Febrero 2014 - Petroleum 289

Febrero 2014

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Te c n o l o g í aE & PPerforación y Completación de Pozos Costa Afuera

La Reforma Energética en México y su impacto

Estudios de casos y experiencias exitosas

Colombia 2014

Bogotá • Noviembre, 04 - 07

Revista Oficial

A n á l i s i s

3Febrero 2014 / Petroleum 289

Febrero 2014Año 29, Nº 289

Portada:Operadores de BG Group durante una faena

en los campos de gas de Bolivia, país donde la empresa opera seis activos integrados en una

sola planta de procesamiento de gas (Cortesía: BG Group)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

In Situ Reporte

E&P

Análisis

Tecnología

Preview

Presentación de Libros sobrePerforación, Completación y Reacondicionamiento de Pozos

Petronacionalismo: NOC’s vs IOC’s

Estudios de casos y experiencias exitosas en exploración y producción

Reforma Energética en México: ¿Dónde impactará primero: en aguas profundas o en no convencionales?

Perforación y Completación de Pozos Costa Afuera

World Heavy Oil Congress

En un acto realizado en la sede de Petroleum en Maracaibo, fueron presentados los tres libros escritos con fines docentes por el Ingeniero Petrolero, Profesor y Asesor de Tecnología de Petroleum, Edmundo E. Ramírez López

Informe publicado por la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental, Funseam, acerca del rol actual y futuro de las compañías nacionales de propiedad estatal y las empresas internacionales de capital privado

La industria da cuenta de diversas historias de casos en la aplicación exitosa de tecnologías que mejoraron la eficiencia de las operaciones en ambientes altamente desafiantes

La exploración y producción de petróleo y gas en regiones costa afuera requieren estructuras y equipos más exigentes en calidad y costos, así como mayores inversiones y riesgos

New Orleans, USA • 5 - 7 de Marzo, 2014

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En un estudio de caso, intervalos de TCP fueron alargados de forma segura en pozos de aguas profundas en Brasil mediante el uso de software de última generación

Se analiza el impacto de la Reforma Energética MexicanaEdmundo Ramírez editó tres textos valiosos para la enseñanza petrolera

SECCIONES CORNISA4 CUADRANTE8 GENTE38 CALENDARIO40 ÚLTIMA PÁGINA42

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Contenido

Los principales planteamientos y expectativas en torno a este proceso que se desarrolla en México, y su posible impacto en áreas del negocio petrolero, con base en una charla ofrecida en el marco del Playmaker Forum organizado por AAPG en Houston

YPF impulsa la eficiencia en manejo e integración de datos

Mejora en el rendimiento de yacimiento en la cuenca Campos

Corrida exitosa de mecha en Argentina

Formaciones duras y abrasivas en los Llanos de Colombia

Halliburton establece récord latinoamericano en operaciones de disparo con TCP

Operaciones en tiempo real con control direccional en Venezuela

Completación multi-etapa en hoyo abierto para estimulación ácida

Intervención exitosa de limpieza de válvulas en México

LATINVE&P 2014Lima, Perú • 26 - 28 de Marzo, 2014

364th Colombia Oil & GasCartagena, Colombia • 2 - 4 de Abril, 2014

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4 Febrero 2014 / Petroleum 289

www.petroleumag.com

OFICINASCENTRALCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local OficinaMaracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261) 783 0389E-mail: [email protected] 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] Villamizar / Marketing ManagerCarrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. BogotáTel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 [email protected] Ricardo J. Soto / Global Marketing Director5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 [email protected]ésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

Jorge Zajia, Editor

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] Socorro, Directora [email protected] Perozo, Directora [email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor [email protected]ía Zajia, [email protected]óN GENERALMireille [email protected]óNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]óN Elena Valbuena [email protected]óN Freddy Valbuena [email protected] Arístides Villalobos / Cel: (58 414)629 2299 [email protected] ASESORES EDITORIALESEdmundo Ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Gas Natural

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved

Cornisa

CERAWeek 2014

E l encuentro por excelencia a nivel

mundial que le ofrece nuevas ideas,

propicia el diálogo y le da una visión com-

pleta del pasado, presente y futuro de la

energía, realizará su 32da edición del 3 al

7 de Marzo en las excelentes instalaciones

del hotel Hilton-Americas de la capital

mundial de la energía: Houston.

Daniel Yergin –Premio Pulitzer por su

libro The Prize y autor de The Quest- en

su calidad de Vice Chairman de IHS Ener-

gy –promotores y organizadores de la

conferencia- y Chairman de CERAWeek

2014, como ha sido habitual en los años

recientes de esta conferencia de clase

mundial, será el encargado de dirigir y

moderar los cinco días de la conferencia

que reúne a los más connotados líderes de

la energía a nivel universal.

Bajo el lema “Energía y la Nueva Com-

petencia Mundial”, CERAWeek 2014

se centrará en el ritmo acelerado de los

cambios en los mercados energéticos,

las tecnologías y la geopolítica, bajo la

óptica “del campo de juego competitivo

emergente” que se está desarrollando rá-

pidamente y que afecta a los países, las

empresas, las fuentes de suministro de

combustibles, la inversión, la logística,

el capital humano y la innovación tecno-

lógica, lo que –según la premisa de esta

conferencia-, representa un riesgo grande

para las empresas que buscan invertir en

su crecimiento a largo plazo.

Este año la discusión promete ser can-

dente y todos esperamos que los visiona-

rios y empresarios del más alto nivel reu-

nidos en el cónclave de CERAWeek 2014

despejen las incógnitas que requieren res-

puestas urgentes a temas álgidos como: el

futuro y permanencia en el tiempo de los

“no convencionales” en Estados Unidos y

el resto del mundo; la batalla del gas na-

tural por ganar una cuota prominente en

el mercado del transporte y la electricidad;

los modelos innovadores que están sur-

giendo; cómo afectará la geopolítica los

cambios de los patrones de la oferta y la

demanda; el rol que jugarán las energías

renovables en una época de austeridad fis-

cal; y, lo más importante y delicado, cómo

va a satisfacer la industria de la energía las

expectativas ambientales, la participación

de los interesados y generar la confianza

para obtener una licencia social que le

permita desarrollar sus actividades a largo

plazo y en armonía con el medio donde se

desarrollan sus actividades productivas.

CERAWeek, más allá de ser una confe-

rencia de muy alto nivel, realmente consti-

tuye un foro donde los participantes -que

son las mujeres y hombres que mueven

el negocio de la energía a nivel mundial-,

intercambian ideas y ofrecen sus solucio-

nes sobre los retos y riesgos tanto de los

productores como de los consumidores

y cómo responder a los cambios en los

precios y la disponibilidad de las diversas

fuentes energía.

Con toda responsabilidad y con la ex-

periencia ganada tras varios años de asis-

tir a este magno evento, podemos afirmar

que los conferencistas y delegados de CE-

RAWeek, juntos, explorarán los mercados,

la geopolítica, las regulaciones y las tec-

nologías, para asumir con éxito los retos

estratégicos para satisfacer las crecientes

necesidades energéticas de la humanidad.

CERAWeek 2014 reunirá a más de

2.500 líderes de las comunidades de la

energía, política, tecnología y finanzas,

que asistirán a unas 223 presentaciones

de boca de los más connotados represen-

tantes del mundo industrial, los gobiernos

y el pensamiento; además de 250 perio-

distas que representan a los más impor-

tantes medios de comunicación especiali-

zados en la energía.


