de inversiones, con las

intervenciones de David B. Miller, socio de EnCap Investments, David M. Leu-schen, Director de Riverstone Holdings, Robert Cabes, Socio de Avista Capital Partners y Carl Tricoli, Socio de Den-ham Capital Management.

Will Franklin, Director Gerente de

Lime Rock Partners dictó la conferencia “Asegurar nuevo capital de potenciales in-versionistas”, referida a lo que miran los ejecutivos cuando evalúan inversiones en shale gas. Aportó su visión sobre las estra-tegias de las empresas para surgir en un mercado competitivo.

El tema fue abordado en el panel “Exploración de plays en nuevas fronte-ras de shale gas”, que ofreció una visión sobre las nuevas oportunidades viables en Estados Unidos, así como la superación de barreras tecnológicas y geográficas,

• Desarrollos de próxima generación

• Expansión de las operaciones

Shale Gas World LatAm 2011

• Casos de estudio de formaciones de shale en los Estados Unidos

mejoramiento de la interconexión con nuevos proyectos de líneas de transmisión y las estrategias claves para minimizar el impacto ambiental de las nuevas infraes-tructuras de gas natural. Integraron el pa-nel David Neslin, Director de Colorado

Oil and Gas Conservation Commission; Harold Fitch, del Office of Geological Survey, Michigan Department of Natural Resources and Environment y, del Ten-nessee Department of Environment and Conservation.

Ejecutivos de las principales compa-ñías productoras de Estados Unidos pre-sentaron casos de estudio sobre las áreas más importantes con desarrollos de shale gas, incluyendo Barnett, Marcellus, Ha-ynesville, Woodford e Eagle Ford. Para cada caso se analizaron entre otros aspec-

tos, actividades convencionales realizadas previamente en la región, volumen y pro-ducción de los prospectos, infraestructura, asuntos ambientales locales, estatales y fe-derales, nuevos desarrollos para favorecer a las comunidades y potenciales mercados regionales para el gas natural.

La versión latinoamericana del Sha-le Gas World se celebrará en la Ciudad de Buenos Aires, Argentina, del 25 al 27 de Julio próximo. Entre los tópicos que se manejarán están la capitalización del panorama geopolítico de la energía en la región, la cuantificación de reservas y descubrimientos de nuevos yacimientos

de shale gas, la estructuración de nuevos joint ventures entre operadores de la re-gión, implementación de nuevas tecno-logías de perforación y crecimiento de infraestructura para concretar los desa-rrollos de shale gas con los compradores de gas natural. Mayor información en www.terrapinn.com/shalelatam

Marc Lipschultz, Global Head - Energy and Infrastructure Business de Ko-hlberg Kravis Roberts & Co, tuvo a cargo la charla magistral “Incorporación de so-cios de inversión para capitalizar plays de shale”, la cual se centró en las claves para invertir desde el punto de vista de los so-cios, los factores del éxito de un joint ven-ture y las implicaciones de los desarrollos upstream en la infraestructura y la cadena de suministros de gas natural.

El panel sobre “Evaluación de estrate-gias de desarrollo en los Estados Unidos” se abocó a determinar cuáles son los plays más lucrativos, comparando volumen dis-ponible vs. costos de perforación, y la in-tegración de recursos existentes a lo largo de varias áreas geográficas. Intervinieron

Gerry Blackshear, Gerente de Geo-ciencias de Comstock Resources; Daniel Weingeist, Socio de Kayne Anderson Capital Advisors y Kip Ferguson, Vi-cepresidente de Exploración de Magnum Hunter Resources.

Otro panel sobre “Expansión de nego-cios en plays activos”, se centró en la bús-queda de nuevos desarrollos cercanos a las operaciones actuales, la capitalización de alianzas locales para evaluar las mejores oportunidades y la optimización de estra-tegias financieras para facilitar los nuevos pozos. Participaron Glenn D. Hart, Pre-sidente y CEO de Laredo Energy; Chris Faulkner, CEO de Breitling Oil and Gas Corp. y Peter A. Sullivan, VP Explora-ción de Energy Corporation of America.

Gerry Blackdhear, Gerente de Geociencias, Comstock Resources; CEO, Breitling Oil & Gas Corporation; y Danny Weingeist, Socio, Kayne Anderson Capital Advisors participaron de las sesiones de panel para abordar el tema de expansión de las operaciones de shale gas, entre otros ejecutivos de compañías operadoras y expertos financieros

En representación de Pdvsa Gas estuvieron Rodrigo Bello, Gerente General de Planificación y Nuevos Negocios; Alfredo Rendón, Gerente Corporativo de Seguimiento de Planes y Planificación Corporativa; Ricardo Gollo, Asesor de Desarrollo; y Yumaira Marcheta, Asesora de Estrategias


Reporte

Avances en tecnología de perforación de pozos

Los más recientes logros de perforación alcanzados por la industria, han generado gran rendimiento económico para las empresas

productoras de petróleo y gas, mediante la reducción de los costos de perforación y la maximización de la producción. Se presenta un repaso

de la evolución de estas innovaciones tecnológicas, impulsadas con mayor énfasis en las dos últimas décadas, ante los desafíos geológicos que se observan en el desarrollo de nuevas provincias de hidrocarburos

Para las operadoras, los avances en la perforación de hidrocarburos no sólo

ha tenido que ver con perforar pozos em-pleando lo más reciente de la tecnología; es y sigue siendo más que eso, un asunto de estrategia, de gestión de riesgos, de seguri-dad, de protección del medio ambiente y de experiencia, pero principalmente de costos.

Los principales parámetros referen-tes a la tecnología de perforación giran en torno a la seguridad y la economía; el pozo debe ser seguro y el objetivo debe ser reducir al mínimo el costo total de la perforación, reduciendo el tiempo impro-ductivo y aumentando la eficiencia.

incrementar la tasa de penetración de sus yacimientos, esperando, desde luego, ob-tener un retorno justo sobre la inversión.

Cortadores de diamante policristalino

En 1975 General Electric introdujo a la industria de perforación un elemento cortante de diamante sintético que podía ser usado en mechas para cortar la roca. La mecha PDC está compuesta por cris-tales de diamante unidos formando una pastilla “pegada” a un substrato de Car-buro de Tungsteno.

La extrema resistencia del diamante al desgaste por abrasión hace que sea una excelente opción para prolongar la vida de los cortadores en las mechas que atraviesan las formaciones durante la perforación de pozos de petróleo y gas. Son más eficientes que las cónicas de ro-dillo, que dependen de un movimiento de trituración para penetrar las forma-ciones rocosas.

