junio 2016 - petroleum 317

Z&P 65 años haciendo historia

Offshore Technology Conference 2016

“Visión 2030” Plan de Arabia Saudita

ww

w.p

etro

leum

ag.c

om

Junio2016

30 Noviembre - 02 Diciembre

REVISTA OFICIAL

3JUNIO 2016 I Petroleum 317

Portada:GE Oil & Gas desarrolla una nueva tubería flexible de

composite de Wellstream, 30% más ligera que reduce en 20% los costos totales de instalación y extiende el

alcance hacia aguas más profundas (Foto: GE)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

SECCIONESCORNISACUADRANTEPREVIEWWAREHOUSEGENTECALENDARIO ÚLTIMA PÁGINA

48

2830323334

65 años como proveedor confiable para la industria

Planificando el camino hacia 2030

21

26

18

OTC, 48 años de historia

Ecopetrol ajustó su plan de inversiones 2016


“Visión 2030” Plan de Arabia Saudita para dejar de depender del petróleo


Colombia: 92% de los yacimientos son económicamente viables a USD$35

Informe ARPEL Tendencias del Sector Gas Natural en América Latina y el Caribe

La empresa invertirá este año entre US$3.000 millones y US$3.400 millones, con la promesa de producir alrededor de 715.000 barriles de petróleo equivalente por día

La 48ª edición del máximo evento anual de la industria costa afuera atrajo a 68.000 visitantes al NRG Park en Houston, para analizar el rumbo y los desafíos del sector energía en alta mar

Arabia Saudita comenzó a dar forma al desarrollo de un plan de largo plazo, cuyo objetivo es reducir la dependencia del petróleo, desarrollando inversiones y aumentando las exportaciones no petroleras de aquí al año 2030

La historia de grandes obras siempre tiene un protagonista, así lo expresa Zaramella & Pavan Construction Company, S.A. (Z&P) a propósito de sus 65 años de fundada

Un análisis divulgado por Campetrol, arrojó que a pesar de los precios bajos del petróleo, cerca de 145 campos analizados son económicamente viables

El documento elaborado por el Comité de Gas y Energía de ARPEL, profundiza en los principales desafíos que deben abordar los países y empresas de la región

10 18

21

26

22

24

Reficar, a punto de alcanzar el 100% de sus unidades en operaciónInició operaciones la unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

11

EE.UU. establece nuevo récord en producción de gas natural A pesar que los precios se mantienen en mínimos históricos

Repsol vende su actividad de GLP en Perú y EcuadorLa operación, que se cerrará en los próximos meses, forma parte del programa de venta de activos para afrontar la caída de los precios del petróleo

13

Sinopec pone en marcha planta de procesamiento de gas naturalConstituye la segunda de las cinco terminales de GNL proyectadas por Sinopec, en un contexto en el que China trabaja para elevar la proporción de gas natural en su consumo de energía

14

14

Amplían capacidad de tratamiento de crudo en la FPO

Pdvsa elevó la capacidad instalada de procesamiento de hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco, mediante la puesta en marcha de plantas de tratamiento de crudo en las empresas mixtas Petrolera Sinovensa y Petrocarabobo

12

E&P ESCENARIO

REPORTE

EMPRESARIAL

Cont

enid

o

Junio 2016Año 32, Nº 317

4 JUNIO 2016 I Petroleum 317

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

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

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

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

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Jorge Zajia, Editor

Corn

isa

www.petroleumag.com

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2016Reservados todos los derechos. All rights reserved

Miembro de:

El título de esta nota editorial se ha con-

vertido en el saludo generalizado de los

petroleros a nivel universal, en la búsqueda

de una respuesta que nadie nos puede dar,

pues cuando todavía está fresca la tinta en los

medios de comunicación con noticias alen-

tadoras sobre la recuperación del precio de

los hidrocarburos, se publican otras de signo

contrario que dan cuenta que la recesión está

en pleno desarrollo y que la crisis aún no ha

tocado fondo.

Un buen indicador para medir el grado

de la actividad petrolera global lo es, sin

lugar a dudas, la Offshore Technology

Conference, que todos los años desde hace

48, se realiza en Houston -acertadamente

bautizada como la capital mundial de la

energía-; donde durante cuatro días empe-

zando el primer lunes de Mayo, se reúnen

unos 60.000 petroleros venidos de todos los

rincones del mundo para disfrutar de una

agenda académica de altísimo nivel y de la

exhibición de equipos, productos y servicios

más grande y completa del planeta.

Este año la expectativa por el desarrollo

de la OTC tuvo rodeada de un alto grado de

nerviosismo e incertidumbre, en virtud de los

temas que se discutirían en la conferencia y de

las dimensiones de la exhibición, que según

reportaron los organizadores fue la tercera

más grande de todas, lo cual indica que esta

industria, si bien atraviesa una severa crisis,

no se entrega y continúa tan activa y pujante

a pesar que después de varios años de una

bonanza sin precedentes, en esta oportunidad

la conferencia y exhibición se realizó en me-

dio de una contracción del negocio también

sin precedente.

Para los dirigentes de la industria, pensar

y planificar el rol que le toca jugar al petróleo

bajo la incertidumbre de la fuerte presión

ejercida por la baja de su precio, es una cues-

tión difícil, pues hace apenas dos años vivían

o disfrutaban de la bonanza más grande de

la historia que presagiaban que esos tiempos

de gloria y abundancia por los altos precios,

se habían instalado en la Tierra para siempre.

Eran los tiempos que solo se hablaba de los

planes de expansión en términos de mega

proyectos de exploración, producción y refina-

ción. Hoy que los vientos soplan con furia en

sentido contrario, la sorpresa de todos ha sido

de dimensiones catastróficas, cuando estamos

viviendo una caída espectacular del precio de

la energía en general, y muy particularmente

el del petróleo y el gas natural que está afec-

tando negativamente el desenvolvimiento de

una industria lo que incide notablemente en la

economía la política y la sociedad.

Esta situación en el fondo no amilana a

nadie. Los hombres del petróleo, hechos de

una madera especial y muy dura, lejos de ate-

morizarse siguen en la primera línea de batalla

afrontando la realidad con valor y dando la pe-

lea para contribuir con su experiencia y capa-

cidad técnica y financiera a superar este trance

y en medio de la tormenta han lanzado un

salvavidas para estudiar a fondo la situación,

entenderla en sus orígenes, formando equipo

con todas las fuerzas vivas que participan de

este fabuloso negocio, para juntos diseñar las

estrategias que den respuestas y soluciones a

esta realidad, o al menos minimizar sus efectos

que amenazan la estabilidad del sistema que

hoy rige los destinos de la humanidad.

Reconocer la situación actual y entender

que es una crisis muy severa e insistir en la

premisa de no dejarse abatir por las circuns-

tancias y, por el contrario, hacerle frente y

convertirla en una herramienta de progreso y

desarrollo, despierta el optimismo que todos

debemos tener para superar con éxito estos

tiempos aciagos, que no es más que la repeti-

ción de un nuevo ciclo en el desarrollo de la

vida en el planeta, que con sus características

y peculiaridades propias de nuestro tiempo,

debe conducirnos irremediablemente, como

siempre, a una organización social, económica

y política más justa, más moderna, generadora

de una mejor calidad de vida para todos.

¿Cómo está la cosa?. Parodiando al insigne

político venezolano y latinoamericano Teodo-

ro Petkoff, sin miedos ni complejos afirmamos:

“Está mal, pero vamos bien”.

¿Cómo estála cosa?


IndIce de AnuncIAntes

www.gruposugaca.com 12

15

23

33 11 7

cP

17

cPI

9

25

5

13

29

PIwww.lhramericas.com

www.tradequip.com

www.expoilandgascolombia.com

[email protected] INTL. SOUTHERN CHEMICALS

www.vepica.com

www.performarket.com

www.amesalud.comwww.aapg.org

www.saudiaramco.com

www.spe.org/go/RegLAHO

www.zandp.com

www.worldheavyoilcongress.com

www.simposiobolivariano.org

La Maestría en Gestión Energética, MGE, tiene como objetivo formar pro-

fesionales competentes par desempeñarse de manera efectiva en los diferentes ámbitos de la gestión de empresas relacionadas con la energía, sector que tiene una importancia vital en la economía nacional y mundial, reflejada, en el caso de Colombia, en un porcentaje significativo de las exportacio-nes, de los ingresos fiscales y de la inversión extranjera directa.

Las tendencias y cambios que ocurren en el sector, la volatilidad de los mercados, el creciente papel de los hidrocarburos no convencionales y de las energías renovables, y el complejo mercado de la energía eléc-trica, exigen de talento humano calificado para la formulación de políticas y manejo de empresas del sector. Por otra parte, la transición hacia energías limpias, derivadas de los compromisos en materia de cambio climático, determinan un marco insosla-yable para la planeación futura del sector.

Por ello, la MGE, única de carácter presencial en Colombia, se orienta a formar profesionales calificados para desempeñarse con éxito en la gestión del sector energético. En tal sentido, ofrece los conocimientos, habilidades y competencias requeridos

Maestría en Gestión Energética 2016La Universidad Sergio Arboleda promueve la realización de la Maestría en Gestión Energética, aprobada por el Ministerio de Educación Nacional de Colombia, en el

marco del portafolio de programas de postgrado de PRIME Business School

por empresas operadoras, de servicios o instituciones públicas relacionadas con el sector. La maestría tiene, además, ca-rácter multidisciplinario y está dirigida principalmente a ejecutivos de Planeación Estratégica, Operaciones, Gerencia Co-mercial, Finanzas, Innovación, Tecnología y definición de estrategias de negocios, así como profesionales independientes que deseen profundizar en temas de gestión energética; ejecutivos de empresas rela-cionadas con energías minerales como el carbón, y con la internacionalización de dicha actividad; profesionales afines con energías renovables: energía solar, eólica, geotérmica, nuclear o en biocombustibles, y profesionales independientes vinculados a la industria de generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.