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INdICE dE ANuNCIANTES

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El 9 de Marzo, Business Initiative Directions, BID Group, confererirá

su Premio Century International Quality ERA, en la categoría Platino a la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos por su compromiso a la calidad y la excelencia.

Después de haber recibido anteriormente un Premio Internacional BID a la Calidad, Acipet cuenta con el estatus de miembro honorario de BID, una organización cuya actividad principal está orientada a difundir la cultura de la calidad en empresas líderes en cada país. Cada año BID concede un galardón a las empresas, organizaciones y emprendedores que apuestan decididamente por la excelencia, la innovación y el liderazgo, en tres categorías, oro, platino y diamante. La entrega de la mención platino a Acipet se

galardonada con el Premio Century International Quality ERA

realizará durante la Convención Internacional CQE, a llevarse a cabo en el Centro de Congresos InterContinental de Ginebra.

BID respalda con sus programas corporativos a empresas de 179 países, que han recibido su premio a la calidad, atendiendo conceptos como: satisfacción del cliente, estrategias de comunicación, benchmarking, información y análisis, liderazgo, planificación de decisiones, recursos humanos, formación continua, procesos y producción, resultados económicos, ISO 9000 y TQM. Toda esta información que es obtenida por BID a través de los diferentes canales, incluida la encuesta on-line, es analizada por un Comité Internacional de Selección para elegir finalmente las empresas galardonadas.

Acceda a nuestro sitio web

Un reconocimiento a esta Asociación como motor de la calidad y la excelencia

www.spe.org/events/lacpec

www.cwccolombia.com

www.anh.gov.co


Cuadrante

La Cámara Petrolera de Venezuela - Capítulo Anzoátegui y el Grupo BG de Eventos organizan de manera conjunta el VI Congreso y X Exposición Internacional del Gas “La Industrialización de los Hidrocarburos”, del 26 al 28 de Marzo en Puerto La Cruz. El

evento busca promover la interacción del sector empresarial con Pdvsa, en cuanto al desarrollo de los proyectos en el Oriente del país. La Faja Petrolífera del Orinoco, el gas costafuera y el desarrollo de campos tradicionales requieren de una mayor participación del sector productivo nacional. El evento brindará información actualizada sobre el curso de estos proyectos y a la vez será una vitrina de la cartera de bienes, servicios y potencialidades del sector privado nacional. Para mayor información sobre cómo participar escriba a: [email protected], [email protected]

Statoil fue enlistada como la compañía No. 4 a nivel mundial y la No. 1 entre las del sector Energía, en el reconocido Ranking Global de las 100 Empresas más Sostenibles del Mundo. El anuncio fue hecho en el Foro Económico Mundial en Davos, por Corporate

Knights, de Canadá, en base a una lista inicial de 4.000 empresas y considerando 12 indicadores clave de rendimiento (KPI). “La sos-tenibilidad y la seguridad van de la mano, están en el corazón de la prosperidad del negocio y en las mentes de los líderes políticos y de negocios globales”, afirmó Hege Marie Norheim, Vicepresidente Senior de Sostenibilidad Corporativa de Statoil.

Maracaibo será la sede de SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2014, a realizarse del 21 al 23 de Mayo, bajo el lema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en

Petróleo y Gas”. Esta conferencia multidisciplinaria contará con la presentación de cerca de 200 artículos técnicos y 65 presentaciones cortas, tipo e-posters. Su programa enfatizará la gran cantidad de reservas en la región de Latinoamérica y el Caribe y su potencial de producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados y el potencial en sistemas petrole-ros de gas de esquisto y líquidos. Asimismo contará con una exhibición de productos y servicios, con los últimos avances y tendencias en E&P. Eulogio Del Pino, Vicepresidente de E&P de Pdvsa, será el General Chairperson de esta nueva edición de LACPEC.

Sintana Energy Inc. anunció que su subsidiaria Patriot Energy Oil & Gas recibió la aprobación de la licencia ambiental para el bloque VMM-37 en la Cuenca del Magdalena Medio de Colombia. En virtud de un acuerdo con ExxonMobil Exploration Colombia y

con la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, ExxonMobil adquirió una participación del 70% y es la operadora de este bloque, con planes de explorar y desarrollar los yacimientos no convencionales, en las formaciones La Luna y a mayor profundidad. Patriot retiene el 30% restante en el play no convencional, así como una participación del 100% en los recursos convencionales. Doug Manera, CEO de Sintana, comentó que con esta licencia ambiental los socios iniciaron la ejecución de un plan previo de perforación, cuyos resultados se darán a conocer en la medida en que los hitos sean alcanzados.

Petrobras informó que las reservas probadas en el presal aumentaron un 43%, mientras que la producción en esta frontera alcanzó el récord de 390.000 barriles diarios durante 2013, en comparación con las cifras de 2012. Desde 2007, la compañía viene incor-

porando volúmenes crecientes a sus reservas probadas en esta capa, que se extiende desde el sur del estado de Espírito Santo hasta el estado de Santa Catarina. Más de una cuarta parte de las reservas probadas de la compañía provienen del presal. El año pasado en esta zona fueron perforados unos 42 pozos. El excelente desempeño de las plataformas en producción en las cuencas de Campos y Santos favoreció el crecimiento de las reservas, siendo esta última la mayor contribuyente con el 51% de la producción.

Con la apertura de su nuevo Centro de Tecnología No Convencional y Productividad de Yacimientos en la Universidad de Petróleo y Minerales King Fahd (KFUPM) ubicada en Dhahran, Arabia Saudita, Halliburton da un paso importante en su objetivo de promover

la investigación y el desarrollo de soluciones para yacimientos convencionales y no convencionales que imponen grandes retos en esta región. La colaboración entre científicos de investigación y desarrollo de Saudi Aramco y Halliburton, junto con la participación de investigadores de KFUPM, permitirá que las soluciones que se desarrollen a nivel local puedan ser aplicadas rápidamente en los campos del Reino. Para Halliburton el establecimiento de este centro tecnológico multimillonario demuestra el compromiso continuo con la inversión en el Reino para la entrega de lo más avanzado en tecnología y pericia.

IFP Energies Nouvelles y el Centro de Tecnología de Repsol firmaron un acuerdo marco de colaboración para la realización conjunta de proyectos de investigación e innovación en el campo de la exploración y la producción. Con el fin de identificar nuevas reservas y

optimizar la producción, IFPEN actualmente desarrolla el software de modelado de cuencas y caracterización de yacimientos para pro-porcionar una mejor comprensión del subsuelo y ayudar a evaluar el potencial petrolero. Paralelamente Repsol adelanta una investigación tecnológica centrándose en aspectos desafiantes en modelado y caracterización de yacimientos, con aplicación a los proyectos clave de la compañía. La colaboración les permitirá validar y desarrollar estas tecnologías utilizando datos reales de los campos operados por la petrolera española, para su posterior aplicación en otros campos de investigación o servicios de exploración y producción relacionados.