Luego de su introducción estudios in-dicaron que las mechas con PDC podían perforar más rápido que las formaciones blandas y duraban más que las convencio-nales de rodillo. En los últimos años, la evo-lución en su diseño le ha concedido mayor rango de resistencia en las formaciones de manera que puedan ser económicamente perforadas. Hoy día, estas mechas repre-sentan más de un tercio del total de pies perforados en todo el mundo.

Perforación direccionalDesde finales de los 70 a principios

de los 80, la mayoría de los pozos eran

aún verticales. Luego, a finales de los 80 y principios de 90, vino el auge de la per-foración direccional, principalmente por-que el costo de infraestructura -el costo de poner el taladro, o las facilidades de producción, directamente sobre el depó-sito- era demasiado elevado.

Los pozos de hidrocarburos eran per-forados verticalmente a profundidades que iban desde unos pocos miles de pies hasta cinco millas, pero la perforación direccional permite desviar la barrena desde el plano vertical al horizontal e ir más allá, para llegar a depósitos que no se encuentran directamente debajo de la plataforma de perforación. A esta nece-sidad de acceder a yacimientos que eran inaccesibles por medios verticales se sumó el aspecto ambiental. La reducción de la afectación del ambiente en la superficie y subsuelo fue otra de las razones que con-tribuyó en el uso de la perforación direc-cional

Desde su primer uso, las tecnologías y métodos de perforación direccional, con su particular ventaja de desviar el agu-jero vertical para alcanzar un objetivo distante, han evolucionado grandemente hasta hacer una realidad la perforación horizontal.

También los avances en la perfo-ración direccional permiten ahora la perforación de multilaterales, con múl-tiples ramificaciones de un solo pozo en distintas direcciones para ponerse en contacto con recursos a diferentes pro-fundidades.

En este obje-tivo, las operado-ras han abrazado desde las tecno-logías existentes hasta las más recientes, para probar que pue-den obtener una recompensa aún mayor a pesar de los costos y ries-gos que involu-cra el uso de es-tas. Mientras que las empresas de servicios invier-ten millones de dólares al año en el desarrollo de estas tecnologías con la finalidad de acompañar a las operadoras a

Sobre la base de tres décadas de mejora continua, Baker Hughes introdujo la siguiente generación de la tecnología PDC: Hughes Christensen Quantec™ Premium PDC

Ilustración: Cortesía Halliburton

Heglenys Perozo, Petroleum-


Perforación de pozos horizontales

Expertos de la industria coinciden que una de las tecnologías de perforación más importantes de los últimos 25 años, constituye el desarrollo y la aplicación de las técnicas de perforación horizontal.

La habilidad de taladrar horizon-talmente un pozo ha impactado enor-memente -y lo continúa haciendo- la economía de producción petrolera al poner un pozo en mayor contacto con la zona de depósito que un pozo vertical, brindando mayor producción de hidro-carburos y un drenaje más eficiente del yacimiento.

A pesar que los costos de un pozo de este tipo son hasta dos o tres veces ma-yor que los generados por uno vertical, el factor de producción puede ser mejorado en hasta 15 y 20 veces, algo sumamente atractivo para las compañías. De allí el crecimiento vertiginoso en el uso de esta tecnología desde el mismo momento en que demostró su viabilidad comercial.

La perforación horizontal además de permitir el desarrollo económico y exito-so de muchos campos que de otra manera no era posible, dio lugar a otra compleja arquitectura de pozo, como la perfora-ción de alcance extendido, e hizo notar la necesidad de nuevas tecnologías, como la medición-durante-la-perforación, MWD, y la adquisición de registros-durante-la-perforación, LWD.

Los expertos en soluciones de medi-ción y perforación convienen que la in-dustria ha pasado de la sola perforación de un pozo geométrico a decidir qué par-te del yacimiento se quiere esté en mejor producción, lo que condujo al negocio de LWD, que a finales de 1980 comenzó con una leve resistencia, y que se ha traslada-do a toda una gama de servicios. Asimis-mo, las contribuciones de MWD han sido grandes, de allí que ahora son muy pocos los pozos perforados sin MWD, bien sean horizontales o verticales.

Perforación de pozos de alcance extendido

La importancia de la perforación de alcance extendido radica en que permite un desplazamiento mucho más largo del pozo para aprovechar las reservas que se encuentran a distancias extremas de la ubicación del pozo en la superficie.

Durante la década de 1990, los obje-tivos de producción plantearon desafíos a los operadores para tratar de maximi-zar cada vez más todo el potencial de sus campos maduros, lo que alentó el inicio de los esfuerzos de perforación de alcance extendido en muchas regiones del mun-do. En principio fue considerada un op-ción de alto costo y elevado riesgo, pero la demanda mundial de hidrocarburos llevó a considerar la evaluación de proyectos con esta tecnología.

La capacidad de perforar con un des-plazamiento horizontal de más de 10 km se convirtió de un objetivo para la indus-tria, en una exitosa continuación de los esfuerzos de la perforación horizontal. La razón era la posibilidad de duplicar e incluso triplicar la producción al alcan-zar una exposición mayor del yacimien-to al pozo.

Con el tiempo, incluso la técnica mar-có un hito, cuando en 1997 fue superada la barrera de los 10 km (6.2 millas), du-rante la perforación de un pozo de alcan-ce extendido en el desarrollo del campo Wytch Farm de BP, en el Reino Unido.Sin duda los pozos de alcance extendido se mantienen en ascenso por cuanto abre mayores objetivos así como a acceso a las reservas que estuvieron fuera del alcance o que requerían gastos sustanciales hace unos años atrás.

Geonavegación con sistema

rotativo orientableEsta tecnología también es considera-

da como uno de los logros más significa-tivos en la evolución de la perforación, al transformar la capacidad de las operado-ras de perforar pozos de alcance extendi-do y horizontales de amplio alcance. Se

Técnicas avanzadas de perforación (Cortesía Fayetteville Shale Natural Gas)

En los sistemas rotativos orientables, palancas antirotación restringen a la carcasa externa de girar con la sarta de perforación (Cortesía Weatherford)


Reporte

estima que cuestan al menos el doble que los pozos convencionales.

Hacia 1996, los sistemas rotativos orientables habían logrado algunos resul-tados sorprendentes de perforación, pero aún carecían de la confiabilidad necesaria para ganar su adopción por los clientes. Dos años más tarde estos asuntos de con-fiabilidades fueron resueltos y los clientes aumentaron ante el rendimiento en la perforación que ofrecían estos sistemas.

Desde entonces la industria no ha mirado atrás, por lo que es considerado quizás como el logro de perforación de la década de los 90, con resultados aun mayores al unirse a los avances de la geo-navegación soportada en datos de teleme-tría LWD / MWD en tiempo real, para guiar la mecha hacia el objetivo con un alto grado de confianza.