El pensum fue elaborado previo estu-dio de los 24 programas equivalentes más importantes del mundo e integra, además,

algunas materias de “management” con otras maestrías de PRIME, lo cual abre la opción a homologaciones futuras para interesados, en programas como el MBA, la Maestría en Administración Financiera o en Comercio Internacional, entre otras, ampliando paralelamente el “networking” como otro valor agregado de la maestría.

Los docentes seleccionados tienen un alto nivel de calificación y combinan una sólida formación académica con experiencia práctica en las áreas específicas del programa.

El inicio está previsto para el mes de Septiembre de 2016, de acuerdo al siguiente cronograma:

Integración: Septiembre 01Bienvenida: Septiembre 18Inducción: Septiembre 20Ciclo Nivelatorio: Octubre 14 de 2016 Inicio de Clases: Octubre 21 de 2016

Mayor información: William Gonzá-lez, Oficina de Comunicaciones y Relacio-nes Institucionales, Consultor Académico, Universidad Sergio Arboleda. e-mail: [email protected]. Pbx: (1) 325 7500 Ext. 2332 Calle 75 No. 15-22 Bogotá - Colombia.

www.usergioarboleda.edu.co

www.petroleumag.com

El inicio de la maestría está previsto para

Septiembre de 2016

www.petroleumag.com


Cuad

rant

e

Statoil y sus socios Repsol Sinopec Brasil y Petrobras realizaron un hallazgo en aguas profundas de la cuenca de Campos, Brasil, con el pozo de Gavea A1. Localizado en el bloque BMC 33, es el cuarto pozo aprobado en el plan de evaluación de la Agencia Nacional

de Petróleo, ANP. Durante la evaluación se produjeron 16 millones de metros cúbicos de gas estándar y se estimó la producción en 4.000 barriles por día de crudo. Repsol Sinopec Brasil es el operador con una participación de 35%, pero Statoil, también con 35% asumirá dicho rol a partir del tercer trimestre. Petrobras participa con 30%.

ExxonMobil inició la producción de crudo en el campo Julia, en las costas del Golfo de México. El campo se localiza a 265 millas al suroeste de Nueva Orleans en aguas con una profundidad mayor a 7.000 pies. El desarrollo inicial se hizo a través de la infraes-

tructura existente en la plataforma St. Malo operada por Chevron, reduciendo de esta forma los costos de desarrollo. Este es el primer pozo en la zona y se espera tenga una capacidad de 34.000 bpd de crudo.

El Gobierno de Noruega lanzó diez nuevas licencias petroleras en el Ártico, tres de ellas en un área inexplorada al sureste del Mar de Barents, junto a la frontera rusa y las primeras en la zona desde 1994. Las licencias, que se corresponden con 40 bloques, se han

ofrecido a 13 compañías que se mostraron interesadas cuando la convocatoria se abrió en Enero de 2015, entre ellas Statoil, Chevron, ConocoPhillips y la rusa Lukoil. “Hoy abrimos un nuevo capítulo en la historia de la industria petrolera noruega”, afirmó el Ministro de Energía y Petróleo, Tord Lien.

Petrobras firmó con Pampa Energía el contrato de compra y venta del 67,19% de su participación en Petrobras Argentina, PESA, por un monto de US$892 mil millones, pagadero en dos cuotas: la primera, correspondiente al 20% del valor total (US$178

millones), ya depositada en una cuenta de garantía y el resto al momento del cierre de la operación, estimada en 3 meses. Petrobras aseguró la continuidad de sus operaciones en el segmento de EyP en Argentina, a través de la adquisición subsiguiente del 33,6% de la concesión de Río Neuquén.

BP redujo 80% su beneficio por los precios bajos del petróleo. Sus resultados del primer trimestre empeoraron drásticamente respecto a los tres primeros meses del ejercicio anterior. El beneficio de la petrolera se sitúo en US$532 millones y sin tener en cuenta los

costes de reposición, el resultado es de pérdidas de US$583 millones. Bob Dudley, CEO de BP señaló sin embargo que “a pesar de las dificultades la empresa se encamina hacia el objetivo a corto plazo de reequilibrio”.

Ecopetrol en alianza con iNNpulsa Colombia y el apoyo de Acipet, lanzó el Premio a la Innovación que reconoce los mejores trabajos académicos de estudiantes de pregrado y posgrado, así como soluciones innovadoras de emprendedores a los desafíos de la industria

y las regiones. Las inscripciones están abiertas hasta el 30 de Junio de 2016 y podrán participar profesionales, estudiantes universitarios y emprendedores de todo el país. Los ganadores serán proclamados en la ceremonia de los 65 años de Ecopetrol, el 25 de Agosto.

Petroquímica de Venezuela, Pequiven, reportó un balance positivo en la producción de materia prima en sus plantas y empresas mix-tas ubicadas en el occidente del país, durante el primer trimestre de 2016. El Complejo Ana María Campos produjo 275.709 TM

entre Vinilos, Olefinas y Cloro Soda, dirigidas a satisfacer los requerimientos del mercado nacional. Las plantas de Olefinas registraron una producción de 167.238 TM, la de Vinilos registró una producción de 52.615 TM, Cloro Soda, generó 55.855 TM para abastecer el mercado industrial y garantizar la potabilización del agua de todo el país.

ENI comenzará a perforar en el campo denominado Área 1 en México en Diciembre de 2016. Su objetivo -informó- es crecer en este país. La operadora italiana ganó en Septiembre un contrato para extraer crudo y gas en la mayor de las cinco áreas licitadas

en aguas someras del Golfo de México, que incluye los campos de Amoca, Miztón y Tecoalli. En Venezuela, la empresa evalúa junto a Pdvsa oportunidades para aumentar inversiones en proyectos de gas costa afuera y se revisaron las perspectivas de crecimiento en la próxima fase del Proyecto Perla para alcanzar un nivel de producción de 800 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

Canacol Energy reportó como positivos sus resultados del primer trimestre del año, en el cual los ingresos estuvieron por encima de las expectativas del mercado debido a un mayor precio de realización del gas, leves aumentos en la producción total y una

estructura de costos más eficiente. La producción de petróleo y gas alcanzó 10.933 boepd, lo que representa un crecimiento de 20,6% en términos intertrimestrales, mientras que en términos anuales presentó un leve retroceso de 0,2%. La compañía seguirá enfocada en la exploración y explotación de gas con la visión puesta en la construcción de un nuevo gasoducto en 2018.

Chevron construye la mayor planta de captura y almacenamiento de carbono del mundo en la isla de Barrow en el noroeste de Australia. El proyecto, el primero en su tipo, forma parte de una gigantesca planta de licuefacción de gas natural que comenzó a

funcionar en Marzo en el campo Greater Gorgon, el cual cuenta con 40 trillones de pies cúbicos de gas y es la reserva de gas natural más grande del país. El plan es inyectar 4 millones de toneladas de dióxido de carbono en la corteza terrestre, y reducir así en un 40% las emisiones de la planta de licuefacción.


E&P

Ecopetrol ajustó su plan de inversiones 2016

La empresa informó que se desembolsará entre US$3.000 millones y US$3.400 millones, nivel de inversiones con el cual espera producir alrededor de 715.000

barriles de petróleo equivalente por día en el año

Los ajustes al Plan de Inversiones 2016 hacen parte de las medidas

tomadas para navegar el entorno de precios bajos, buscando asegurar la disciplina de capital y el enfoque en generación de caja y sostenibilidad financiera del Grupo Empresarial Ecopetrol. Las inversiones se centrarán en las oportunidades más rentables de exploración y producción y en culminar proyectos en marcha en transporte y refinación.

Para Ecopetrol es importante tener en cuenta el entorno de precios bajos y con

el objetivo de proteger el flujo de caja y la sostenibilidad financiera de la compañía, su Junta Directiva aprobó un ajuste al Plan de Inversiones 2016, el cual pasa de US$4.800 millones aprobados en Diciembre de 2015 a un rango que estará entre US$3.000 millones y US$3.400 millones.

2016 será un año de transición para el grupo, durante el cual finalizarán proyectos en transporte y la puesta en marcha de la nueva Refinería de Cartagena. A partir de 2017, la compañía dedicará una mayor proporción de sus inversiones a los segmentos de exploración y producción, en los cuales se destinarán recursos a la evaluación de los hallazgos exploratorios y al desarrollo de los principales campos. El 93% de los recursos serán invertidos en Colombia y el remanente en el exterior.

Las inversiones por segmento se detallan en el cuadro adjunto. Los recursos requeridos para el plan de inversiones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. Las necesidades de financiamiento se mantienen para el 2016 en el rango entre US$1.500 millones y US$1.900 millones a nivel consolidado.

2016 será un año de transición para el grupo, durante el cual finalizarán proyectos en transporte y la puesta en marcha de la nueva Refinería de Cartagena”


E&P

Reficar a punto de alcanzar el 100% de sus unidades en operación

Inició operación la unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

La unidad de hidrocraqueo, planta que produce diésel de la mejor calidad mun-

dial, gasolina para avión (Jet) y otros pro-ductos de alto valor, entró en operación en la nueva refinería de Cartagena. Su arranque se produce con una carga de 23 mil barriles por día de los 35 mil de su capacidad total.

La función principal de esta planta, que utiliza tecnología de punta, es convertir productos pesados, como los gasóleos de la sección de vacío de la Unidad de Crudo y de Aceite Liviano de Ciclo (ALC), en productos de mayor valor comercial, como el diésel de bajo contenido de azufre, el combustible de aviación JET A1, nafta y butano (ma-teria prima para la unidad de alquilación).

Con un catalizador e hidrógeno, la planta remueve el alto contenido de azufre de los gasóleos para obtener productos limpios de alta demanda en el mercado.

Esta es la primera unidad de hidrocra-queo que tiene Colombia. Es una de las plantas clave para aumentar la eficiencia y rentabilidad de la nueva refinería, que podrá convertir el 97% del crudo en productos valiosos que se comercializan por encima del valor del petróleo. Anteriormente este factor era del 74%.

La Refinería de Cartagena conti-núa con el aumento progresivo de sus niveles de procesamiento para llegar a su máxima capacidad de 165.000 bpd.