PetroNova obtuvo la licencia ambiental para operar el bloque Tinigua, ubicado en la cuenca Caguán -Putumayo de Colombia. La licencia expedida por ANLA autoriza a PetroNova para perforar un máximo de 20 pozos exploratorios desde cinco diferentes

plataformas, e instalar facilidades en superficie para pruebas extendidas en caso de ser necesario. “Haber recibido esta licencia es un hito fundamental para PetroNova ya que nos permite avanzar en nuestro programa de perforación exploratoria en este activo de alto impacto dentro de nuestra cartera”, dijo Antonio Vincentelli, Presidente y CEO de la empresa. “ Con esta licencia, ya son cuatro los bloques de PetroNova en los que se han concedido licencias ambientales y están listos para la perforación exploratoria. A medida que avanzamos con la perforación en el bloque PUT-2, continuamos el trabajo preparatorio de perforar el primer pozo exploratorio en el prospecto Tinigua”.


In Situ

Presentación de libros sobre Perforación, Completación y Reacondicionamiento

de Pozos PetrolerosEn un emotivo acto realizado el 6 de Diciembre en la sede

principal de Petroleum, en Maracaibo, tuvo lugar

la presentación de tres libros escritos con fines

docentes por el ingeniero petrolero, profesor y Asesor

de Tecnología de Petroleum, Edmundo E. Ramírez López

Con una dilatada trayectoria profesional cargada de experiencias en los campos

petroleros de Venezuela, así como un des-tacado ejercicio en las áreas de la docencia e investigación, el Ingeniero de Petróleo Edmundo Ramírez López ha venido tra-bajando con constancia y pasión en hacer aportes significativos para la comprensión del conocimiento técnico petrolero.

Como parte de este esfuerzo, entre sus más recientes trabajos editoriales, se encuen-tran los títulos “Perforación, Completación y Reacondicionamiento de Pozos Petroleros”. Escritos con fines docentes y bautizados en un acto celebrado en las instalaciones princi-pales de Petroleum, en Maracaibo, los textos están disponibles como valiosas herramientas para que geólogos, geofísicos, ingenieros de yacimientos, ingenieros y operadores de construcción de pozos, ingenieros y opera-

Zory de Ramírez, Moraima de Ramírez, Edmundo Ramírez, Luis Villasmil, Roberto Muñoz y Richard Márquez, Director de la Escuela de Ingeniería de Petróleo de LUZ

dores de producción, ingenieros de diseño y planificación, estudiantes de carreras afines y lectores en general, puedan introducirse en los conceptos y aspectos básicos en estas áreas del conocimiento.

Graduado en la Universidad del Zulia en 1969, Ramírez López cursó estudios de Postgrado en Ingeniería Ambiental en esa misma casa de estudios, y de Ingeniería de Perforación en el antiguo CIED, de Pdvsa. Fue Profesor de Procesos de Campo en la Escuela de Petróleo de LUZ, en Cabimas; e Instructor de Medición, Deshidratación de Petróleo y Clarificación y Disposición del Agua Asociada, en el CIED.

Su amplia experiencia en campo, incluye posiciones operativas, supervisoras y ge-renciales en Pdvsa, en las áreas: Ingeniería, Tecnología, Operaciones de Perforación, Ingeniería y Operaciones de Producción,

Ingeniería de Yacimientos, Operaciones y Mantenimiento de Patios de Tanques, Oleoductos y Terminales de Embarque de Petróleo, Comercio y Suministro de Petró-leo, Planificación y Gestión de la Calidad y Auditoría ISO 9000. Fue Jefe de Taladro de Perforación para Pdvsa – Exxon Mobil en el Centro y Sur del Lago de Maracaibo; para Sinovensa (Pdvsa - CNPC) en la Faja Petrolífera del Orinoco y también para PetroCumarebo (Pdvsa – Vinccler) en La Vela de Coro.

Expresidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo SVIP - Seccional Maracaibo, y conferencista en diversos eventos de Ingeniería, Ramírez actualmente es Asesor de Petroleum, colaborador muy preciado de esta casa editorial.

Construcción y Reacondicionamiento de pozos

El experto petrolero considera que el pozo petrolero más sencillo requiere de la inversión de un millón de dólares, por lo que su construcción debe siempre respon-der a un riguroso ejercicio de planificación, ejecución y puesta en operación, a fin de disminuir los problemas operacionales y mejorar el control de costos.

El primer libro “Perforación de Pozos Petroleros”, detalla cada etapa del proceso de planificación y ejecución, que abarca la


Roberto Muñoz, Edmundo Ramírez, Jeanette de Vilma, Mery de Peralta, Ricardo Peralta, Olga de Román, Luis Villasmil, Moraima de Ramírez, Richard Márquez, Mireille Socorro, Ana Valbuena y Francis Rincón durante el bautizo de los libros por el sacerdote Danny Medina

visualización, conceptualización (ingeniería básica) y diseño (ingeniería de detalle).

“Todo lo anterior es relevante, porque los recursos de hidrocarburos cada vez se alejan más de la producción fácil, en este sentido pro-ducirlos conlleva una buena planificación que incluya la conformación y coordinación de un número significativo de equipos de profesio-nales especializados y multidisciplinarios”.

El segundo libro “Completación de Pozos Petroleros” está dedicado a la fase de terminación de un pozo, entendida como el conjunto de trabajos que se realizan después de alcanzar la profundidad final, en un pozo nuevo y como finiquito de un proceso de reparación y rehabilitación de un pozo vie-jo, para dejarlo en condiciones de producir eficientemente, los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. En este, el autor recoge además sus experiencias en diversas áreas operativas de Venezuela, así como toda las normativas API y operacionales de compañías involu-cradas en la actividad de completación y reparaciones de pozos a nivel mundial.

Cómo se lleva a cabo el proceso de reacondicionamiento, rehabilitación o

reparación de un pozo es explicado en un tercer libro, que aborda aspectos claves para alcanzar resultados exitosos en esta etapa. Incluye los diferentes tipos de reacondi-cionamiento (temporal o permanente), la descripción de los equipos utilizados y la selección de pozos candidatos.

“Reacondicionar un pozo problema, es una alternativa de mejorar el potencial de producción o inyección del campo y aumen-tar el recobro de reservas del yacimiento, de manera, que una buena administración

operativa de un campo petrolero, debe incluir una permanente actualización de la cartera de los pozos problema, debidamente identificados con el tipo de trabajo que se le debe realizar para mejorar su condición y contribuir con el potencial de producción”.

El contenido de las tres publicacio-nes se presenta en términos amigables y digeribles para el lector, con el propósito fundamental de contribuir a la enseñanza y adiestramiento en estas tres actividades operativas del negocio petrolero.

In Situ



Estudios de casos y experiencias exitosas en E&P

E&P

YPF impulsa la eficiencia en manejo e integración de datos

La industria da cuenta de diversas historias de casos en la aplicación exitosa de tecnologías por parte de empresas de servicio en soporte a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en diferentes regiones de América Latina. Se presentan algunas experiencias exitosas que demandaron soluciones para mejorar la eficiencia de las operaciones en ambientes considerados altamente desafiantes

Datos de exploración convencionales son integrados en el contexto de un proyecto, mejorando significativamente la colaboración, mediante la implementación del entorno de conocimiento Studio E&P

El entorno de Studio proporciona a YPF datos integrados a cualquier escala, desde la evaluación de cuenca de Neuquén hasta la identificación de prospectos

vital para maximizar la productividad. Sus geocientíficos e ingenieros pueden ahora encontrar, revisar y utilizar la informa-ción de exploración, en el contexto de sus flujos de trabajo. Todos los datos residen en este entorno centralizado y totalmente integrado. La colaboración ha mejorado significativamente ya que los miembros del equipo pueden comunicarse a través de mensajería instantánea, compartir sesiones con expertos, y agregar conocimientos.