Su uso ha llevado a una mayor eficien-cia en la perforación de pozos. Si bien la adquisición de registros-durante-la-per-foración, LWD, permite ubicar la mejor parte del yacimiento, aun era difícil llegar allí con la tecnología tradicional. Los sis-temas rotativos orientables permiten lle-gar a donde se quiere ir.

Telemetría durante la perforación

Ahora las operadoras emplean siste-mas de telemetría durante la perforación de alta velocidad para transmitir datos en

la aplicación de poderosos emulsificantes y polímeros. La interacción de los com-ponentes en estos sistemas libre de arcilla es la clave para proporcionar una buena estructura de gel que elimina la necesidad de un excesivo espersor del lodo, ayuda a ahorrar tiempo de acondicionamiento, y evita el sobre-tratamiento.

La ausencia de arcilla y lignito reduce el contenido de sólidos y ayuda los ope-radores a alcanzar tasas de penetración (ROP) más rápidas.

Tubulares expansiblesEsta técnica es una de las más impor-

tantes que están siendo aplicadas actual-mente. Básicamente permite la perfo-ración de cualquier zona dificultosa sin tener que preocuparse por la reducción del diámetro.

El desarrollo de tuberías expansibles y de revestimiento ha venido gestándo-se de la década de los 90 y actualmente son útiles para la mitigación de riesgos de perforación tales como zonas con pérdida de circulación o pozos inestables.

Constituyen camisas de metal que se pueden estirar una vez colocadas en el pozo forzando un cono expansor por el mismo. Lo que significa que cuando el tubular es lo suficientemente pequeño como para pasar por la sección anterior de la camisa, se puede luego expandir

El sistema de telemetría Orion II MWD / LWD de Schlumberger transmite datos a una velocidad de tele-metría física con nuevos algoritmos de compresión hoyo abajo. Y en la superficie, permite demodular señales muy débiles en altas tasas de telemetría para mejorar la calidad de los datos

tiempo real y de forma rápida en lugar de utilizar cable o líneas de tubería fija. La telemetría de pulso de lodo es actualmen-te el método más común de transmisión de datos MWD y LWD. Brindan medi-ciones en tiempo real más precisas y en mayores cantidades y prometen aumen-tar la eficiencia de la perforación y a la vez reducir la incertidumbre asociada con la geología y la construcción de pozos.

La tasa de pulso de lodo se ha incre-mentado a más de 20 bits/seg (bps) a profundidades de 20.000 m, y en más de 3 bps a profundidades de más de 36.000 pies, en comparación a la velocidad de datos típica de 0,4 bps hace 30 años.

Los avances implementados en las he-rramientas de telemetría, MWD / LWD y sistemas orientables, hoy permiten ana-lizar y cambiar en tiempo real el diseño de un pozo, un enorme logro en perfora-ción en comparación con las tecnologías del pasado.

Fluidos de perforación de emulsión-invertida

Un avance importante en la actualidad es el desarrollo de fluidos de peforación de emulsión-invertida a base de sintéticos de alto rendimiento. Su formulación ofre-ce un cambio en la tecnología de fuidos al ser libres de arcilla y sin usar el muy co-mercial lignito organofilico. Sus propie-dades reológicas son manejadas mediante

Al incorporar la tecnología expansible en el diseño del pozo, se reduce considerablemente el tiempo de perforación (Cortesía Enventure Global Technology)


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hasta el diámetro total del pozo, listo para la sección siguiente. Evita el afinamiento progresivo ya que los pozos ahora pueden ser más largos que nunca; llegando a al-canzar yacimientos distantes que podrían haberse dejados de lado por ser muy cos-tosos o difíciles de recuperar.

Hay una amplia gama de productos tubulares expandibles que permiten po-zos más largos, reducir el uso de materia-les y menores costos.

Tubería de perforación instrumentada

Esta tecnología basada en una ca-pacidad de transmisión de datos de alta velocidad directamente en la tubería de perforación está abriendo nuevas posibi-lidades y transformando la sarta de per-foración de una simple herramienta de perforación en una de alta tecnología de información.

Usando cable eléctrico, el sistema de tubería de perforación inteligente puede transmitir datos desde los típicos sensores de fondo de pozo: MWD, LWD, y herra-mientas rotativas orientables, con velocida-des del orden de 1 millón bps, en contraste con la tecnología convencional MWD de pulso de lodo que transmite datos a ve-locidades de hasta 12 bps. Un sistema de tubería de perforación bidireccional puede transmitir datos MWD / LWD en tiem-po real, así como enviar órdenes o señales desde la superficie para manejar los senso-res y herramientas de fondo de pozo.

Ingenieros expertos piensan que utili-zar una columna de perforación que pue-da transmitir hasta 1 millón bps de datos a la superficie constituye un cambio revo-lucionario y no una mejora más.

Centro de operaciones en tiempo real

El objetivo de los centro de operación en tiempo real es facilitar la toma efectiva de decisiones en perforación al reunir y brindar acceso a la información más re-ciente disponible.

Sin duda, la combinación de las tec-nologías de información, computación y el internet ha derivado en grandes be-neficios en términos de mayor producti-vidad en las operaciones de perforación, al brindar capacidad en investigación y

gestión de grandes volúmenes de infor-mación. Mediante sistemas de circuito cerrado es posible modificar las trayecto-rias de los pozos en tiempo real, así como retornar la información desde la mecha de perforación a los equipos de activos re-motamente localizados.

Desafíos en el futuroEs imposible predecir el futuro de la

perforación pero la evolución de las tec-nologías seguirá su curso con cambios progresivos, como ocurrió -por ejemplo- con las mediciones LWD en principio muy poco profundas, de un par de pulga-das a 2 pies del pozo, pero con las nuevas tecnologías ahora se puede ir más allá de 25 pies de distancia del pozo y en el futu-ro seguramente más.

Entre estas tecnologías que prometen imponerse están los software de perfora-ción avanzada, que de manera inteligente permitirán manejar, organizar, extraer e integrar terabytes de datos del subsuelo para agregar valor al negocio.

También habrá mayor demanda por aquellas que además de ofrecer capacidad de extracción tengan un menor impacto sobre el ambiente y permitan responder a los desafíos en nuevas fronteras como las aguas profundas y ultraprofundas, y en los recursos no convencionales. En este sen-tido ganan espacio los pozos de diámetro reducido y la perforación con casing li-ner, en una carrera por tener acceso a los recursos, donde igualmente destacará el talento del personal técnico para apoyar las operaciones de forma remota desde centros ubicados en la superficie, hoy día una realidad.