Ya están operando 32 de las 34 unidades. En las próximas semanas se espera la puesta en marcha de las Unidades de Alquilación e Isomerización de Butano.


Mediante la puesta en marcha de las plantas de tratamiento de crudo en las empresas mixtas Petrolera Sinovensa y Petrocarabobo, situadas al sur de los estados Monagas y Anzoátegui, Pdvsa incrementó la capacidad instalada de

procesamiento de hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco

In S

ituE&

P

El nuevo módulo del procesamiento de crudo de PetroCarabobo procesará un total de 50.000 barriles por día (Foto Pdvsa)

Amplían capacidad de tratamiento de crudo en la FPO

Pdvsa inauguró la planta de tratamiento de crudo de la empresa mixta chino-

venezolana, Petrosinovensa, ubicada en el Campo Morichal, Monagas, en la que se lleva a cabo el procesamiento de 30.000 barriles por día de crudo pesado y extrape-sado, y el nuevo módulo del procesamiento de crudo de la empresa mixta PetroCarabo-bo, en el bloque Carabobo de la FPO que procesará un total de 50.000 bpd de crudo.

Orlando Chacín, Vicepresidente de Exploración y Producción, destacó que la planta de Petrosinovensa brinda trata-

el 40% restante. En el proyecto está con-templada la construcción de 12 plantas de 100 mil barriles en los próximos 5 años y el objetivo es realizarlas en el país, de tal manera que permita reducir el uso de divisas para importar.

Rubén Figuera, Director Ejecutivo de Nuevos Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco indicó que en el nuevo módulo de procesamiento de crudo de Petrocarabobo, Pdvsa es el accionista mayoritario con 71%, y los socios 29% distribuidos entre Repsol, 11%; ONGC, 11%; India Oil, 3,5% e Oil India Limited, 3,5%. Petrocarabobo cuenta con reservas probadas de 13.500 millones de barriles de crudo que apalancan un desa-rrollo de negocios de 400.000 bpd de crudo pesado que serán mejorados de 8,5ºAPI a 32ºAPI en un mejorador que será construido al sur del estado Anzoátegui. Los barriles serán producidos por 43 pozos perforados a través de 3 macollas.

El módulo, que contó con una inversión de 65 millones de dólares y 180 millones de bolívares, buscará impulsar el desarrollo de otros dos módulos más, con el fin de generar aproximadamente de 90.000 bpd. La estruc-tura cuenta con un separador que permitirá apartar el gas del crudo, con el fin de generar petróleo en condiciones óptimas para su co-mercialización, que comprende una densidad de 16º API y menos de 1% de agua.

miento al crudo pesado y extrapesado que se explota en Morichal y contó con una inversión del orden de 40 millones de dólares y 600 millones de bolívares. Su construc-ción generó 220 empleos directos y 600 indirectos.

En esta empresa mixta

la Corporación Venezolana del Petróleo posee una participación de 60% y la Cor-poración Nacional Petrolera China, CNPC,


La operación, que se cerrará en los próximos meses, forma

parte del programa de venta de activos para afrontar la caída

de los precios del petróleo

E&P

Repsol vende su actividad de GLP

en Perú y Ecuador

Repsol anunció la venta de sus activida-des de gas licuado de petróleo, GLP,

en Perú y Ecuador a la compañía chilena Abastible por un total de US$335 millones.

“En los últimos meses la compañía

ya ha realizado desinversiones próximas

a los US$3.500 millones”, indicó Repsol,

que en 2015 compró su rival canadiense Talisman Energy. Su plan estratégico 2016-2020 prevé desinversiones por un total de US$6.780 millones.

Repsol sufrió en 2015 una pérdida neta de US$1.390 millones,contra un beneficio neto de US$1.800 millones

un año antes, debido al desplome de los precios del petróleo.

El grupo seguirá presente en Perú y en Ecuador mediante sus actividades de exploración de hidrocarburos. En Perú también cuenta con una refinería y con 410 gasolineras.


E&P

En un reporte reciente la U.S. Energy Information Administration destacó

que en 2015 la producción media diaria alcanzó 79 mil millones de pies cúbicos, con lo cual por segundo año consecutivo se estableció un nuevo récord.

Durante la última década, el fractura-miento hidráulico ha impulsado un auge de perforación en todo el país y la producción de gas ha aumentado un 40%. Según la EIA, el crecimiento fue casi totalmente es-timulado por las ganancias de producciones en Pensilvania, Ohio, Virginia Occidental, Oklahoma y Dakota del Norte. Fuera de esa lista está Texas, que tiene grandes yacimien-tos de gas en Barnett Shale, al noroeste de

La refinadora de petróleo china Sinopec puso en funcionamiento unas instalacio-

nes que producen gas natural a partir de un tipo licuado importado de este combustible.

Localizadas en la región autónoma de la etnia zhuang de Guangxi, en el sur de China, estas instalaciones constituyen la segunda de las cinco terminales de GNL proyectadas

La primera terminal de GNL de Sinopec comenzó a funcionar en 2014 en la ciudad oriental

de Qingdao y la empresa está construyendo otras tres en Tianjin,

Zhejiang y Jiangsu

A pesar que los precios se mantienen en mínimos históricos

Sinopec pone en marcha planta de procesamiento de gas natural

EE.UU. establece nuevo récord de producción de gas natural

por Sinopec, en un contexto en el que China trabaja para elevar la proporción de gas natural en su consumo de energía y reducir las emisiones de efecto invernadero.

La primera fase de estas instalaciones, que se encuentran en la ciudad de Beihai, puede producir tres millones de toneladas de gas natural al año empleando GNL en

su mayor parte importado de Australia, indicó el Vicepresidente Senior de Sinopec, Wang Zhigang.

Puede suministrar gas a 22 millones de familias, con lo que se mejora la estructura energética en el suroeste de China y se reducen las emisiones de dióxido de carbono en 48 millones de toneladas cada año, según Wang.

Fort Worth, y el Eagle Ford Shale, al sur de San Antonio. Si quitan Pensilvania y los otros cuatro estados con grandes ganancias, la producción nacional ha caído un medio por ciento, dijo la EIA

Con tantos años de creci-miento, el país cuenta ahora con más gas de lo que sabe qué hacer con él. Las instalaciones de almacenamiento están en niveles récord, con 2,5 billones de pies

ganancias más grandes. Sin embargo, la EIA prevé que no será el caso este año, ya que las instalaciones ya están operando entre el 44 y el 73%.

cúbicos almacenados al final de este invierno pasado, dijo la EIA.

Típicamente en verano es cuando las instalaciones de almacenamiento ven sus

Estados Unidos volvió a ser el mayor proudctor de gas natural en 2015, atribuible a la producción en formaciones de shale gas


Energy4me® es el programa ofrecido por la Society of Petroleum Engineers (SPE)

que transciende la educación de energía a nivel global, el cual está compuesto por recursos educativos fácticos, y está dirigido a estudiantes, profesores y público en general.

Taller Educativo en Energía para Docentes El programa Energy4me® organiza talleres prácticos para profesores durante las diversas conferencias de la SPE y otros eventos alrededor del mundo. Se invita a un grupo de profesores de ciencias, de primaria y secundaria, a participar de talleres de un día a fin de aprender cómo implementar conceptos en energía en sus salones de clases. Los docentes reciben información amplia y objetiva acerca de conceptos científicos en energía y su importancia global, mientras descubren el mundo de exploración y producción de petróleo y gas natural. Asimismo, se provee a los docentes con material instructivo para utilizar en sus aulas.

Acercándose a la Comunidad a través de las secciones de la SPE Energy4me® cuenta con presentaciones y actividades escolares disponibles para ser descargadas en línea. Muchas de las secciones se involucran con sus comunidades para

La SPE está Comprometida con la Educación en Energía

Taller Educativo en Energía para Docentes durante 2015 LACPEC en Quito

llevar a cabo presentaciones de la industria, participar como jueces en ferias de ciencias, y facilitar visitas de campo guiadas a plantas operativas de petróleo. Además, las secciones de la SPE donan copias del libro Petróleo y

Gas Natural, y el kit de presentaciones de Energy4me® a escuelas locales.

Explorando Carreras, Instituciones Educativas y Becas en el Sector de Energía La industria energética contrata profe-sionales calificados con conocimientos científicos, de ingeniería, matemática y tecnología. La página web del programa, www.energy4me.org, lista las becas dis-ponibles e instituciones educativas que ofrecen programas de grado en ingeniería o tecnología en energía. Visita la página web del programa para ver videos que ayudan

a visualizar la importancia de los roles de los ingenieros.

Voluntarios para Programas Energy4me® E l p rog rama Ene rgy4me ® bu s c a constantemente ingenieros y otras disciplinas para ayudar a implementar talleres interactivos, realizar entrevistas a estudiantes, y llevar a cabo presentaciones acerca de la industria en salones de clases. Si estás interesado en ser voluntario visita www.energy4me.org o envía un mensaje a [email protected].

¿Aún no estás asociado a la SPE? Únete hoy y recibe descuentos de inscripción en eventos, precios es-peciales en libros y en publicaciones técnicas: www.spe.org/go/joinspe.


Mayo 2 – 5, Houston, TX

Esce

nario

Más de 68.000 asistentes provenien-tes de 120 países se reunieron en

esta tradicional conferencia anual, cifras que ubican a OTC 2016 entre las 15 ediciones más atendidas en sus 48 años de historia.

La organización reportó que este año el piso de la exposición se agotó antes de la conferencia y fue el tercero más grande de la historia del show, al abarcar 672.300 pies cuadrados, incluyendo la exhibición al aire libre.

La conferencia contó con más de 2.600 empresas expositoras, en representación de 47 países, frente a 37 el año pasado. Cerca de 300 fueron nuevos expositores, y 51% compañías internacionales. Todas exhibieron equipos y una amplia gama de soluciones para mejorar la rentabilidad de

La 48ª edición del máximo evento anual de la industria costa afuera durante cuatro días atrajo a 68.000 visitantes de todo el mundo al NRG Park en Houston, para

analizar el rumbo y los desafíos a futuro de la voz de expertos y líderes del sector energía en alta mar


las operaciones de petróleo y gas, y ante todo mantenerse a flote en un entorno de precios bajos del petróleo.