Con Studio, el conocimiento es captu-rado y retenido, disponible para futuros equipos y también personal nuevo. YPF

La empresa petrolera nacional de Argentina YPF ha generado

un importante volumen de datos de los proyectos relacionados con sus estudios de exploración en la Cuenca Neuquina, cuyos depósitos de esquisto están siendo explorados. Esta cuenca alberga el sistema petrolero Vaca Muerta, que comprende capas gene-radoras de hasta 1200 m de espesor.

Para el grupo de exploración no convencional de YPF fue un desafío el almacenamiento y la integración de

puede utilizar aplicaciones para administrar, buscar, corregir y organizar los datos de ex-ploración y producción. Pueden evaluar rá-pidamente el estado de su ambiente, incluida la determinación del estado del repositorio, la revisión de la actividad reciente del usua-rio, y la identificación y la realización de tareas críticas de administración de datos.

“Los beneficios han sido tan significati-vo que nuestro equipo de dirección decidió ampliar el alcance del proyecto a otros objetivos de la cuenca”, comentó Fernanda Raggio, Senior Geologist, Unconventional Exploration Team Leader, YPF.

grandes volúmenes de datos de exploración no convencionales. La compañía necesitaba asegurarse de que el conocimiento pudiera ser fácilmente conservado y que el control de calidad fuera fundamental para cualquier nuevo sistema.

El equipo implementó el entorno de conocimiento Studio E&P de Schlumber-ger, con el cual los datos de exploración de YPF fueron validados, se comprobó la calidad y se introdujeron en el sistema. Studio permitió al grupo de YPF gestionar la información de una cuenca a escala pers-pectiva y a la vez capturar conocimiento


E&P

Petrobras mejora rendimiento de yacimiento en la cuenca de CamposLa evaluación geomecánica integrada predice parámetros críticos en el manejo óptimo de pozos en aguas profundas de Brasil

La plataforma de software Petrel E&P se usó para crear un modelo mecánico del subsuelo en 3D de un pozo de Petrobras. Las superficies horizontales corresponden a horizontes geológicos, y las superficies verticales representan algunas de las principales fallas

En un reciente proyecto costafuera en Bra-sil, Petrobras quiso estudiar un yacimien-

to fallado de arenas turbidícas en la cuenca de Campos, donde se necesitaba evaluar el impacto de un proyecto de inyección de agua. La mayoría de los campos de esta zona pre-sentan propiedades geomecánicas que limitan la presión de inyección de agua, en este caso, la presión máxima estaba limitada a 1015 psi [7 MPa] por encima de la presión inicial del depósito, lo que llevó a una pérdida de la tasa de inyección con impacto en la producción y la recuperación de petróleo.

La compañía buscaba una solución que le permitiera obtener una mejor predicción de los cambios de esfuerzo y de la deformación inducidos por la producción e inyección, por lo que optó por trabajar en estrecha colabo-ración con Schlumberger.

El análisis requirió un modelo numérico que vinculara la geomecánica con el flujo del fluido en el medio poroso, la inyección y el comportamiento de la falla. Para verificar la presión máxima de inyección a ser aplicada de forma segura en el campo, se realizó un estudio de la geomecánica del yacimiento, y de manera conjunta, los equipos recolectaron toda la información, analizando los datos sís-micos originales, incluyendo el historial de ex-ploración, pozos perforados y la información de registro. Desde este punto de partida, fue posible desarrollar un modelo mecánico del subsuelo (MEM) cuantitativo en 3D mediante el uso de la plataforma de software Petrel E&P que vinculó la interpretación sísmica a un modelo estratigráfico amplio, incluidas las superficies estructuralmente complejas, tales

como fallas, domos de sal y lentes. Se calculó el estado del esfuerzo en diferentes momentos utilizando un método de acoplamiento de dos modos, que vincula el software de modelado geomecánico de yacimiento VISAGE y el software de simulación de yacimientos ECLIP-SE. Los cambios de presión calculados por ECLIPSE, y los cambios de deformación por el software VISAGE, son usados para actualizar la porosidad y la permeabilidad de cada parte del yacimiento, en el software ECLIPSE.

La evaluación experta del modelo MEM encontró que las fallas ya habían sobrepasa-do la superficie de colapso en la etapa de pre-producción, por lo tanto, se concluyó que el clásico concepto -cuando la presión de poro

se incrementa en la inyección por encima de

un valor crítico, se alcanza la curva de falla

y se define la presión de reactivación de la

falla- no era aplicable a este campo específico.Schlumberger y Petrobras evaluaron la dis-

tribución de las altas deformaciones plásticas a lo largo de las fallas, y anticiparon las zonas de escape. Se recomendaron las fallas que debían evitarse mediante pozos de inyección para re-ducir el riesgo de reactivación y el agotamiento del yacimiento, lo que causaría cambios de esfuerzo in situ tanto en el yacimiento como en las secciones de roca de cubierta.

Se identificaron posibles pérdidas en rela-ción con la integridad de la completación du-rante la producción, conocimiento que sirve de apoyo directo a las operaciones de perforación y manejo de yacimientos, sobre todo cuando se perfora en lugares con alta porosidad y gran agotamiento, donde pueden surgir problemas de arenamiento e integridad del pozo.


Corrida exitosa de mecha en ArgentinaE&P

Primera mecha Kymera Hybrid de 12 ¼ pulgadas fue corrida exitosamente por Baker Hughes, con el ahorro de un tiempo operacional de 75 horas, durante la perforación de un pozo de tight gas en Río Neuquén

Un operador de pozos verticales de tight gas en la Cuenca Neuquina, al oeste

de Argentina, necesitó disminuir los costos de perforación y mejorar la eficiencia de la perforación en la formación Punta Rosa-da, debido a costosos viajes ocasionados por prematuros daños en la mecha PDC. Esta formación compuesta por areniscas consolidadas de granos finos a gruesos, normalmente era perforada con dos o tres mechas de seis a siete aletas con cortadores de respaldo y una tasa de penetración muy baja (entre 6 a 9 pies/hora).

Para salvar viajes y mejorar la ROP en esta sección complicada, Baker Hughes recomendó la mecha de tecnología híbrida Kymera Hughes Christensen de 12 ¼ pulg. y de tres aletas, con cortadores de 16 mm en la fila primaria y de 13 mm de respaldo, cuyo rendimiento fue mucho mayor que los offsets, a pesar de que perforó una larga

distancia. La ROP final de la corrida fue 21 ft/hr (6.38 m/h) y el metraje de 1.346 pies (408 m). Resultó ser la corrida más rápida al entrar, perforar y alcanzar la profundidad

total dentro de la formación Punta Rosada. El operador ahorró tres días en compara-ción con el pozo más cercano, y alcanzó dos veces la ROP.