Fuente:- Drilling Achievements: Past, Present, and Future, JPT, Diciembre 2008 - Driling Challenges in 2009, E&P, Marzo 2009- Perforación direccional con tubería de revestimiento, Oilfield Review, SLB Otoño 2005- Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional, Oilfield Review, SLB. Verano 2004


María José Perozo, Ramón Colina, Pdvsa Intevep; Juan Romero, Pdvsa Servicios; Eulalio Méndez, Pdvsa Agrícola; Venus Acevedo, Pdvsa Industrial / Trabajo premiado en el VIII SefluCempo, Noviembre 2010

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Desarrollo y aplicación de almidón natural de yuca como aditivo de control de filtrado en

fluidos de perforación base agua

Resumen Los almidones se han utilizado en la industria petrolera como aditivos controladores de filtrado en fluidos de perforación base agua desde 1930. Pdvsa requiere para sus operaciones de perforación, entre 2.500 a 3.000 Tm/año de este aditivo que es importado y suministrado por las empresas prestadoras de servicios a un precio entre 3 y 8 dólares la libra, impactando los costos de producción. En el marco del fortalecimiento de la soberanía petrolera nacional y desarrollo endógeno se plantea masificar el uso de los almido-nes nacionales que permitan la sustitución del 100% de la demanda de la industria petrolera nacional. En la actualidad Venezuela cuenta con la planta INVEYUCA de Pdvsa Agrícola S.A., que produce almidón natural de yuca a gran escala y por esta razón Pdvsa Intevep, S.A. junto con Pdvsa Agrícola, S.A. tomaron la iniciativa de llevar a cabo pruebas de laboratorio y campo (áreas Borburata y Lago Norte I) empleando este producto como aditivo controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua. Los resultados obtenidos mostraron volúmenes de filtrado alrededor de 6 ml/30min lo que hace al almidón natural de yuca de INVEYUCA un poten-cial sustituto de los almidones comerciales utilizados en la industria petrolera nacional para temperaturas de operación entre 160 y 300°F. Sin embargo, presentan limitaciones para alcanzar solubilidad en sistemas base agua con temperaturas inferiores a 160°F, lo que afecta su masificación a escala nacional. Basado en las limitaciones actuales, existe un proyecto en desarrollo para la amplia-ción de la planta INVEYUCA, que consiste en la incorporación de un módulo para la producción nacional de almidón modificado de yuca lo cual generará ahorros significativos e independencia tecnológica, logrando un producto de bajo costo, con excelente control de filtrado y soluble a baja temperatura, haciéndolo competitivo con los almidones comerciales importados

1. IntroducciónEl almidón es un polímero que puede ser extraído de la yuca y

de otras raíces y tubérculos, el mismo tiene una gran variedad de aplicaciones a escala industrial, entre las cuales se destaca el uso como aditivo controlador de filtrado en fluidos de perforación de fase continua agua. Este almidón en su estado natural presenta al-gunas limitaciones funcionales como la solubilidad en agua fría, su susceptibilidad al ataque bacteriano y la estabilidad térmica.

Estas limitaciones pueden ser reducidas mediante modificacio-nes físicas y químicas. Una de las principales modificaciones físicas es la pregelatinización, la cual consiste en someter el almidón a ca-lentamiento bajo ciertas condiciones de pH y tasa de corte. En este proceso los gránulos de almidón se rompen y liberan moléculas de amilosa y amilopectina, siendo la amilosa la que imparte la capa-cidad de control de filtrado. Por otro lado, se encuentran los trata-mientos de naturaleza química tales como: la carboximetilación y la hidroxipropilación, procesos mediante los cuales se introducen grupos funcionales en las cadenas principales de las moléculas de almidón generando nuevas estructuras con características físicas propias, mejorando el comportamiento del almidón en cuanto a la solubilidad a temperatura ambiente, resistencia al ataque bacteria-no y mayor estabilidad térmica [1].

Pdvsa requiere para sus operaciones de perforación entre 2500 a 3000 Tm/año de este aditivo el cual es importado y suministrado por las empresas prestadoras de servicios a un precio entre 3 y 8 dólares la libra, impactando los costos de producción, es por ello que alineados con las estrategias del nuevo modelo de desarrollo socialista se pretende sustituir el 100% de la demanda de la indus-

tria petrolera nacional y aumentar la participación de empresas de capital nacional con énfasis en las Empresas de Propiedad Social (EPS), con el compromiso de: incrementar el Valor Agregado Na-cional (VAN) en la construcción de pozos y el componente tecnoló-gico tanto de servicios como en infraestructura, así como promover la consolidación de cooperativas tecnológicas.

En la actualidad, Venezuela cuenta con la planta procesadora de almidón de yuca INVEYUCA de Pdvsa Agrícola construida por el gobierno nacional en el complejo industrial Alberto Lovera, loca-lizada en El Tigre, estado Anzoátegui, actualmente con una capaci-dad de producción de 50 toneladas diarias de almidón natural.

Considerando la alta capacidad de producción de esta planta Pdvsa Intevep, Pdvsa Agrícola y Pdvsa Servicios tomaron la ini-ciativa de realizar pruebas de laboratorio y campo empleando este aditivo como controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua con el fin de masificar el uso de los almidones nacionales per-mitiendo de esta manera el fortalecimiento de la soberanía petrole-ra y el desarrollo endógeno de nuestra nación.

2. Antecedentes • 31/12/2005: Inicia sus operaciones El Complejo Agroindus-trial “Alberto Lovera”, concebido como un modelo de integración de cinco (5) cooperativas que debían constituir una empresa de pro-ducción social, cuya directiva estaría integrada por representantes de dichas cooperativas.

• 17/02/06: Las operaciones de la planta se iniciaron cuando se recibió el primer arrime de 6.500 Kg. de yuca amarga. Luego se

T e c n o l o g í a


realizaron ajustes de planta entre los días 22 y 24 de Febrero/06, período en el cual se recibieron 40.450 Kg. de yuca, iniciándose la recepción industrial el 03/03/06.

• 01/12/2006: El proceso de comercialización del almidón se inició a finales de este año, habiendo recaído la responsabilidad del proceso productivo de la planta en la Cooperativa Servitec, ya que no existía integración entre las cooperativas.

• A partir 2008: Después de negociar con las Cooperativas la planta INVEYUCA pasa a formar parte de los Desarrollo Agroin-dustriales de Pdvsa Agrícola, S.A., actualmente se encuentra operati-va con producción de almidón natural con poco mercado nacional.

• 2006-2009: Evaluación en Pdvsa Intevep del almidón natural de yuca de Pdvsa Agrícola, S.A. – INVEYUCA como aditivo con-trolador de filtrado en fluidos de perforación.