“Como lo ha hecho desde 1969, el

mundo vino a la OTC para tomar decisio-

nes críticas, compartir ideas y desarrollar

asociaciones de negocios para satisfacer

las demandas energéticas globales”, co-mentó Joe Fowler, Presidente de OTC 2016. Agregó que independientemente del precio del barril de petróleo, la OTC confirmó su compromiso inquebrantable con la entrega a los asistentes de infor-mación sin precedentes sobre las nuevas tecnologías y desarrollos globales. “Ade-

más, los ingresos derivados de la OTC

benefician directamente a los programas

para miembros de sus 13 organizaciones

patrocinantes sin fines de lucro”.Joe Fowler, Presidente de OTC 2016



Esce

nario

La agendaEl denso programa de este año con-

tó con 11 sesiones de panel, 24 pre-sentaciones ejecutivas principales, al-muerzos y desayunos, y más de 325 presentaciones de trabajos técnicos. Los conferencistas incluyeron a ejecutivos de empresas petroleras internacionales y na-cionales; funcionarios del gobierno federal y regional; y académicos quienes presentaron sus perspectivas sobre una amplia variedad de temas, incluyendo las orientaciones futu-ras de la industria, la integridad operativa y el manejo de riesgos.

El aumento de la eficiencia al tiempo que se garantiza operaciones seguras fue un tema clave en la conferencia de este año. Las sesiones abarcaron nuevas tecnologías que no sólo reducen los costos para el operador, sino que mejoran la seguridad general de las operaciones; avances rentables en tecnolo-gías de cementación de pozos; y el uso de la tecnología RFID para rastrear con precisión la tubería de perforación para una mayor seguridad y eficiencia.

La OTC igualmente brindó actualizacio-nes sobre mercados nuevos y emergentes de todo el mundo. De particular interés, varias sesiones se centraron en la evolución de Mé-xico desde la implementación de su Reforma Energética. Una estructura más abierta en el país proporcionará oportunidades para las empresas mexicanas de asociarse con empresas internacionales, con el propósito de brindar la tecnología y la inversión de capital en el país.

El OTC Spotlight on New Technology Awards (ver Petroleum 2016 Mayo No. 316)

13 tecnologías innovadoras fueron reconocidas este año en los Spotlight on New Technology Awards

En el stand de Schlumberger las profesionales, súper eficientes, Eya Tkachenko, Translation Project Manager; Tanya Wooley, OFS Advertising Planner; y Lisa Ann Hofmann, Media Relations Manager; acompañadas por Diana Smith, AQUENT

reconoció un total de 13 tecnologías innovadoras que habilitan a la indus-tria para la producción de recursos costa afuera. Se premió por segunda vez a una empresa en la categoría Small Business Awards.

Durante el programa University R&D Showcase se presentaron proyectos de vanguardia de las uni-versidades de los EE.UU., Alemania, Nigeria y Japón. Algunos proyectos incluyeron drones y un sistema de predicción de onda; revestimientos que mejoran la eficiencia de la mecha de perforación; y la recali-bración de datos de perforación de todas las grandes cuencas oceánicas.

En la conferencia del Energy Education Institute participaron 100 profesores de aula del área de Houston y 200 estudiantes. Los maestros aprendieron acerca de los conceptos científicos de la energía y su importancia en una forma divertida e informativa. Los estudiantes participantes vieron de primera mano las

interesantes oportunidades que la industria de la energía puede ofrecer.

Durante el OTC’s Open Access Day se prestó inscripción gratuita a 737 asistentes que buscan aprovechar las oportunidades profesionales de la conferencia. Como parte de la programación del día, los asistentes aprendieron a construir relaciones de valor y empezar su propio negocio a través de dos sesiones de desarrollo profesional.

Por segundo año, OTC también fue sede de Rice Alliance Startup Roundup, a la cual asistieron 50 empresas emergentes, siendo una excelente oportunidad para los asistentes de aprender más sobre estas nuevas empresas y favorecer alianzas po-tenciales e inversiones.

El programa Next Wave para los jóvenes profesionales se centró en cómo estos jóvenes

La tecnología, las soluciones innovadoras y el hecho de contar con los mejores talentos son temas cruciales para la industria costa afuera”



Esce

nario

pueden hacer frente a los retos del futuro al tiempo que se reconoce el aumento de la in-terconectividad de nuestra industria mundial.

En el Distinguished Achievement Awards Luncheon se logró recaudar US$200.000 para el Junior Achievement del sureste de Texas.

Durante este almuerzo, se hizo la tradi-cional entrega de premios anual de la OTC. El Distinguished Achievement Award for

Reunidos en un encuentro casual: Alfieri Castro, O&G Consultant; Alan Arbizú, Inter America Resources; Mariela Carrillo, Oceaneering; Alcides López, Hidrapeca; Henry Chirinos y Víctor Bernal, Well Control Logging, y Jesús Mannucci

Frente al amplio stand de Welltec captamos a Omar Soto, Brian Schwanitz, Legio Méndez (BAT), Ricardo Quintero y Christian Kruger

VEPICA ofreció un coctel que contó con la asistencia de un numeroso grupo de empresarios y profesionales de todos los sectores que hacen vida en la industria petrolera global. De ese emotivo evento traemos está gráfica donde está Helena Bocco, Comunicaciones Corporativas de VEPICA; flanqueada por Esteban Zajia, Petroleum y Aníbal Alarcón, Vepica

Luccas Mezzano, Miguel Di Vincenzo, Carlos Foinquinos y Marcelo Miranda posan frente al stand de Tenaris

Anthony Gronlund, Suquip; Jorge Zajia, Petroleum; Rixio Medina, BCSP; Rubén Cargnel, KAREVA; y Simón Suárez, SPT

FLUID SYSTEMS, Líderes en la Tecnología de Control de Sólidos, como siempre presentes en la OTC: Luis Carlos Olivella, Scomi Oiltools; Jonathan Rekieta, Gardner Denver; y Fred Villareal, Mark Smith, Pete Hoffman, Ben y Carmen Hilt, y Bárbara Silva, todos de Fluid Systems

Individuals le fue conferido a Robert (Don) Vardeman; el Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions se otorgó a Marine Technology Society Dynamic Positioning (DP) Commit-tee; y el Heritage Awards recayó en dos ga-nadores: George Hirasaki y Yuri Makogon.

Como novedad este año la conferencia incluyó cursos de entrenamientos el 30 de

Abril y el 1 de Mayo en el Centro de Con-venciones de Brown R. George, en el centro de Houston, organizados por varias de las empresas patrocinantes, sobre temas como: Fundamentos profundos: diseño, construcción y control de calidad; tecnologías y producción submarina; Perforación en aguas profundas y tecnologías de producción; y la Geología del petróleo para ingenieros.


El Consejo de Ministros saudí anunció la aprobación del plan denominado “Pro-

yecto de la Visión de Arabia Saudí 2030” con el que intentan diversificar la economía y que pretende planificar el camino de los próximos 15 años. El mismo incluye la venta de hasta un 5% de las acciones de la empresa Aramco y sus empresas filiales y la salida a Bolsa de la firma.

Las reformas en lo social y político son menos ambiciosas. “Tenemos adicción al

petróleo… es peligroso”, dijo el Príncipe Mohamed bin Salman, quien aseguró que el plan de reformas “Visión 2030” no de-pende del mercado petrolero, porque “ha

retrasado el desarrollo de otros sectores”. La sola flotación de 5% proporcionaría a la monarquía un monto de dinero líquido tan considerable que con ello compensaría en buena medida las “pérdidas” por venta a precios bajos provocada por el propio reino. Hasta ahora, la confluencia de exigencia de mayores gastos sociales y de defensa, con la caída de ingresos petroleros pudo ser encarada con reservas, pero es más que obvio que no es una “solución” persistente.

El plan plantea la atracción de Arabia Saudita como centro mundial de cultura, turismo y negocios, montado en una plata-forma más abierta de desarrollo endógeno, empleo y consumo con mayor capacidad de sostenibilidad económica que el petróleo. La venta de subsidiarias non core de Saudi Aramco está menos pensada en el benefi-cio de la operación que en la posibilidad de asentar empresas del sector privado de orientación muy diversa: centro financiero, servicios financieros, universidades e insti-tutos, minería, materiales de defensa.

Arabia Saudita comenzó a dar forma al desarrollo de un plan de largo plazo, cuyo objetivo es reducir la dependencia del petróleo, desarrollando inversiones

y aumentando las exportaciones no petroleras de aquí al 2030

“Visión 2030”Plan de Arabia Saudita para dejar

de depender del petróleo

El Príncipe Mohammed aseguró que “Visión 2030” fue planeada con un precio de US$30 por barril. La producción ronda los 10,5 millones de barriles por día. Las reservas de la empresa están en 260 millones de barriles, 10 veces más que la segunda petrolera mundial, ExxonMobil.

De acuerdo al plan, sobrevivir sin los ingresos que genera el oro negro para el año 2020 implica el establecimiento de un mega fondo soberano con recursos por US$2 billones, más del doble del mayor fondo estatal de inversiones existente -el que tiene Noruega con US$865.000 millo-nes. Para que este fondo que actualmente dispone de US$160.000 millones, alcance los US$2 billones, Riad tomó la decisión de privatizar 5% de las acciones de Saudi Aramco. La oferta inicial pública de ac-ciones se realizó el 28 de Abril pasado y los resultados superaron las expectativas:

la gigante petrolera se convirtió en la em-presa con la mayor valoración del mundo, superando tres veces a Apple.

El Rey manifestó que con este proyecto su país espera convertirse en “un modelo

para el mundo en todos los niveles”, y ha instado a sus compatriotas a trabajar para materializar este ambicioso plan. Negó que el lanzamiento de este proyecto esté relaciona-do con la caída de los precios del crudo, que han obligado al reino saudí y a sus vecinos del golfo Pérsico a reducir numerosos subsidios.