Rio Neuquén Field - drilling Time


Formaciones duras y abrasivas en los Llanos de ColombiaE&P

Con éxito fue completado un intervalo desafiante en dos viajes con la misma mecha, mientras que pozos vecinos requirieron tres o cuatro mechas

En otro caso reportado por Baker Hughes, un operador en los Llanos

colombianos requirió mayor durabilidad en la mecha para perforar las desafiantes formaciones Barco y Guadalupe. En expe-riencias previas en pozos cercanos se utili-zaron mechas PDC, TCI (tungsten carbine insert) y Outdated Impregnated, las cuales mostraron dificultades en el desempeño den-tro de estas formaciones, duras y abrasivas.

En un siguiente pozo, Baker Hughes propuso la mecha Hughes Christensen iRev™ de 14¾ pulgadas impregnada de diamante con un sistema TruTrak™ y un motor Navi-Drill™ X- treme™ HS de alta velocidad (0.93 rev/gal). Esta combinación perforó 108 pies (32,9 m) en 4,9 m/h (1,5

km/h). En el segundo viaje, la mecha se reutilizó en un motor Navi-Drill X- treme LS de baja velocidad (0.15 rev/gal) ensam-blada con el sistema TruTrak.

Este conjunto de fondo (BHA) perforó 665 pies (202,6 m) en 3,9 m/h (1,2 km/h). En general, la mecha iRev y el BHA per-foraron 773 pies (235,6 m) en 4 ft/hr (1,2

Con la mecha de diamante impregnado iRev, a medida que los diamantes en las capas superiores se desgastan, se exponen nuevos diamantes para mejorar el rendimiento de la mecha

m/h) y con éxito completaron el intervalo a través de estas formaciones difíciles. Al sacar la mecha del hoyo, estuvo en mejores condiciones en comparación con las TCI y otras mechas utilizadas en pozos vecinos. La iRev exhibió un desgaste uniforme a través del perfil de la mecha, con diamantes afilados sobre la superficie de la matriz.


Después de semanas de

planificación y simu-lación, con la detonación en forma segura de una sarta de pistolas a lo largo de 303 metros, un operador en la zona ahorró los costos de una corrida adicional en aguas profundas.

Si bien las operaciones de disparo en intervalos de producción más largos ahorra viajes y tiempo de equipo, si estos trabajos no son debidamente planificados, la carga explosiva puede dañar los componentes del pozo y en última instancia, aumentar los costos de los operadores, sin posibilidad de obtener ahorros. Por lo tanto, es fundamen-tal predecir con mayor exactitud las cargas explosivas y cómo podría reaccionar el pozo.

Un operador en Brasil junto a Hallibur-ton establecieron un récord de operaciones de disparo (cañoneo) para Latinoamérica en un pozo de aguas profundas con 303 metros de pistolas de 7 pulgadas, cargadas con 12 disparos por pie, lo que prácti-camente duplicó el récord anterior de Halliburton en Brasil de 153 metros. El pozo tenía una profundidad total de 5.337 metros. Solamente un viaje de ida y vuelta podría tomar de cinco a seis días (más de un millón de dólares por día). De manera que había un incentivo financiero para las

El cambio en el comportamiento del pozo dio garantía del sello de los sistemas de aislamiento Swellpacker®

operacio-nes de dis-paro en los 303 metros en un solo viaje.

El software de simulación ShockPro™ y una minuciosa prepa-ración dio como resultado el ahorro de una suma adicional de cinco a seis días de tiempo de taladro en aguas profundas. Las simulaciones anteriores habían mostrado detonaciones demasiado arriesgadas, y el operador había tenido que perforar en dos viajes. Pero en cambio, estas simulaciones demostraron que algunas modificaciones hechas muy fácilmente al plan, darían al operador la confianza que necesitaba para seguir adelante. La dinámica de fluidos computacional ayudó al operador en Brasil y a Halliburton, comprender las fuerzas que podrían exceder los índices de tracción de los componentes del pozo, y saber qué hacer para que el yacimiento absorbiera estas fuerzas.

superior y aislar el liner para elimi-nar la zona de baja presión. La zona de pérdida de fluido presentó un problema al realizar las operaciones de cemen-tación en el revestimiento de 7 pulgadas. El cemento en los 200 metros de la sección horizontal causó daño a la formación, y el operador se vio forzado a perforar esta zona en un hoyo abierto.

El sistema de aislamiento Swellpac-ker® de Halliburton suministró un mé-todo confiable para el aislamiento zonal. Se usaron cuatro de estos sistemas para aislar todas las zonas detrás del liner. Los sistemas dividieron la sección vertical en tres secciones de 40 metros por separado.

El pozo completado con la tecnología Swellpacker fue puesto en producción sin necesidad de inducirlo con nitrógeno, una práctica muy común en este campo. El cambio en el comportamiento del pozo dio garantía del sello de los sistemas utili-zados. La producción del pozo fue mayor a la esperada, al rendir más de 10.000 bpd, lo que excedió el estimado de 8.000 bpd. Esta misma aplicación fue hecha en otros tres pozos del mismo campo con resultados positivos.

Pozo aumenta expectativas de producción

En un gran pozo productor de petróleo en Latinoamérica, preocu-paba la pronta irrupción de la producción de agua y gas debido a la alta permeabilidad del intervalo productor. Se necesitaba sellar la parte superior del liner (tu-bería de revestimiento) para prevenir la entrada de gas desde la zona


E&P

Operación en tiempo real con control direccional aumenta drenaje y mejora la producción en VenezuelaServicios de datos en tiempo real mejoraron la toma de decisiones en tiempo crítico mediante la entrega de información crucial del pozo dentro de un entorno de colaboración

En un caso histórico reportado por Weatherford en Venezuela, el objetivo

fue perforar un pozo horizontal y navegar a través de la arena S5, con un espesor de 15 pies (4,5 m) dentro de la formación Oficina, en el campo Dobokubi, tradicionalmente asociado con petróleo pesado, en la Faja del Orinoco. Sobre la base de estudios previos del yacimiento, el verdadero espesor de la arena era de 2 pies (0,6 m).

La sección fue perforada utilizando el sistema rotatorio direccional (RSS) Revolution con el sensor de rayos gamma azimutal espec-tral SpectralWave™ y el sensor de resistividad de multifrecuencia (MFR™). Se estableció asi-mismo un Centro de Operaciones en Tiempo Real (RTOC) para monitorear y analizar el historial de datos del campo. Considerando el espesor imprevisto de la arena perforada, el operador recibió apoyo técnico durante la planificación y ejecución del pozo.

Como resultado, los datos en tiempo real de SpectralWave y el MFR permitieron al operador definir el espesor real de la arena perforada, optimizar la trayectoria y la profundidad vertical verdadera (TVD) de la navegación. Asimismo fue capaz de completar la sección en un viaje, optimizar la recuperación de petróleo mediante el incremento del área de drenaje y acelerar la producción, todo al utilizar el RTOC de Weatherford así como sus servicios de per-foración direccional.

En esta operación, el RSS Revolution uti-lizó tecnología en la punta de la mecha para un control direccional preciso dentro de una pequeña capa del yacimiento, optimizando la ubicación del pozo.

Registro de datos mediante transportador Compact™ en pozo altamente desviado

Otro caso, esta vez en arenas consolida-das en el campo de Iguana Zuata, Venezuela, el objetivo fue obtener información de alta calidad de la evaluación de la formación (resistividad, densidad, neutrón y rayos

gamma) en un pozo desviado, cuya geometría impedía al operador llegar a la profundidad total (TD) mediante métodos de explotación convencionales.