• 2009- a la actualidad: Se han realizado mesas de trabajo entre Pdvsa Intevep, S.A., Pdvsa Servicios, S.A.; Pdvsa EyP, Pdvsa Indus-trial, S.A. y Pdvsa Agrícola, S.A. a fin de definir los posibles usos industriales del almidón natural. Se promovieron una serie de prue-bas de campo empleando el almidón de yuca provisto por Pdvsa Agrícola, S.A. - INVEYUCA como controlador de filtrado en dife-rentes sistemas de fluidos de perforación base agua a temperaturas de operación entre 160° y 300°F, las cuales han resultado exitosas.

3. Parte Experimental 3.1 MaterialesSe evaluó un lote de almidón natural de yuca producido por la

planta INVEYUCA como aditivo controlador de filtrado en varias formulaciones de los sistemas PERMAVISC®, salino y semidisper-so, empleando para ello los aditivos de las empresas seleccionadas para suministrar los servicios de fluidos de perforación en cada uno de los pozos.

3.2 Metodologías3.2.1 Pruebas de laboratorioSe evaluó el almidón natural de yuca en los sistemas; PERMA-

VISC®, salino y semidisperso, a estas formulaciones se les reali-zaron en el laboratorio una serie de pruebas antes y después de envejecer. El envejecimiento fue llevado a cabo durante 16 h con una presión de 150 psi y temperaturas de 280°F para el sistema PERMAVISC® y 160°F para los sistemas salino y semidisperso.

Las pruebas realizadas fueron las siguientes:• Medición de la capacidad de control de filtrado, utilizando un

filtro prensa modelo API, según el procedimiento en la Norma ISO 10414-1:2001 [2].

• Ensayos para determinar el efecto del almidón sobre el compor-tamiento reológico de la formulación base, utilizando para ello el vis-cosímetro Fann modelo 35A, bajo la Norma ISO 10414-1:2001 [2].

• Estudio del comportamiento viscoelástico, basado en el cri-terio de que la viscosidad a bajas tasas de corte medida con el vis-cosímetro Brookfield debe ser > 42.000 cP (sólo para el sistema PERMAVISC®)

3.2.2 Prueba de campoSe realizaron varias pruebas piloto de campo, donde se utili-

zó el almidón natural de yuca como aditivo controlador de filtra-do en el sistema PERMAVISC®, salino y semidisperso durante la perforación de pozos de los campos Borburata y Lago Norte I. Durante el proceso de perforación se determinaron la propie-dades reológicas del fluido y su capacidad de control de filtrado.

4. Resultados y Discusión La Planta INVEYUCA de Pdvsa Agrícola, S.A. posee una

capacidad de producción diaria de 50 TMA y en inventario tiene cerca de 1200 TM, de las cuales no se tiene mercado cautivo y pue-de detener su operación una vez que alcance su máxima capacidad de almacenamiento, por esta razón Pdvsa Intevep, S.A. junto con Pdvsa Agrícola, S.A. tomaron la iniciativa de llevar a cabo investi-gaciones relacionadas con las áreas de aplicación de este producto, realizando en primer lugar pruebas de laboratorio con almidón natural de yuca como aditivo controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua.

4.1 Pruebas de laboratorio4.1.1 Evaluación del comportamiento reológico y la

capacidad de control de filtrado En la Tabla 1 se presentan las formulaciones del sistema PER-

MAVISC® propuestas para la perforación del hoyo productor de un pozo en el campo Borburata empleando los aditivos de la em-presa encargada de prestar los servicios de fluido de perforación. A continuación en la Tabla 2 se presentan los resultados de la evalua-ción del comportamiento reológico y de la capacidad de control de filtrado realizada en los laboratorios.

De los resultados se puede destacar lo siguiente:

Tabla 1. Formulaciones del sistema PERMAVISC® con los aditivos de la empresa propuesta para perforar el hoyo productor de un pozo en el campo Borburata

Activos F1 F2 F3 F4

Tabla 2. Evaluación del comportamiento reológico y la capacidad de control de filtrado de las formulaciones propuestas


La formulación F3 preparada con almidón natural de yuca mostró un filtrado API después de envejecer de 5,2 ml/30 min, menor que el filtrado obtenido con F1, el cual fue de 5,8 ml/30 min esta formulación contenía almidón modificado. Por su parte, F4 que contiene almidón natural de yuca y que es contraparte de la formulación F2 (ambas con polímero 1) presentó un filtrado API de 5,8 ml/30 min, después de envejecer a 280°F contra 6,2 ml/30 min de F2. Estos resultados indican que el almidón natural presenta un comportamiento como controlador de filtrado que puede ser comparable con el almidón modificado, ya que los volúmenes de filtrado obtenidos estuvieron cercanos en todos los casos.

En cuanto a las propiedades reológicas se puede observar que F1 y F3 (ambas preparadas con polímero 2) presentaron luego de envejecer disminución en la viscosidad a baja tasa de corte, arrojando valores de 59000 y 17000 cP respectivamente. Un comportamiento similar fue observado en las formulaciones F2 y F4 que contenían polímero 1 y para las cuales se obtuvieron valores de 37000 y 29000 cP después de envejecer.

Es de notar que la formulación F1 fue la única que mostró un valor de viscosidad a baja tasa de corte después de envejecer > 42000 cP, a pesar de la caída observada.

Igualmente es importante señalar que los resultados reológicos obtenidos en el laboratorio no permiten hacer una comparación valiosa entre los polímeros evaluados como viscosificantes.

Para el sistema salino se prepararon 2 formulaciones tal como se aprecia en la Tabla 3, donde se puede observar que la formula-ción F1 fue formulada con almidón comercial, mientras que para F2 se utilizó el almidón natural de yuca de INVEYUCA.

A continuación se presentan los resultados obtenidos en la eva-luación realizada antes y después de envejecer a las formulaciones preparadas según la Tabla 3.

Tabla 3. Formulación del sistema salino propuesta para la perforación de la sección horizontal de un pozo el área Lago Norte I

En la Tabla 4 se puede notar que F2 que contiene almidón natu-ral de yuca mostró un volumen de filtrado igual a 14ml/30min an-tes de envejecer, el cual mejora significativamente luego de someter la formulación a una temperatura de envejecimiento de 160 ºF, lo que es atribuido a la gelatinización del almidón natural alcanzada a esta temperatura. En lo que se refiere a F1 los valores de volumen de filtrado se mantuvieron casi constantes como era de esperarse, ya que por ser un almidón modificado no requiere de temperatura para realizar su función como controlador de filtrado. Para ambas formulaciones se obtuvieron valores inferiores a 5 ml/30 min des-pués de envejecer, lo que indica que el almidón natural representa una buena opción para ser aplicado en esta formulación.