“Un aumento en los precios respal-

darían el proyecto, pero no tendrían un

efecto en él”, ha indicado antes de subrayar: “Necesitamos el petróleo, pero nosotros

viviremos en el año 2020 sin el crudo”. Además, agregó que la ventaja de este gran plan para 2030 es que no requiere un gran gasto estatal, sino una reestructuración de los sectores gubernamentales.


Repo

rte


Un análisis divulgado por la Dirección Económica y Sectorial – Campetrol, arrojó que a pesar de los precios bajos del petróleo, cerca de 145 campos analizados son

económicamente viables. Los crudos producidos en Casanare serían los de mayor utilidad

Colombia: 92% de los yacimientos son económicamente viables a USD$35

De acuerdo a la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros,

Campetrol, la coyuntura actual de ajustes de precios del petróleo ha hecho que gran parte de las petroleras con actividad en el país, cierren operaciones en algunos campos productores. El argumento que sirve de base es que con los bajos precios que se presentan (promedio de US$35 barril – 1er Trim/16) los yacimientos no son económicamente viables.

Sin embargo, la empresa Pontevedra Energy Exchange (Enex) –dedicada a liqui-dar los precios del crudo colombiano – se dio a la tarea de corroborar si eran eco-nómicamente viables o no los yacimientos petroleros del país, para ello cuantificó el netback, el cual muestra si la explotación de crudo es viable frente a determinado precio, y se genera de la resta entre el valor de venta de un barril de petróleo, menos todos los costos.

El resultado arrojado fue positivo al indicar que el 92% de los yacimientos productores del país son económica-mente viables en un escenario de bajos precios “con una cotización del Brent de

US$34,41 por barril, todos los 145 cam-

pos analizados tienen netbacks positivos

Fuente: Pontevedra Energy Exchange (Enex), Marzo 2016 *Tamaño de la burbuja representa el volumen del yacimiento en 2015

(deduciendo el lifting cost). El análisis

incluyó los costos operacionales varia-

bles”, arrojó el estudio de Enex.La compañía además analizó al detalle

los costos operativos relacionados con la producción dentro de los cuales se encuen-tran los de levantamiento, logísticos, de dilución y comercialización.

Igualmente, tomó los precios de refe-rencia del crudo promedio de Febrero de 2016: Brent (US$34,41 por barril), WTI

(US$32,15 por barril). Asimismo el análisis contempló los costos de levantamiento de cada barril por empresa, campo y cuenca en donde se encontraba el yacimiento.

Como se muestra en el gráfico adjunto, los crudos con mayor netback (retorno) en el país, con los precios anteriormente men-cionados (Brent US$34,41 por barril y WTI US$32,15 por barril), son los producidos en Casanare, con una utilidad de US$14 por barril y Arauca de US$13 por barril.

Repo

rte


Repo

rte

Por su parte, los crudos producidos en los Llanos Orientales (Rubiales/Quifa) y Valle del Medio del Magdalena, que por su condición de pesados tienen mayores costos (debido al uso de diluyentes), tienen una utilidad de US$2 por barril.

Lo anterior quiere decir que los campos de mayor producción del país como Castilla, Chichimene y Apiay tienen una utilidad de aproximadamente US$7 por barril con los precios de referencia anteriores.

Cierre de camposTras el estudio, la pregunta para Cam-

petrol es por qué si el 92% de la produc-ción petrolera en Colombia es rentable se siguen cerrando campos. Para responder la pregunta alega que es preciso enfrentar-se a elementos que afectan el negocio y su competitividad.

Menciona que a pesar de que el estudio muestra que el 92% de los yacimientos petroleros son económicamente viables, los costos de contratación local en las regiones son excesivamente altos (incluso llegando a 500% más de lo estipulado

en el mercado), lo cual hace inviable la producción en Colombia.

Adicionalmente, a lo anterior hay que sumarle los costos que generan los cons-tantes paros y bloqueos por parte de las comunidades (en muchas ocasiones injus-tificados), que paran las operaciones en los campos y que incrementan los valores de producción. Por otro lado, las decisiones de la Corte Constitucional que han paralizado las operaciones de los campos Ocelote de Hocol y Quifa de Ecopetrol (por presuntos problemas en la consulta previa), inciden en la viabilidad económica de la producción colombiana.

Explica que actualmente no existe un reporte oficial de los campos que han cerra-do sus operaciones, de hecho, en el último reporte de contratos vigentes de TEA y E&P del 11 de Marzo de 2016 de la Agen-cia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se indica que 79 de los 301 contratos, (es decir el 26%), se encuentran en Trámite de Renuncia o Suspendidos.

Con un barril de petróleo que oscila entre los US$47 y los US$49, las posibilidades de

ser viables a pesar de las barreras que en este país hemos construido para ser competitivos están cerca. Es decir, el Gobierno nacional y regional, el Congreso de la República y la Corte Constitucional, deben estar seguros que los recursos de este sector recaudados a través de impuestos, regalías y dividendos se requieren para dinamizar el postacuerdo.

Campetrol afirma que este sector, para el bien del país, debe ser apoyado y dina-mizado, y que ningún otro puede proveer recursos en el corto y mediano plazo para desarrollar políticas de desarrollo econó-mico y social de forma segura y efectiva.

“Es por ello que desde este gremio se

hace un llamado para que analicen esos

excesivos costos de región, mensaje que

se ha elevado al gobierno en los últimos

tres años y que no ha tenido eco, por lo

cual se necesita un trabajo articulado de

Estado – Sector privado – Comunidades,

para optimizar las operaciones nacionales

y recuperar la competitividad que se ha

perdido frente a los mercados regionales

como México, Brasil, Argentina y Bolivia”, concluyó la entidad.


Repo

rte

El crecimiento de la demanda energética, estimado en un 3% anual, la necesidad

de descarbonizar la economía, reforzado por el Acuerdo de la COP21, el crecimiento de las energías renovables no convencio-nales, las posibilidades tecnológicas y de mercado que ofrece la nueva dinámica del gas natural a nivel global y la existencia de recursos naturales, serán los principales drivers para el desarrollo del gas natural en la región, según destaca el nuevo informe sobre “Tendencias del Sector Gas Natural

en América Latina y el Caribe”, presentado en Abril de este años por ARPEL.

El Informe presenta un diagnóstico de la situación actual de la industria y los mercados de gas natural de Améri-ca Latina y el Caribe, las principales macro-tendencias y posibles escenarios para los próximos años, a la par de una serie de propuestas para el desarrollo sostenible del sector y de la seguridad energética regional. Se presentan las principales macro-tendencias que se es-tán observando en el sector gas natural a nivel regional y global, que tendrán un rol determinante en la evolución del sector en los próximos años y que impondrán importantes desafíos para empresas y gobiernos.

Las ventajas a nivel ambiental que presenta el gas natural como sustituto del carbón y de los combustibles líquidos, tanto para uso industrial, generación eléctrica o transporte, hacen pensar que

El documento elaborado por el Comité de Gas y Energía de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el

Caribe, ARPEL, profundiza en los principales desafíos que deben abordar los países y empresas de la región, como son desarrollar la integración comercial, trabajar multilateralmente en la armonización de regulaciones y adoptar una visión de

conjunto que permita pensar las inversiones energéticas de forma integral y regional

Informe ARPELTendencias del Sector Gas Natural

en América Latina y el Caribe

Mm3/d. El déficit de gas natural se cubre mediante importaciones mexicanas desde Estados Unidos vía gasoductos y a través de las compras de gas natural licuado, GNL, de las 12 terminales de regasifica-ción que existen actualmente.

Las reservas probadas de gas natural de la región están evaluadas en 282,9 Tcf, concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de desarrollo tanto en los recursos no conven-

este combustible aumentará considera-blemente su participación en la matriz energética mundial y regional en las próximas décadas, existiendo un sólido consenso internacional en cuanto a esta tendencia esperada.

La región de América Latina y el Cari-be produce aproximadamente 640 Mm3/d de gas natural, lo que representa el 7% de la producción mundial, mientras que el consumo es de aproximadamente 700

Infraestructura de gas natural licuado en la región y grandes proyectos de terminales


cionales, como en otros recursos conven-cionales sub-explorados como el offshore.

De acuerdo al informe Brasil, México y Argentina son grandes productores e im-portadores de gas natural, pero presentan una brecha estructural para atender la de-manda interna, por lo que seguirán depen-diendo de la importación en los próximos años. Existen también países con grandes excedentes que destinan a la exportación, como Perú con el reciente desarrollo de Camisea exporta GNL, Trinidad y Tobago exportador de GNL y Bolivia que exporta

cuales deberán ser abordados por los países y empresas de la región, son desarrollar la integración comercial, trabajar multilate-ralmente en la armonización de regulacio-nes y adoptar una visión de conjunto que permita pensar las inversiones energéticas de forma integral y regional, según indican los líderes de gas natural de las principales empresas del sector en la región nucleados en el Comité de Gas y Energía de ARPEL.

Para acceder al Informe completo visite arpel.org/library/publication/458/

Repo

rte

Las reservas probadas de gas natural de la región están evaluadas en 282,9 Tcf, concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de desarrollo tanto en los recursos no convencionales, como en otros recursos convencionales subexplorados como el offshore”

Brasil, México y Argentina son grandes productores e importadores de gas natural, pero presentan una brecha estructural para atender la demanda interna

la mayor parte de su producción vía ga-soductos a Brasil y Argentina.

En el documento se analiza la situación regional y por país, el potencial impacto de los grandes proyectos de infraestructura en ejecución, la nueva dinámica del GNL, los desarrollos exportadores, el GNL a pe-queña escala, el sector transporte, el sector eléctrico, la complementariedad del gas natural con las energías renovables y los escenarios más probables de integración gasífera y eléctrica regional. Los principa-les desafíos identificados en el informe, los


Empr

esar

ial

Fue en 1951 cuando esta empresa de capital totalmente venezolano dio inicio

a sus actividades para ofrecer servicios a la industria energética en general.