Utilizando su Transportador Com-pact™ (Compact™ Well Shuttle, CWS) en modo memoria, Weatherford desplegó las siguientes herramientas de registro: Com-pact Dual Laterolog (MDL), Compact Dual Neutron (MDN), Compact Photodensity (MPD), Compact Microimager (CMI), y Compact Gamma Ray Sub (MGS). Sin la limitación de cable eléctrico las herramien-tas fueron bajadas a 532 pies (162 m) y

alcanzaron con éxito la profundidad total 3.427 pies (1.045 m). Los datos de alta resolución permitieron al operador estu-diar las fracturas y la porosidad efectiva, así como analizar el hoyo en 3D en este pozo altamente desviado y luego utilizar esta información para diseñar y mejorar el programa de completación.

Finalmente se proporcionó una evalua-ción exitosa, donde se consideraba imposible efectuar registros mediante técnicas con-vencionales. El operador consideró utilizar esta solución en otros pozos horizontales ubicados en este campo.


Transportador Compact™ (Compact™ Well Shuttle, CWS)


E&P

Completación multi-etapa en hoyo abierto para estimulación ácida en pozo costafueraEmpacaduras mecánicas permitieron a un operador en Brasil estimular con ácido un pozo costafuera y a la vez enfrentar la producción de agua

Avances en perforación direccional y completación en múlti-etapas han

permitido el desarrollo de las reservas submarinas en la cuenca Campos de Brasil, principalmente en la sección cretácea de la acumulación Waimea, al sur de esta cuenca.

Un operador en la zona deseaba dividir el pozo en etapas con el fin de distribuir eficazmente la estimulación ácida a lo largo de la totalidad del pozo lateral, por tanto, requirió una completación en múlti-etapas con aislamiento probado. Era una

preocupación la producción de agua en el extremo del pozo por lo que era necesario mitigar la producción de agua después de la estimulación. La presencia de sulfuro de hi-drógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) presentó retos adicionales para el diseño de la completación en esta formación, ya que en su forma acuosa son ácidos y corroen los aceros convencionales. Packers Plus ayudó a superar los retos de esta operación, en base a su experiencia en completaciones múlti-etapas a hoyo abierto.

Se utilizó empacaduras (packers) mecánicas por su capacidad de tolerar presiones mayores lo que permitiría una presión de estimulación elevada. El dise-ño final incluyó empacaduras mecánicas Packers Plus RockSEAL® II de elemento de empaque doble, corridas conjunta-mente con mallas premium. El sistema fue fabricado con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) para garantizar su integridad después de la instalación.

Las empacaduras RockSEAL II son asentadas presurizando el revestidor (liner). Como el operador optó por usar mallas, fue necesario buscar otra alternativa. Para po-

der asentar las empacaduras, fue corrida una sarta interior en el pozo, simultáneamente con el revestidor (liner) hasta la profundidad del pozo. Esta sarta incluyó un tubo liso a ambos lados del tubo perforado. Mientras se sacaba la sarta interior, los tubos lisos eran alineados con las conexiones colocadas encima y debajo de cada empacadura con el fin de formar un sello, para luego bombear el fluido por el tubo perforado y de esa ma-nera presurizar y asentar las empacaduras.

Una vez asentadas las empacaduras indi-vidualmente, el operador logró estimular el pozo con ácido utilizando una sarta interior similar para sellar con un tubo liso la co-nexión encima de cada etapa, de manera de estimular secuencialmente las ocho etapas a lo largo del hoyo horizontal de 1.000 me-tros. La estimulación fue ejecutada a 1.500 psi con el fin de aumentar la permeabilidad efectiva al limpiar la formación para asegu-rar el recobro óptimo de petróleo.

Como resultado la prueba DST (Drill Stem Test) mostróuna tasa potencial de producción de 40.000 barriles diarios de crudo de 20° API, con un caudal de flujo estimado de 20.000 b/d.

La empacaduras (packers) RockSEAL II fueron corridas conjuntamente con mallas premium


E&P

Intervención exitosa de limpieza de válvulas en MéxicoUna experiencia demostró la capacidad de Welltec de realizar una operación de limpieza diez veces más rápido que otras alternativas de la industria

Al probar una válvula de seguridad de

fondo de pozo (SSSV) en un pozo cos-

tafuera de México, un operador descubrió

depósitos a escala que impidieron el sello de

la SSSV en la posición cerrada. Después de

considerar alternativas, requirió una solu-

ción que evitara los costos asociados con la

movilización de un equipo de perforación y

la extracción de los componentes del pozo.

Se movilizaron las herramientas Well

Cleaner® Wishbone Honer (WBH) y Well

Tractor® de Welltec para reparar la válvula

en el sitio. Era importante que la válvula

charnela permaneciera abierta durante el

funcionamiento del Well Cleaner WBH

para acceder a la zona a limpiar. Para ase-

gurar una operación exitosa, la herramienta

tendría que eliminar los restos que estaban

atascados en la zona expuesta por el tubo de

flujo en la posición abierta. Los escombros

impedían el cierre completo de la SSSV lo

que limita su capacidad de mantener la

presión como debería.

Tres SSSV fueron limpiadas para este

operador latinoamericano, con la debida re-

cuperación del cierre hermético de cada una

de las charnelas sin perturbar la producción

o terminación. La experiencia demostró la

capacidad de Welltec de efectuar una opera-

ción de limpieza diez veces más rápido que

otras alternativas de la industria.

Las intervenciones tuvieron éxito. La

primera SSSV fue limpiada en 18 horas

de tiempo sin incidentes que reportar, evi-

tando al operador la obligación de sacar

las válvulas, lo que habría tomado más de

una semana por válvula, la movilización

del equipo de perforación y tolerar una

producción diferida.

Al hacer la limpieza, se logró ahorrar

94% de tiempo en comparación con lo que

tarda reemplazar una SSSV.

Durante las labores de limpieza se utilizó la herramienta Well Cleaner® Wishbone Honer (WBH)


Análisis

AntecedentesEn 1904 se descubrió petróleo en México

en cantidades comerciales en el Ébano - Pro-vincia de Pánuco, Cuenca de Tampico.

El descubrimiento de “The Golden Lane” (Faja del Oro) en 1908, llevó a México a extraer 385.240 barriles diarios de petróleo en 1924 y a convertirse en el segundo productor más grande del mundo.

En 1938 la negativa de las compañías petroleras internacionales de acatar los decretos legales del Gobierno llevó a la expropiación de sus propiedades, la nacio-nalización de la industria y a la creación de Petróleos Mexicanos, Pemex.

A partir de 1940 hasta principio de los 70s México apenas tuvo algunos descubrimientos sobre todo en la Cuenca Tampico - Misantla, pero con los hallazgos en el Mesozoico de la Cuenca del Sureste, las reservas se incremen-taron a 73 Bbo (mil millones de barriles de petróleo) y la producción a más de 2,7 millo-nes de barriles diarios en 10 años.