Adicionalmente en esta tabla se puede observar que el fluido que contiene almidón natural de yuca no muestra mayor cambio en sus lecturas al compararse los resultados obtenidos antes y después

Tabla 4. Comportamiento reológico y capacidad de control de filtrado del sistema salino, propuesto para la perforación de la sección horizontal

Tabla 5. Formulación del sistema semidisperso propuesta para la perfora-ción del hoyo intermedio de un pozo el área Lago Norte I

de envejecer, mientras que en F1 que presenta almidón comercial se puede notar una mayor diferencia entre estos valores, lo que permi-te suponer que esta formulación se ve afectada por la temperatura de envejecimiento.

Para el sistema semidisperso se probaron dos formulaciones las cuales se presentan a continuación en la Tabla 5.

La capacidad de control de filtrado y las propiedades reológicas de las formulaciones mostradas en la Tabla 5 fueron evaluadas en la empresa encargada de prestar los servicios de fluidos en el campo y los resultados obtenidos pueden observarse en la Tabla 6.

En la Tabla 6 se puede notar que tanto para el almidón comer-cial como para el almidón natural los valores de filtrado se encon-traron dentro de lo establecido en la norma API (<10ml) antes y después de envejecer lo que permite identificar al almidón natural como un potencial sustituto de los almidones comerciales, mostran-do un volumen de filtrado por debajo de 5 ml/30min.

En lo que se refiere a las propiedades reológicas se observa un descenso en las mismas para ambos almidones, sin embargo, el al-midón natural mantuvo propiedades reológicas que se encontraban

Tabla 5. Formulación del sistema semidisperso propuesta para la per-foración del hoyo intermedio de un pozo el área Lago Norte I

Tecnología


Tabla 6. Comportamiento reológico y capacidad de control de filtrado del sistema semidisperso, propuesto para la perforación del hoyo inter-medio de un pozo en el área Lago Norte I

Tabla 7. Formulación del sistema PERMAVISC® usado en un pozo del campo Borburata

Figura 1. Evaluación de la capacidad de control de filtrado durante la perforación del hoyo productor del pozo del campo Borburata

dentro de lo exigido en el programa operacional (viscosidad plástica en un rango de 9-15 cP y punto cedente entre 12 y 15 lbf/100 pie2).

4.2 Pruebas de campoUna vez concluidas las pruebas de laboratorio donde se demos-

tró que el almidón natural de yuca de INVEYUCA presenta buena capacidad de control de filtrado, no afecta significativamente las propiedades reológicas de los sistemas evaluados cuando es some-tido a una temperatura de envejecimiento de 280 y 160 °F y ade-más es compatible con los productos de las empresas prestadoras de servicio de fluidos de perforación, fue aceptada la propuesta de realizar pruebas de campo con este aditivo.

4.2.1 Formulaciones utilizadas y propiedades evalua-das durante la perforación de los pozos en estudio

En la Tabla 7 se presenta la formulación real (Promedio ponde-rado) utilizada en la perforación de un pozo del campo Borburata.

A continuación se muestran de manera gráfica los principales parámetros evaluados durante el proceso de perforación del hoyo productor del pozo.

Figura 2. Volumen de filtrado durante la perforación de la sección horizontal del pozo

En la Figura 1 se puede observar que el volumen de filtrado se man-tuvo en un promedio de aproximadamente 5 ml/30 min durante la perforación del hoyo productor del pozo, demostrando que el almidón natural de yuca presenta buena capacidad de control de filtrado y es estable térmicamente a las condiciones a fondo de pozo (~280°F), tal como se mencionó anteriormente.

La formulación empleada para la perforación de la sección ho-rizontal de un pozo en el área Lago Norte I.

Tabla 8. Formulación del sistema salino usado en la sección horizontal del pozo

En la Figura 2 se presenta un reporte diario de la capacidad de control de filtrado del sistema empleado para la perfora-ción. Se puede notar que durante este proceso el fluido mantu-vo un filtrado por debajo de 6ml/30min encontrándose de esta manera dentro de los parámetros establecidos en el programa operacional (máximo 6ml/30min) e indicando un comporta-miento eficiente del almidón natural de yuca como controlador de filtrado.

Por otra parte la formulación empleada para la perforación del hoyo intermedio de otro pozo en el área Lago Norte I, se muestra en la tabla 9.


Con la formulación empleada para la perforación de este pozo se observaron valores de volumen de filtrado alrededor de 6ml/30min encontrándose dentro de los establecido en el programa operacio-nal (máximo 8ml/30min) y demostrando la buena capacidad del almidón natural de yuca de controlar el filtrado. Este comporta-miento se muestra en la Figura 3, la cual expresa el volumen de filtrado en función del reporte diario.

5. Análisis de Costo De acuerdo con lo reflejado en la tabla 10, la relación de

costos entre el almidón natural de yuca de INVEYUCA y el al-midón importado (modificado) es de 8 a 1 para el sistema PER-MAVISC® y de 4 a 1 para los sistemas salino y semidisperso. Estos resultados demostraron ahorros significativos para Pdvsa, por lo que se puede decir que desde punto de vista económico y técnico el almidón de yuca representa un potencial sustituto de los almidones comerciales importados y por tanto se debe estudiar la posibilidad modificación del mismo para que se in-cremente su campo de aplicación.

6. Conclusión En base a los resultados obtenidos en estas aplicaciones se pue-

de concluir que el almidón natural de yuca de INVEYUCA es un potencial sustituto de los almidones comerciales utilizados en la

Figura 3. Volumen de filtrado durante la perforación del hoyo inter-medio pozo

industria petrolera nacional para temperaturas de operación en-tre 160 y 300°F; sin embargo presentan limitaciones para alcan-zar solubilidad en sistemas base agua con temperaturas inferiores a 160°F, lo que afecta su masificación a escala nacional, ya que la mayor demanda de almidón como controlador de filtrado es en sistemas de fluidos cuyas temperaturas de operación son menores a 150°F (Faja Petrolífera del Orinoco).

Referencias Bibliográficas1 .- Colina, R. Evaluación de almidones nacionales como aditivos

de control de filtrado en fluidos de perforación. [Tesis de Grado]. Sar-tenejas, Venezuela: Universidad Simón Bolívar; 2007.

2.- Norma API RP 13B (ISO 10414-1:2001); Recom-mended practice for field testing water-based drilling fluids, American Petroleum Institute, 3th Edition, December 2003.