Exactamente en la zona de Bacha-quero – tras el impetuoso crecimiento de la industria petrolera impulsada por el reventón del pozo Barroso-2 y el descu-brimiento de las extensas acumulaciones del llamado Campo Costanero Bolívar -, comenzó a operar Z&P, inicialmente ofre-ciendo servicios en las áreas de ingeniería civil y mantenimiento menor a concesio-narias petroleras, hasta cubrir hoy día una amplia gama de servicios que abarca desde la ingeniería, procura, fabricación de tuberías y estructuras metálicas; hasta la construcción de campo civil, mecánica, eléctrica e instrumentación, tanto en tierra como costa afuera, precommissioning y

La historia de grandes obras siempre tiene un protagonista, así lo expresa Zaramella & Pavan Construction Company, S.A. (Z&P) a propósito de sus 65 años de fundada


asistencia al arranque / commissioning, principalmente en Venezuela, pero tam-bién en Colombia y Norte América.

Y no son pocas las fortalezas que le han permitido a Z&P mantenerse como proveedor confiable a lo largo de estos 65 años de trayectoria. Comenta su Presidente, Massimo Giuriolo, que la principal ha sido la calidad de sus servicios, desde su funda-ción en 1951.

“La empresa se ha distinguido por

prestar servicios y entregar productos con

su sello particular de calidad en el tiempo

requerido, lo cual le ha merecido la confian-

za de los diferentes clientes a nivel nacional

e internacional” explica.Si bien la empresa Z&P tiene un his-

torial de grandes obras de infraestructura para la industria energética del país, cabe mencionar algunas de reciente data como

La empresa se ha distinguido por prestar servicios y entregar productos con su sello particular de calidad en el tiempo requerido, lo cual le ha merecido la confianza de los diferentes clientes a nivel nacional e internacional”


Empr

esar

ial

Massimo Giuriolo, Presidente de Z&P

Desde los mismos inicios de la empresa Z&P viene ejecutando aportes en materia de inversión social como parte de un trabajo conjunto con las comunidades de influencia natural

el Proyecto de construcción del poliducto Suministro Falcón-Zulia (SUFAZ) para su cliente Pdvsa Ingeniería y Construcción.

Otra obra que destaca es el Proyecto de Interconexión del Sistema de Transporte de Gas Centro Norte-Occidente (Proyecto ICO fase II) incluyendo la completación de la planta compresora de gas Altagracia, para Pdvsa Gas.

Asimismo el Proyecto de Ingeniería

básica (IB) e ingeniería de detalle, procura

y construcción (IPC) del gasoducto Dragón-

CIGMA para Pdvsa Costa Afuera.Como hito reciente de la empresa

Giuriolo destaca la consolidación de sus capacidades en materia de diseño, procura e instalación de embarcaciones, un proceso muy complejo que requiere mucho talento. Así mismo, los desarrollos e innovaciones en materia de tendido de línea a muy bajas profundidades.

- ¿Cómo avanza la expansión de Z&P hacia otros mercados de la región del Caribe?

- Z&P ha ejecutado proyectos en Co-lombia, contando con una oficina activa en ese país; así mismo en la actualidad explora el mercado de Trinidad y Tobago para ejecutar proyectos costa afuera. Cabe destacar que en el pasado fabricó, ensambló y despachó los módulos de la expansión de la refinería de HOVENSA en Islas Vírgenes Estadounidenses, trabajo ejecutado en las instalaciones de La Ensenada.

- Dado que el actual escenario de precios bajos del crudo sigue afectando a la indus-tria petrolera global y a toda la cadena de suplidores, ¿Cómo ha impactado directa e indirectamente este escenario a Z&P?

-Indudablemente que ha afectado ya que los operadores a nivel internacional han cesado, paralizado sus inversiones en infraestructura, el principal servicio ofrecido por la empresa. Sin embargo, nuestra empre-sa lleva a cabo los compromisos asumidos, trabaja en el redimensionamiento de su es-tructura para hacerla ágil y flexible ante las circunstancias y rediseña la metodología de

contratación para aportar soluciones con-ducentes a hacer los proyectos realizables.

Aporte socialEntre otros logros de Z&P, Giuriolo

hizo mención a los aportes que viene ejecutando en materia de inversión social desde los mismos inicios de la empresa, como parte de un trabajo conjunto con las comunidades de influencia natural, siendo su mayor logro la creación de la Fundación Las Morochas Siglo XXI.

Explica que esta tiene la misión de formular, evaluar y ejecutar proyectos en materia de inversión social, entre las cuales resalta “Una historia para Las Morochas”, tanto el libro como la página web para la comunidad. Asimismo la Escuela de oficios Virgen de Rosario del Paraute, mediante la cual es posible adiestrar jóvenes y adultos en oficios requeridos por la industria como soldadura, fabricación y electromecánica; y el proyecto Infocentro para la comunidad.

Al celebrar los 65 años de gestión el Pre-sidente de la empresa transmite su confianza y fe en el futuro como empresa y como país, asimismo la importancia de hacer ajustes y seguir innovando para ser competitivos en las circunstancias adversas.

“Debemos seguir reinventándonos para

poder continuar prestando servicios de cali-

dad en nuestro país y abrirnos a nuevos mer-

cados a nivel internacional”, recalcó Giuriolo.


Prev

iew

En el actual entorno de bajos precios del petróleo, existe una necesidad urgente

de alcanzar la excelencia, la innovación y la mejora de las tecnologías que conduzcan a una mayor producción de petróleo pesado rentable y segura. Precisamente como mo-tor de conocimiento, el World Heavy Oil Congress promete reunir en su 8va edición anual a las mentes más brillantes para compartir los últimos avances tecnológi-cos de negocio e ideas para proporcionar poderosas herramientas para la industria.

Los delegados visitarán a Calgary para disfrutar de ruedas de negocios que incluye paneles de discusión con participación de la

Desde su lanzamiento en 2006, el World Heavy Oil Congress se ha venido consolidando hasta convertirse en la mayor reunión del mundo de profesionales del petróleo pesado

A lo largo de 25 años este evento internacional ha servido a la industria del petróleo y gas con programas de alto nivel técnico para facilitar un valioso intercambio de información

industria y gobierno; dos días de conferen-cias técnicas con más de 130 presentaciones; almuerzos conferencias; desayunos y refrige-rios diarios; eventos de redes sociales por la tarde. También se ofrecerá la opción de ad-quirir un pase de un día para la conferencia y la exhibición, así como para eventos sociales.

La exposición de tres días presentará in-novaciones de vanguardia y productos y ser-vicios de más de 60 firmas internacionales.

World Heavy Oil Awards Los premios mundiales de petróleo

pesado reconocerán aquellas tecnologías siempre cambiantes en la industria del

petróleo y el gas. Empresas provenientes de todo el mundo tendrán la oportunidad de mostrar sus innovaciones y avances tecnológicos a través de estos premios, en las siguientes categorías:

• Mejor paper• Vinculación con la comunidad • Nuevas tecnologías en crudo pesado • Excelencia en perforación • Profesional joven • Trayectoria • Compañía de servicio del año • Compañía E&P del año Para mayor información: worldheavyoilcongress.com

Ampliando los esfuerzos de colaboración a largo plazo, la American Association

of Petroleum Geologists y la Society of Exploration Geophysicists anunciaron en 2014 un joint venture para presentar ICE a nivel mundial con el objetivo de pro-porcionar a sus miembros y a la industria global de petróleo y gas el mayor nivel de información sobre las ciencias de la tierra y las oportunidades para el intercambio.

El evento inaugural realizado de manera conjunta se realizó del 13 al 16 de Septiem-bre de 2015 en Melbourne, Australia, pero en Abril de 2016 ICE se trasladó a la ciudad de Barcelona, España y ahora en Septiembre a Cancún, México, con amplias expectativas

de contar con el apoyo de la comunidad mundial de ciencias de la tierra. Estarán presentes como sociedades anfitrionas la Asociación Mexicana de Geólogos del Pe-tróleo -AMGP y la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración -AMGE.

José A. Escalera Alcocer, Presidente de ICE 2016 comentó que las rondas de licitación y la reforma energética actual de México han despertado gran interés para los inversionistas lo que hará de ICE 2016 en Cancún “un entorno perfecto

para discutir oportunidades de negocio

en la exploración y producción en el

entorno competitivo impuesto por las

condiciones actuales de la industria”.

El tema de la conferencia será Explora-

ción de fronteras en un entorno competitivo. El programa técnico incluye una variedad de temas geológicos y geofísicos. Sesiones espe-ciales por país pondrán al día con los últimos acontecimientos en Argentina, Brasil, Co-lombia, México, Perú y Trinidad y Tobago. Los Foros dirigidos por reguladores darán ideas sobre los desafíos regulatorios para las actividades de exploración y desarrollo. También foros de las compañías petroleras nacionales e internacionales abordarán los retos y oportunidades dentro de sus propios países y en el ámbito internacional.

Para mayor información sobre ICE: cancun2016.iceevent.org

AAPG / SEGInternational Conference & Exhibition (ICE)Cancún, México – Septiembre 6-9

Calgary, Canadá – Septiembre 6-9


War

ehou

se

Schlumberger adquirirá unidades de tubería flexible de Xtreme Coil Drilling y Services Corp

Conexiones FireLock™ Installation-Ready™

La empresa anunció que entró en un acuerdo para adquirir unidades de tubería flexible de perforación de Xtreme, un proveedor con sede en Calgary

La nueva solución de Victaulic® diseñada para sistemas de protección contra incendios

Xtreme posee actualmente una flota de 11 unidades de tubería flexible ubica-

dos en Arabia Saudita y Estados Unidos. La transacción está sujeta a condiciones de cierre habituales y se espera que se cierre en el tercer trimestre de este año.

“Con la incorporación de los activos

de tubería flexible de Xtreme, continua-

mos nuestra búsqueda de hacer avanzar la

perforación en general y la eficiencia de la

intervención a través de la integración de la

tecnología para ayudar a nuestros clientes

a mejorar la producción a un menor costo

por barril”, dijo Sherif Foda, Presidente, Production Group, Schlumberger.