Como efecto colateral de los descubri-mientos, a todos los efectos prácticos, la exploración fue suspendida entre 1980-2001, por lo que las reservas declinaron y no se encontraron nuevos campos de desarrollo importantes. La perforación exploratoria como reflejo de la inversión da cuenta de unos 4.844 pozos explo-ratorios en el periodo 1938-2009. Así que cuando Cantarell entró en una fuerte

En una reciente conferencia ofrecida de manera magistral por Claudio Bartolini, Senior Exploration Advisor,

Repsol USA, se proporcionó un análisis completo de los principales planteamientos de la actual Reforma

Energética que tiene lugar en México, las expectativas en torno a este proceso y su posible impacto en áreas del

negocio petrolero. En estas páginas se esboza parte de esta charla atendida en el marco del Playmaker Forum,

realizado el 23 de Enero en Houston, bajo el auspicio de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG

caída en 2004 los únicos volúmenes importantes que podían ser puestos en producción eran Ku-Maloob-Zaap y Chicontepec con los que

Reforma Energética en México ¿dónde impactará primero: aguas profundas o no convencionales?

nal de petróleo y será capaz de participar en empresas conjuntas y contratos con terceros como lo considere oportuno para cumplir con sus estatutos.

Artículo 27. Los recursos de petróleo y gas pertenecen plenamente a la Nación, sin embargo, el Estado podrá contratar a terce-ros para su exploración y producción. Los hidrocarburos en el subsuelo pertenecen a la Nación lo que se expresará explícitamente en todas las licencias y contratos.

Artículo 28. A pesar que la exploración y producción de hidrocarburos son activi-dades estratégicas ya no se llevarán a cabo exclusivamente por el Estado como un monopolio. Un fondo fiduciario adminis-trará las ganancias, después de impuestos, generadas por las licencias y contratos.

Como parte del decreto de la Reforma se establecieron varios términos:

• La ley ya está en marcha y convierte a Pemex en una “Empresas Productivas del Estado”.

Los modelos de contratos, ahora permiti-dos son: i) Servicios pagados en efectivo, ii) Participación en las ganancias pagada con un porcentaje de las ganancias, iii) Reparto de la producción pagada con un porcentaje de la producción, iv) Licencias, pagadas en efectivo al Estado por el contratista, y v) Cualquier combinación de los anteriores.

no fue posible compensar la pérdida de producción. De tal modo que la pérdi-da neta de México fue de sólo 800.000 barriles diarios, gracias al desarrollo de Ku-Maloob-Zaap, de lo contrario la merma total habría sido de 1,7 millones de barriles diarios. La producción bajó independientemente de la creciente inver-sión en exploración y producción.

¿Qué dice la Reforma?El 20 de Diciembre el Presidente de

México firmó modificaciones a la ley cons-titucional fundamentales para el sector ener-gético que tienen que ver con el petróleo, el gas y la electricidad.

Artículo 25. Establece la exclusividad del Estado en la dirección de áreas estraté-gicas, tales como los recursos de petróleo y gas y sus actividades, y tendrá la propiedad y control de “Empresas Productivas del Estado” con la ley que norma su gestión, organización, funciones, procedimientos de contratación y regímenes de recompensas, garantizando la eficacia, la eficiencia, la honestidad y la transparencia, a ser dictadas por las mejores prácticas. Pemex se conver-tirá en una entidad con las condiciones para operar como cualquier empresa internacio-


Análisis

• La ley establecerá las contribuciones y regalías que deben pagar a la Nación por los productos extraídos.

• Las empresas pueden registrar para fines contables y financieros, los beneficios esperados de sus licencias o contratos, pero no las reservas.

• Pemex tendrá la primera opción en las licencias y puede operar con la participa-ción de empresas privadas. La Secretaría de Energía (SENER) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) seleccionarán a los socios y manejará y controlará los contratos.

• Los contratos y las licencias tendrán un “Contenido Nacional”.

• Las actividades de EyP (y electricidad) tendrán preferencia sobre cualquier otro uso del suelo y del subsuelo.

• Los contratos deben tener cláusulas de transparencia pública, serán auditables, premiados con la máxima transparencia y todos los términos serán públicos.

• La autoridad y responsabilidades de las actividades EyP estarán sobre:

• SENER asesorado por la CNH: definir y ejecutar la política, adjudicación de licen-cias, selección de áreas a ser contratadas,

definición de los términos y lineamientos técnicos de la licitación y adjudicación de permisos para el procesamiento y refinación.

• CNH: administrar una base de datos geológicos y operacionales, autorizar es-tudios de reconocimiento de la superficie, llevar a cabo las ofertas, establecer los ga-nadores, firmar los contratos, manejo de los aspectos técnicos de las licencias y contratos, supervisar los planes operacionales y regular las actividades de EyP.

• La Comisión Reguladora de Energía (CRE): regular los productos de flujo de gas y mediados.

• Secretaría de Hacienda (Hacienda): establecer las condiciones económicas de los contratos en función de las condiciones fiscales que aseguren un ingresos contribu-yente para su desarrollo a largo plazo.

• El Estado reducirá el subsidio de los productos energéticos.

• CNH y CRE tendrán nuevas respon-sabilidades, autoridad y procesos presu-puestarios. CNH gestionará un Centro Nacional de Datos de Hidrocarburos con toda la sísmica y núcleos de los trabajos de exploración y producción.

• Todo ingreso después de impuestos y trámites de licencias de EyP y contratos se irán a un fondo fiduciario encargado de los pagos que cubren los programas de gobierno, la investigación, las auditorías de petróleo y los fondos de sostenibilidad. El fondo continuará financiando el presu-puesto federal en la misma proporción que el PIB lo hizo en 2013.

• Un “Centro Nacional de Control de Gas Natural” operará todos los gasoductos, tronca-les y facilidades de almacenamiento, de manera similar que un “Centro Nacional de Control de Energía” lo hará para la electricidad.

A pesar que la exploración y producción de hidrocarburos son actividades estratégicas ya no se llevarán a cabo exclusivamente por el Estado como un monopolio (Artículo 28)”


Análisis

Desde el punto de vista de la exploración, la Reforma abre más de 77 Bbo y 188 Tcf de gas por descubrir y certificados (115 Bboe).

• La nueva legislación creará las bases para asegurar la protección y el cuidado del medio ambiente en todo el proceso relacionado con el presente decreto.

• Las nuevas políticas promoverán tec-nologías y combustibles más limpios y el Congreso expedirá una ley para regular el uso de los recursos geotérmicos.

• Se creará una Agencia Nacional de Se-guridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

• El propósito de las Empresas Productivas del Estado es crear valor y aumentar los ingresos del Estado con un régimen fiscal especial y una estructura organizativa basada en las mejores prácticas internacionales, con autonomía técnica y de gestión. Sus finanzas no deberán competir ni entrar en conflicto con las del Gobierno Federal y tendrán un régimen especial para adquisiciones, alquiler, contratación de obras y servicios, adquisición de deuda y responsabilidades administrativas.

• Las nuevas leyes prevendrán, identifica-rán y castigarán cualquier intento de influir en un funcionario público para obtener beneficios económicos.

• Los sindicatos de empleados de Pemex y de la Comisión Federal de Electricidad deja-rán de tener representación en los Consejos de Administración de ambas compañías.

¿Qué se puede esperar de la Reforma?La Reforma abre una gran base de

recursos a la industria. México ha descu-bierto en el subsuelo 263 Bb (mil millones de barriles) de petróleo y 279 Tcf (billones de pies cúbicos) de gas, sin incluir aún los que pueden ser encontrados en convencio-nales y no convencionales. La dotación total se considera que está en el orden de los 435 Bboe (mil millones de barriles de petróleo equivalentes).