Bibliografía Brotherton, A., Kennedy, H, “Starch and Peng, C., y Penden, J., “Pre-diction of filtration under Dynamic Conditions” ., SPE-23824, 503-

Tabla 10. Comparación de costos del almidón importado vs. el almidón de INVEYUCA

Tecnología

510 (1992). González, Z; Pérez, E. Evaluación fisicoquímica de almidones de yuca (Manihot esculenta Crantz) pregelatinizados y calentados en microondas. Acta Científica Vene-zolana., 2003 (54):127-137.Hernández, M; López, G. Y. Sín-tesis de carboximetil almidón. VII Congreso de la sociedad cubana de Bioingeniería. La Habana, Cuba. 2007. Artículo T050, 1-4.Silva, D., de Paula, R., Feitosa, J., de Brito, A., Maciel, J. y Paula, H., Carbohydr. Polym., 58, 163-171 (2004).Simonides, H.; Schuringa, G.: Gha-lambor, A. Role of Starch in Desig-ning Non-Damaging Completion and Drilling Fluid. SPE 73768 En: SPE International Symposium and Exhibition of Formation Damage Control, 2002 Febrero 20-21; Lafa-yette, Louisiana.

Tabla 9. Formulación del sistema semidisperso usado en el hoyo inter-medio del pozo


Petroecuador

Ecopetrol Brasil

Equión

La Junta Directiva de Equión designó a María Victoria Riaño Salgar como

Presidenta de la empresa.Equión es el nuevo nombre de BP Ex-

ploration Company Colombia Limited, tras su adquisición por parte de Ecopetrol y Talisman donde participan con 51% y 49%, respectivamente. La empresa mantiene la pro-

piedad de los activos y negocios que tenía la filial de BP en Colombia.Riaño Salgar es administradora de empresas de la Uni-

versidad Javeriana con trayectoria en el sector financie-ro y en Ecopetrol, empresa donde trabajó los últimos 11 años. Su última posición fue en el área de fusiones y adquisiciones desde don-de participó en las adquisiciones de empresas como Savia Perú, Hocol y BP Colombia.

El Gobierno de Ecuador designó a Marco Calvopiña como Gerente General de la

Empresa Pública Petroecuador, en reempla-zo del Vicealmirante Manuel Zapater, quien ocupó el cargo desde el 26 de Marzo de 2010.Anteriormente se desempeñó como Gerente de Refinación de la compañía.

Es ingeniero Químico con especialización en Refinación de Petróleos y Petroquímica, graduado en la Universidad Central del Ecuador; Máster en Administración de Empresas con especialización en Finanzas. Fue Vicepresidente General de Petroecuador y ejerció varias funciones directivas y técnicas en la industrialización de petró-leo en el país. Ha sido asesor de la Presidencia Ejecutiva, Consejo de Administración y Directorio de Petroecuador, del Ministerio de Recur-sos Naturales No Renovables.

Ecopetrol S.A. anunció la designación de João Guilherme Clark Fil-ho como Director de Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.

Clark Filho es Geólogo egresado de la Universidad Federal Rural de Rio de Janeiro y cuenta con estudios en economía mineral avanzada y geoestadística. El nuevo Director cuenta con una amplia experiencia en el sector de hidrocarburos en Brasil.

El Grupo Empresarial Ecopetrol sigue así conformando el equipo humano que requiere para la administración y operación de las em-presas que ha constituido para el desarrollo de su estrategia de expansión internacional. Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda. actualmente tiene participación en diez bloques de exploración offshore en las cuencas Para-Maranhao, Campos, Santos y Espíritu Santo.

Gente

International Marine Contractors Association, IMCA, designó a Andy Woolgar como nuevo

Presidente del Consejo de esta asociación, en sus-titución de Johan Rasmussen. IMCA representa los intereses de más de 750 compañías de ingenie-ría que prestan servicios a la industria costafuera en 58 países. Con 25 años de trayectoria en la in-dustria, Woolgar es Vicepresidente del Grupo de

Proyectos y Operaciones Submarinas de Subsera 7 S.A., un proveedor de servicios para la industria energética costafuera a nivel mundial, compañía que el mes pasado se fusionó con Acergy S.A. También es Chairman de la asociación Overall Management Committee, OMC.

IMCA


Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve

FEBRERO07 - 09 – Arctic Technology Conference Houston, USA - www.arctictechnologyconference.org

09 – Nueva Tecnología de Recuperación de Crudos Pesados para Mejorar el Rendimiento y Minimizar el Impacto Ambiental -Caracas, Venezuela - www.spe.org

11 – BRATECC 10th Anniversary - Houston, USA - www.braziltexas.org

16 -18 – NAPE Expo - Houston, USA - www.napeexpo.com/conference

17- 18 – European Carbon Capture and Storage - Londres, Reino Unido - www.platts.com

21 – London Oil Forum - Londres, Reino Unido - www.platts.com

21 - 23 – SPE Reservoir Simulation Symposium - Woodlands, USA - www.spe.org/events/rss/2011

22 - 23 – Global Energy Asset Security Summit 2011 - Houston, USA - www.arena-international.com

22 - 24 – Subsea Tieback Forum & Exhibition 2011 - San Antonio, USA - www.subseatiebackforum.com

23 - 24 – Power Storage - Houston, USA - www.platts.com

23 - 25 – Oil & Gas Outlook Brasil 2011 - Río de Janeiro, Brasil - www.terrapinn.com/2011/brasiloil

MARZO

01 - 03 – SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.spe.org/events/dc/2011

01 - 03 – Horizontal Well Completions in North America Shales - Scottsdale, AZ, USA - www.spe.org/events/11asco

07 - 11 – CERAWeek 2011 - Houston, USA - www2.cera.com/ceraweek2011

13 - 17 – NACE Corrosión 2011 Conference & Expo - Houston, USA - events.nace.org/conferences/c2011

14 - 17 – World Heavy Oil Congress 2011 - Edmonton, Canadá - www.worldheavyoilcongress.com

20 - 22 – NPRA 2011 Annual Meeting - San Antonio, USA -www.npra.org

21 - 23 – SPE Americas 2011 E&P HSSE - Houston, USA -www.spe.org/events/hsse/2011

21 - 24 – 25th Gastech Conference and Exhibition - Amsterdam, Países Bajos - www.gastech.co.uk

27 - 29 – 2011 International Petrochemical Conference - San Antonio, USA - www.npra.org

Gastech 2011, el evento más importante en el calendario mundial de gas

Gastech es un encuentro mundial de profesionales de alto nivel, que aborda las tendencias actuales en el negocio del gas, con una

buena mezcla de especialistas comerciales y técnicos, con informa-ción actualizada sobre lo que se espera para el futuro. Shell, Chevron, ExxonMobil, BP y RasGas participarán como oradores principales en la edición 2011.

El primer día, John Gass, VP Corporativo y presidente de Chevron Global Gas pronunciará un discurso especial en la antesala a la reunión del “Global Market Outlook”. De igual forma, Mubarak Al Hamad Muhannadi, Gerente de Operaciones de RasGas presentará su visión sobre las repercusiones de los recientes desarrollos de gas de Qatar des-de la perspectiva de uno de los productores más grandes del mundo de GNL; y Matthias Bichsel, Director de Tecnología y Proyectos de Shell, compartirá su experiencia de varias décadas en este campo y su parti-cular visión sobre las tendencias en el manejo de proyectos.