Tom Wood, CEO de Xtreme, destacó por su parte que la incorporación de la tecnología de tubería flexible de Xtreme a la cartera de Schlumberger será un factor clave para nuevos avances en la eficiencia de la perforación, especialmente en entornos difíciles en tierra.

Establecida en 2005, Xtreme opera en dos segmentos, Servicios de perforación de

pozos (XDR) y Servicios de bobina (XSR). Diseña, construye, posee y opera una flota de alta especificación plataformas de per-foración y unidades de servicio, así como tubería flexible con tecnología patentada, incluyendo inyectores de corriente alterna de alta capacidad de la bobina, capacidad de perforación profunda, sistemas de transporte modulares, y la integración continua of in-house de los avances en las metodologías.

www.xtremecoil.com

Victaulic, productor mundial de sis-temas ranurados de unión mecáni-

ca de tuberías, presentó las conexiones FireLock™Installation-Ready™ (No. 101 90° “Codo”, 102 “Pieza en T” y 103 45° “Codo”), diseñadas para sistemas de pro-tección contra incendios. Requieren menos piezas, lo que se traduce en una instalación más rápida y sencilla y un área de trabajo más segura y eficiente.

La sencillez del acople rígido FireLock EZ™ estilo 009N y la ventaja de ser una solución de una sola unidad hacen que las conexiones Victaulic FireLock Installation-Ready sean más rápidas y fáciles de instalar, sin necesidad de desarmarlas. Cuentan con menos pernos, comparada con una insta-

lación convencional que utiliza acoples y una conexión; así se quitan dos pasos del proceso de instalación y se minimiza el manejo de materiales, y el tiempo de

instalación de las conexiones disminuye a la mitad respecto a los convencionales.

Las nuevas conexiones reducen el núme-ro de piezas, minimizando el inventario del área de trabajo y el manejo de materiales. Además, no contienen piezas sueltas que se puedan caer o perder, lo que hace que el riesgo de lesión sea reducido.

“Las conexiones FireLock Installation-

Ready han revolucionado la planificación e

implementación de sistemas de protección

contra incendios, donde la seguridad,

la rapidez de instalación, la eficiencia y

la fiabilidad son esenciales”, dijo Susan Schierwagen, Directora de Acoples y Siste-mas de Supresión de Victaulic.

www.victaulic.com


War

ehou

se

Honey Kote™versátil compuesto de perforación

Materion presentó nuevas soluciones en 2016 OTC

Bestolife Corporation lanzó su más reciente innovación en compuestos de perforación basados en cobre premium, especialmente formulado para proporcionar protección máxima contra agarre, mortero y tensión de carga en el cuello del taladro y tuberías de perforación

utilizados en la industria del petróleo y gas

En el marco de la Offshore Technology Conference de este año, el proveedor global de materiales especializados para una amplia gama de aplicaciones industriales, lanzó dos nuevos productos Toughmet® que permiten mejorar el alcance, fiabilidad y precisión en

componentes del equipo de petróleo y gas

ToughMet® es una familia de aleacio-

nes de cobre-níquel-estaño de altas pro-piedades mecánicas y excelente resistencia al desgaste y a la corro-sión. Se utiliza en las aplicaciones más exi-gentes aeroespaciales, químicas e industria-les. Ofrece propieda-

garantizando alta resistencia a la corrosión, lubricidad y resistencia al desgaste bajo condiciones severas de carga.

ToughMet 3® TS 130, un nuevo temple de alta resistencia, aleación de cobre-níquel-estaño spinodal endurecido, ofrece un 10% mayor ductilidad y el límite elástico de 140 MPa. Este nuevo temperamento puede ma-nejar más tensión en las herramientas de per-foración direccional, sin irritar o corrosión.

ToughMet 3® Large Diameter Bar ofre-ce propiedades muy consistentes a lo largo de secciones transversales del material para una mayor versatilidad en más aplicaciones de petróleo y gas, incluyendo piezas de la

herramienta de perforación más grandes. En Septiembre de 2015, Materion introdujo ToughMet 3 Sucker Rod Couplings, pen-diente de patente, que extiende de manera significativa la vida de acoplamiento y pro-ducción de tubos. Fue probado por Hess Corporation en los campos petrolíferos de Dakota del Norte.

“Hemos modificado ToughMet para

obtener la resistencia y ductilidad que los

clientes necesitan”, dijo Bill Nielsen, Direc-tor de Marketing de Materion, al igual que han pedido ToughMet bars de mayor diá-metro para uso en aplicaciones adicionales.

www.materion.com/oilandgas

“Ofrecer un producto con máxima pro-

tección contra la corrosión y el desgaste

por agua permite a nuestros clientes elevar

el nivel de eficiencia incluso en los trabajos

de perforación más difíciles y exigentes”,

comentó Sharon White, Gerente de Ventas

Globales de Bestolife. “Desarrollamos Ho-

ney KoteTM como un producto versátil que

protege los cuellos del taladro y juntas de

herramientas bajo una amplia variedad de

condiciones extremas”. La fórmula Honey KoteTM resiste la

corrosión, proporcionando un beneficio adicional de protección de almacenamien-to a largo plazo para superficies roscadas en una variedad de condiciones. Se aplica fácilmente y no se escapa o derrama a

altas temperaturas ni se endurece durante el almacenamiento.

“Las condiciones de perforación son

más extremas que nunca, y prolongar la

vida del equipo nos motiva para innovar

con mejores productos”, indicó Jared Elliott, Presidente de Bestolife Corpora-tion. “Creemos que Honey KoteTM es un

importante paso hacia nuestra meta de

desarrollar productos que ayuden a nues-

tros clientes a operar con más eficiencia

y rentabilidad”.Este compuesto para alta temperatura

se formula y fabrica en conformidad con estrictos estándares de calidad a fin de ase-gurar que cumpla o supere todos los están-dares de la International Organization for

Standardization (ISO) y Ameri-can Petroleum Institute (API).

El producto ha sido probado con éxito a una presión de hasta 25.000 psi. Da una “apariencia y sensación” de cobre nuevo, y ha sido diseñado para máxi-ma eficiencia al ser aplicado en diversas condiciones. También está posicionado para ser más efectivo en función del costo que productos de la competencia.

www.honeykote.com

des superiores de fricción y desgaste, por lo que es un material ideal para cojinetes y rodamientos en aplicaciones exigentes,


La Junta Directiva de FMC Technologies anunció que Douglas J. Pferdehirt será el nuevo Presidente y CEO de la empresa a

partir del 1 de Septiembre, en sustitución de John T. Gremp, quien continuará sirviendo como Presidente del Consejo de Administración.

“Este es el momento perfecto para que Doug Pferdehirt se con-vierta en el próximo CEO de FMC Technologies” dijo Gremp. “Doug es un fuerte líder que ha demostrado su capacidad para traducir la visión y la estrategia en una sólida ejecución mientras la empresa sigue impulsando resultados a través de modelos de negocio integrados, tecnología innovadora, la estandarización y la ejecución al máximo”.

Luego de una exitosa carrera de 26 años con Schlumberger Limi-ted, Pferdehirt se unió FMC Technologies en Agosto de 2012 como Vicepresidente Ejecutivo y Director de Operaciones y fue nombrado Presidente en Mayo de 2015. En los casi cuatro años que ha estado en la compañía, ha ayudado a conducir y ejecutar muchos cambios estratégicos, incluyendo alianzas para el cambio en la industria con proveedores de servicios líderes. Bajo su dirección, FMC Technologies ha establecido una plataforma para la estandarización de la industria, la mejora de la ejecución y relaciones mejoradas con los clientes.

Gremp, actualmente CEO y Presidente del Consejo de Administra-ción de FMC Technologies, permanecerá en la junta como Presidente hasta que se retire en Mayo de 2017, momento en el cual Pferdehirt asumirá la posición de Presidente.

Francy Edith Ramírez Arroyave fue designada como nueva Vi-cepresidente Regional Sur de Ecopetrol, que agrupa las opera-

ciones que la empresa tiene en los departamentos de Tolima, Huila, Putumayo, Caquetá y Nariño.

Ramírez Arroyave es Ingeniero de Petróleos de la Universidad Surcolombiana, con especialización en Gerencia de Hidrocarburos, de la Universidad Industrial de Santander. Cuenta con más de 20 años de experiencia en Ecopetrol, donde ha ocupado diferentes posiciones, desde operativas hasta gerenciales. Viene de desempeñarse como Gerente Centro Sur en la Vicepresidencia de Activos con Socios. También estuvo varios meses encargada de la Vicepresidencia Regional Orinoquía.

Como Gerente Regional trabajó en el Magdalena Medio y Ca-tatumbo – Orinoquía. En el sur del país se ha desempeñado como Jefe del Departamento de Producción de Huila y Superintendente de Operaciones Putumayo.

Ramírez Arroyave asumió sus nuevas funciones el 16 de Mayo, en sustitución de Ricardo Ernesto Coral, quien inició funciones al frente de la Regional Central. Ella continuará con el reto de asegurar la sostenibilidad económica de las operaciones de Ecopetrol en el Sur del país, desarrollando nuevas oportunidades de negocio, manteniendo las políticas de austeridad y contribuyendo con el desarrollo de la región.

Francy RamírezVicepresidente Regional

Sur de Ecopetrol

Pedro ParentePresidente de Petrobras

Douglas J. Pferdehirt Presidente y CEO, FMC Technologies

Rogerio MendonçaPresidente y CEO,

GE Oil & Gas Latinoamérica

El 1° de Mayo Rogerio Mendonça asumió como Presidente y CEO de GE Oil & Gas Latinoamérica, con la responsabilidad

de impulsar los resultados del negocio en la región, profundizar la relación con los clientes, fortalecer las capacidades locales y liderar a los 4.500 empleados.

Rogerio se unió a GE en 2000 y desde entonces ha ocupado diferentes posiciones en áreas comerciales, ventas, servicios y ope-raciones. En 2013 fue nombrado Presidente de GE Transportation para Latinoamérica.