En el segundo día de jornada, Tom Walters, Presidente de Gas Marketing de ExxonMobil dará inicio al programa de conferencias presentando sus puntos de vistas sobre la corriente comercial. También está prevista la participación de Alan Haywood, Chief Operating Offi-cer de BP Global Gas, para hablar sobre “Transporte de GNL, GLP y Gas Químico”.

Por primera vez el programa reunirá en una mesa redonda a los lí-deres más influyentes del mundo de la energía en una discusión abierta.

Ya han confirmado su intervención Malcolm Brinded, Director Ejecu-tivo de Upstream de Shell; Sheikh Al-Thani, CEO de Qatargas; Maxi-me Verhagen, Vice Primer Ministro de los Países Bajos y Hans-Peter Floren, Miembro del Consejo de Administración de E. ON Ruhrgas.

Para más información sobre Gastech 2011 o registro, visite www.gas-tech.co.uk

Eventos

Calendario 2011


ENERO 2011 / No 253 / Petroleum

ANUNCIANTESArea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30

S c h l u m b e r g e r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. I .

Colombia Oil and Gas Summit & Exhibition..7

Fugro Jason. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11

Hall ibur ton. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .C .P.

L H R A m e r i c a s . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

OTC 2011.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .C.P.I .

Petroleum. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29

Río Gas Forum... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2

S u g a c a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3

Te j a s Tu b u l a r. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Wabash Power. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

Abordemos esta entrega enunciando que el mundo fue, es y seguirá sien-

do pragmático en relación a disponer y utilizar fuentes abundantes y competiti-vas de energía. Bastará preguntarnos por qué USA no firmó el tratado de Kioto. La respuesta es sencilla, los norteamericanos son realistas porque sabían y saben que cerca al 50% de su generación eléctrica viene del carbón y que varios estados vi-ven del empleo asociado a su explotación. ¿Cambiará esto con el nuevo paradigma del gas natural? Estimamos que sí.

Demos una ojeada a la pragmática “capitalista” y “comunista” China, que para sostener su crecimiento económico y sacar de la pobreza a sus ciudadanos, vie-ne instalando cada semana, en promedio, una nueva planta de carbón de 400 a 500 MW. Por nuestra región, basta distinguir como Chile está optando por numerosos proyectos a carbón en el norte.

La tendencia de la matriz energética mundial continuará con la constante del 87% hacia el 2050. Es decir, que los com-bustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) seguirán dominando el espectro de la energía con un promedio cercano

Pragmatismo, 87% y Gas Natural

al 87%. Esto, muy a pesar de los desplie-gues mediáticos de algunos furibundos defensores de la madre tierra y del medio ambiente, así como el fuerte impulso que quieren dar los Europeos a energías reno-vables como la eólica, solar y otras.

Estas energías de ninguna manera im-pactarán significativamente en la matriz energética mundial en las décadas que vienen. Los Europeos, que no tiene recur-sos fósiles, (ni hídricos), por supuesto que están a la vanguardia para impulsar e in-troducir sus intermitentes y aún costosas alternativas energéticas, porque así gene-ran exportaciones tecnológicas y empleo.

De ninguna manera estamos en con-tra de que se inviertan cuantiosos recursos en tecnologías competitivas para encon-trar opciones a los combustibles fósiles en el largo plazo. Sólo manifestamos que las que se están tratando de implantar, por ahora, son todavía como aspirina para tratar el cáncer. Mientras algo trascen-dental no ocurra, el planeta seguirá ac-tuando pragmáticamente y no ideológi-camente como muchos aún creen.

Sin embargo, el mundo sí tiene una al-ternativa que se llama gas natural, que es fósil, pero que tiene muchas más ventajas que sus dos competidores el petróleo y el carbón. Enumeremos las fundamentales:

En primer lugar, el gas natural es un recurso abundante que es condición bá-sica. La relación reservas/producción de reservas probadas convencionales está en orden de 60 a 70 años. Si añadimos las que se están incorporando competitivamente merced al gas no convencional, muchos es-timan que ya hay para más de 250 años.

Segundo, la distribución de reservas de gas no está tan concentrada como la del petróleo y esta más bien dispersa, lo que disminuye las tensiones geopolíticas a nivel mundial.

Tercero, para los que están demasiado preocupados por las emisiones y el calen-tamiento global, el gas natural es mucho más limpio, porque produce menos oxido de nitrógeno que el carbón y más del 50% menos de CO2. Tampoco produce azufre

ni residuos sólidos y en el transporte, los vehículos a gas natural pueden mejorar la calidad del aire y la eficiencia energética en las grandes ciudades.

Cuarto, el gas natural es accesible en términos económicos. Las plantas moder-nas cuestan 50% menos que una de car-bón, 77% menos que una nuclear y 80% menos que una eólica. Recordemos que las tecnologías renovables están fuertemente subvencionadas y el uso del gas natural permite a los países reducir sus emisiones de forma inmediata. En cuanto al precio del energético, el mismo viene desacopla-do del petróleo desde hace un par de años y se mantendrán así por un buen tiempo más, debido a su abundancia y costos de producción. Es resumen la competitividad del gas frente al petróleo, el carbón y otras fuentes es palpable realidad.

Quinto, el gas natural es eficiente debi-do a que las plantas de generación eléctri-ca a gas modernas son 40% más eficientes que las plantas de carbón, con ciclos com-binados que obtienen factores de eficiencia de hasta 65%. Las plantas de gas requieren de mucho menor tiempo de construcción que las plantas nucleares o de carbón y pueden ser arrancadas muy rápidamente, haciendo de ellas un respaldo ideal para la hídrica y las intermitentes eólica y solar.

Sexto, el gas natural es seguro debi-do a que la producción mundial se incre-mentará notablemente en los próximos 20 años, con los suministros de fuentes convencionales y no convencionales. El sector de gas natural además tiene un altí-simo récord de seguridad en la industria, en cuanto a toda la cadena de suministro.

Por lo expuesto queremos pedir que en este 2011 seamos pragmáticos e im-pulsemos aún más la demanda y oferta mundial de gas natural para que de ese fa-tídico 87%, el gas represente un 40 a 45% en los próximos 30 a 50 años, mientras avanzamos a nuevas alternativas reales.

* Actual Socio Director de Gas Energy y DI In-ternational. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y Ministro de Hidrocarburos de Bolivia.

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Por Álvaro Ríos Roca*

febrero 2011 - petroleum 253

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