Antes de su ingreso a GE, trabajó para AB-Inbev administran-do las operaciones comerciales del negocio de alimentos y bebidas de la empresa en Brasil. Tiene una licenciatura en Economía y Comercio Internacional de la Universidad Federal de Minas Ge-rais de Brasil, y un posgrado en Marketing de la Universidad de California - EE.UU.

“Latinoamérica es una región con una creciente importancia para GE ya que nuestros clientes están buscando las mejores so-luciones y profesionales para optimizar sus operaciones. En GE, contamos con el más completo portafolio y la experiencia digital para convertirnos en el aliado clave para atender esta oportunidad”, comentó Mendonça.

Pedro Parente fue elegido para sustituir a Aldemir Bendine, en la Presidencia de Petrobras. Actualmente es Presidente del Consejo

de Administración de la bolsa brasileña BM&F Bovespa y fue Mi-nistro de Gabinete y Ministro de Minas y Energía en el gobierno del Expresidente Fernando Henrique Cardoso(1995-2002).

Según la prensa brasileña, Parente es considerado un buen articu-lador político próximo a la actual base del Gobierno y un “especialista en crisis”. El ingeniero coordinó el plan de emergencia del Gobierno en 2001 durante el llamado “apagón”, un periodo de racionamiento energético que afectó todo el país. También fue consultor del Fondo Monetario Internacional, trabajó en el Banco de Brasil y el Banco Central y coordinó la transición del Gobierno de Cardoso.

Parente posee un grado en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Brasilia (UNB). Fue Vicepresidente Ejecutivo (COO) del Grupo RBS. En 2010, se convirtió en Presidente y CEO de Bunge Brasil, posición que ocupó hasta 2014. En la actualidad es miembro de los consejos de SBR-Global y Grupo ABC, de la que es Presidente, y es Socio Director del grupo de empresas de consultoría y asesoría financiera Prada.

La sustitución de Aldemir Bendine deberá ser respaldada por el Consejo de Administración de Petrobras. El nuevo Presidente afirmó que no habrá “declaraciones políticas” en la compañía. La promesa pretende romper con las alianzas partidistas dentro de la empresa.

Gen

te


33JUNIO 2016 I Petroleum 317 33JUNIO 2016 I Petroleum 317

29 - 30 septiembrecongreso AcP 2016 – challenges & AnswersBogotá, Colombia - www.acp.com.co

16 - 21 OctubreseG International exhibition and 86th Annual MeetingDallas, Texas, USA - www.seg.org

19 - 20 Octubre - sPe Latin America and caribbean Heavy and extra Heavy Oil conference Lima, Perú - www.spe.org

24 - 27 OctubreRio Oil & Gas expo and conferenceRío de Janeiro, Brasil - www.riooilgas.com.br

02 - 04 noviembreIAdc Annual General Meeting - Arizona, USA www.iadc.org/event/2016-iadc-annual-general-meeting

18 - 19 noviembrePeru Oil & Gas congress Lima, Perú - www.petroleumshow.com

23 - 25 AgostoLIFe 2016 Landmark Innovation Forum & expoHouston, Texas, USA - www.landmark.solutions/LIFE2016

19 - 20 AgostonAPe veranoHouston, Texas, USA - www.napeexpo.com/shows

19 - 22 Junioconvención Anual y exposición AAPG - AceCalgary, Alberta, Canadá - www.ace.aapg.org/2016

01 septiembreGas congreso y exposición MéxicoVillahermosa, México - www.petroleumshow.com

07 septiembre3rd Annual Mexico energy summit - Ciudad de México, Méxicowww.marketsgroup.org/forums/mexico-energy-summit-2016

27 - 29 septiembreInternational Pipeline expositionCalgary, Alberta, Canadá - www.internationalpipelineexposition.com

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

2 0 1 6

10 - 12 AgostoHeavy Oil Workshop

Villavicencio, Colombiawww.spe.org.co/heavyoil2016.html

Revista Oficial

06 - 09 septiembreseG International

conference&exhibition, Ice Cancún, México

www.cancun2016.iceevent.org

Media Partner

06 - 09 septiembreWorld Heavy Oil congress

Calgary, Alberta, Canadáwww.worldheavyoilcongress.com

Media Partner

26 - 28 septiembreXII simposio Bolivariano

exploración Petrolera en las cuencas subandinas

Bogotá, Colombiawww.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

30 noviembre - 02 diciembreexpo Oil & Gas colombia 2016Bogotá, Colombia

www.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

Cale

ndar

io


Últi

ma

Pági

na

Para empezar podemos aseverar que el

futuro del gas natural está íntimamente

ligado a los objetivos y acuerdos en la COOP

21 de París sobre cambio climático. No es

posible siquiera acercarnos a los objetivos

trazados si no se impulsa mucho más el uso

del gas natural para reemplazar al carbón y

petróleo en la generación de energía eléctrica

y al petróleo y sus derivados en el segmento

transporte y donde el GNL y el Mini GNL

jugarán un rol preponderante.

El GNL viene tomando cada vez mayor re-

levancia en la oferta y demanda de gas natural

a nivel mundial. A finales de 2015, 34 países

importaban GNL comparado con 15 países

en 2005. La demanda de GNL se incrementó

en 2.5% el pasado respecto a 2014, a pesar

del reducido crecimiento económico mundial.

Por qué se prefiere al GNL sobre gasoduc-

tos? Primero porque los costos de licuefacción,

almacenaje y regasificación están reduciéndose

significativamente y también por la implosión

de GNL de menor escala llegando hasta el Mini

GNL. Segundo, porque es una fuente de abaste-

cimiento segura. Tercero, porque cada vez más

transacciones se dan en el mercado spot y ya no

únicamente en contratos de largo plazo. Cerca

al 30% de las transacciones de GNL mundiales

ya se hacen en el mercado spot y de corto plazo

y están tornando al producto en un commodity.

Contratar GNL en el mercado spot o de

corto plazo (a pesar de que pueden darse más

elevados precios dependiendo de la oferta

y demanda) ayuda a que los compradores

no necesariamente deben lidiar con tediosas

cláusulas de compra en firme (Take or Pay),

que puede facilitar el despacho eléctrico en

particular. Gas flexible es la denominación

en la industria para este tipo de gas natural.

GNL y los billonarios costos de la desintegración gasífera

Recientemente pudimos analizar en detalle el reporte estadístico 2015 del “Grupo Internacional de los Importadores de GNL” (GIIGNL) sobre los avances de la industria del Gas Natural Licuado, GNL, a nivel mundial. A continuación algunos datos, reflexiones y

un análisis del impacto en la ecuación gasífera del Cono Sur

Álvaro Ríos Roca*

Adicionalmente, en Sur América, el GNL

complementa muy bien la generación hi-

droeléctrica y solo se debe recurrir a mayores

importaciones cuando las lluvias son escasas.

Así lo ven varios países que están importando

o importarán cada vez más GNL como Brasil,

Chile, Argentina, Colombia y Uruguay.

Es interesante analizar que los países en

vías de desarrollo optan por la opción de

Floating Storage Regasification Units (FSRU)

y no los desarrollados. Estos son barcos que

reciben, almacenan y regasifican el gas natural

y que pueden trasladarse y usarse en otros des-

tinos, dejando atrás instalaciones fijas. Seguro

que tiene que ver con la seguridad jurídica de

los países. Brasil tiene 3, Argentina 2, Colom-

bia 1, Uruguay tendrá 1. Mientras en Chile las

dos terminales existentes son en tierra pero la

tercera que se estudia al sur es un FSRU.

En el lado de la oferta se han consolidado

como realidad el primer proyecto de Floating

LNG en Australia. Es sin duda un quiebre

tecnológico para un barco que produce gas,

lo licúa, lo almacena y permite despachar el

producto a otros barcos de GNL. Hay dos más

en construcción y en los años que vienen esta-

mos seguros se gestarán otros proyectos más.

Con 5 nuevos proyectos de licuefacción

en tierra, que entrarán en producción entre

2016 y 2018, USA se posicionará como

el primer productor de GNL flexible en el

mundo a partir de shale gas y desplazará a

Catar y aumentará la oferta en las cuencas

del Atlántico y Pacífico. Para el 2019, USA

tendrá disponible 9.6 billones de pies cúbicos

por día para exportar (es decir 9 veces el vo-

lumen del contrato Bolivia- Brasil a máxima

capacidad). Australia tendrá también nueva

capacidad de licuefacción en el Pacífico y

está desplazando a Malasia como el tercer

productor de GNL. Es decir que USA, Catar

y Australia tendrán gran parte del mercado

de GNL hacia el año 2020.

La sobre oferta y el menor crecimiento

económico hace pensar que por unos dos a

cuatro años más tendremos sobre oferta de

GNL en el mundo y que los productores se

pondrán agresivos para tomar nuevos mercado

en firme y spot y sin duda se lograrán mejores

precios que en la década pasada.

Como hemos anotado, el GNL importado

viene tomado nuevos mercados y las regasifi-

cadoras continúan instalándose en las costas

de Sur América. Y no es que Argentina, Brasil,

Bolivia, Perú, Colombia y Venezuela no tengan

gas para abastecerse e integrarse aún más por

gasoductos. El potencial gasífero en todos estos

países muy abundante. Lo que existe es un

marcado déficit exploratorio para atender la

demanda y por eso se debe recurrir cada vez

más a GNL importado.

Si tomamos los precios promedios del JKM

(7.4 US$/MMBtu) para las importaciones por

el Pacífico y los precios promedio del NPB

(6.5 US$/MMBtu) para al Atlántico del 2015

y los multiplicamos por los volúmenes reales

importados de GNL por Argentina, Chile y

Brasil llegamos a aproximadamente US$4.190

millones en importaciones que debían haberse

quedado en nuestra región.

Estos son los billonarios costos de la des-

integración energética regional y todo indica

que irán en aumento, debido a que nuevas re-

gasificadoras de GNL se construyen y estudian

y la exploración continúa rezagada.

* Actual Socio Director de Gas Energy Latin

America y Drillinginfo


junio 2016 - petroleum 317

Documents