Oil BBO Gas TCF BBOE

1. Produced volumes 40.6 71.6 55.0

2. Reserves (3P) 30.8 63.2 44.5

3. Yet to be found conventional 45.3 46.5 54.6

4. Yet to be certified unconventional 31.9 141.5 60.2

5. Remnant oil “not economic” 191.9 144.7 220.7

340.5 467.5 435.0


1. Produced volumes 40.6 (12%) 71.6 (15%) 55.0 (13%)

2. Reserves (3P) 30.8 (9%) 63.2 (14%) 44.5 (10%)

3. Yet to be discovered conventional 45.3 (13%) 46.5 (10%) 54.6 (13%)

4. Yet to be certified unconventional 31.9 (10%) 141.5 (30%) 60.2 (14%)

5. Remnant oil “not economic” 191.9 (56%) 144.7 (31%) 220.7 (50%)

340.5 467.5 435.0


1. Produced volumes 40.6 (12%) 71.6 (15%) 55.0 (13%)

2. Reserves (3P) 30.8 (9%) 63.2 (14%) 44.5 (10%)

3. Yet to be discovered conventional 45.3 (13%) 46.5 (10%) 54.6 (13%)

4. Yet to be certified unconventional 31.9 (10%) 141.5 (30%) 60.2 (14%)

5. Remnant oil “not economic” 191.9 (56%) 144.7 (31%) 220.7 (50%)

340.5 467.5 435.0

Y para el desarrollo y la explotación, considerando la base de las reservas y el volumen remanente descubierto “antieconó-mico”, la Reforma abre 223 Bbo y 208 Tcf, (60% del total de 265 Bboe) que podrían mejorar sustancialmente sus factores de re-cuperación esperados a través de la ciencia y nuevas tecnologías.

¿dónde impactará primero la Reforma?El Golfo de México Profundo y los no

convencionales serán con mayor probabi-lidad las primeras áreas donde habrá un

Asumiendo que los números de Pemex sobre los convencionales y no convencio-nales que pueden ser encontrados están en lo cierto, sin considerar lo que hoy es un remanente “antieconómico”, hay por lo menos 159 Bboe para producir.

Petróleo y gas no convencionalEn México hay plays con potencial

para producir gas seco y/o húmedo en el Norte (Paleozoico) y Nordeste (Eagle Ford) y petróleo en la parte Central Este (Jurásico).

La AIE considera que el potencial de gas de esquisto en México sea de 545 Tcf de gas, mientras que Pemex lo ubica en 141 Tcf. El petróleo de esquisto lo ubican de 31 Bbo a 13 Bbo.

Hasta el momento las cifras son: 9 po-zos exploratorios, 112 Mmboe de reservas 3P encontradas. En los próximos 4 años se invertirán US$3bb para perforar 175 pozos, y adquirir 10.000 km2 de sísmica 3D.

En conclusión, las previsiones de Pemex el otoño pasado eran llevar la producción mexicana a 3 millones de barriles diarios de petróleo en 2018. Pero ahora, con la Re-forma el Gobierno espera que el país pueda añadir entre 1 y 1,5 millones a ese escenario.

De manera que la reforma tiene el potencial de tener un enorme impacto en el panorama energético de México y pro-bablemente del mundo, al abrir una base de recursos muy grande a la industria. Los términos y regulaciones específicos estarán listos en el segundo trimestre de este año. Los cambios que introducen fueron más allá de lo esperado.

El Gobierno tiene ahora una gran flexibilidad en el tipo de contratos que

impacto. Ningún petróleo o gas se ha producido aún en estas áreas.

México cuenta con 12 cuencas con sistemas petroleros, pero sólo seis producen petróleo o gas. En el Golfo de México Profundo, las ac-tividades exploratorias han cubierto toda la cuenca. Se ha perforado con éxito económico 25 pozos ex-ploratorios en el Cinturón Plegado Perdido y en el Cinturón Plegado de Catemaco.

En el noroeste de GoM se ha confirmado que las condiciones del Cinturón Plegado Perdido entran a México actualmente con condiciones mejores que a través de la frontera. Tres descubrimientos se han hecho en Perdido: Supremus, Trion y Maximino. Trion - 1 es el mejor en gran medida con reservas 3P en el orden de 480 Mmboe de crudo ligero, algunos de los más grandes en el GoM.

puede utilizar para mejorar las condicio-nes energéticas de México. Probablemente licitará rondas en el tercer trimestre.

Pero el éxito de la reforma dependerá de los modelos económicos a ser estable-cidos, con numerosas oportunidades de negocio para la comunidad de las geo-ciencias, en particular, y para la industria proveedora en general.

Con la Reforma Energética el gobierno espera que México pueda añadir entre 1 y 1,5 mmbopd en 2018


La última década ha sido testigo de una rápida transformación en la estructura

del sector de exploración y producción de la industria del petróleo, como resultado de una oleada de fusiones y adquisiciones entre empresas internacionales de capital privado (International Oil Companies o IOC’s) así como del reforzamiento del papel de las compañías nacionales de propiedad estatal (National Oil Companies o NOC’s).

Petronacionalismo: NOC’s vs IOC’s

integradas o exclusivamente dedicadas a la exploración y producción, el 36% restante. Por lo que se refiere a las reservas de petróleo y gas, la cuota del total mundial en manos de NOC’s llega al 72%. Las cinco grandes IOC’s tan solo controlan el 3% de las reservas de petróleo y gas del mundo, aunque su producción representa el 12% del suministro mundial. Este desequilibrio sugiere que la participación de las NOC’s en la producción mundial de petróleo y gas podría aumentar considerablemente a largo plazo, aunque esto dependerá en gran medida de la política de producción que adopten los gobiernos y de los beneficios que estos puedan obtener de la cooperación con las IOC’s, a través de asociaciones, acuerdos de reparto de la producción (production-sharing agreements) u otros tipos de tratos. La cuota de producción de las compañías estatales ha aumentado en los últimos años, en parte debido a la firma de acuerdos de reparto de la producción que prevén una reducción de los volúmenes asignados a los socios extranjeros cuando el precio del petróleo sube.

En la mayoría de los países con grandes reservas de hidrocarburos, las NOC’s dominan la industria de petróleo y gas, de manera que las petroleras extranjeras o bien no están autorizadas a inventariar y desarrollar las reservas, o bien están sujetas a restricciones en virtud de las leyes y reglamentos vigentes. Estas restricciones obedecen tanto a razones constitucionales como operativas. De esta manera, algunos de los gobiernos anfitriones están obligados por ley y otras exigencias de la política local a mantener un control directo sobre sus recursos naturales, mientras que otros prefieren ejercer un control a corto plazo sobre

Las empresas internacionales de capital privado (International Oil

Companies o IOC’s) presentan dificultades crecientes para acceder a nuevas

oportunidades de inversión rentables y mantener sus

niveles de producción frente a las compañías nacionales de

propiedad estatal (National Oil Companies o NOC’s) cada vez más decididas a mantener un

mayor control directo del estado sobre los recursos naturales, lo cual se cree puede incidir sobre

la seguridad a largo plazo del suministro mundial de petróleo. En el futuro se podrían generar

nuevas formas de asociación y cooperación entre NOC’s e

IOC’s, hecho que constituiría un elemento clave para impulsar

y mejorar las perspectivas de inversión y la producción

de petróleo. Este y otros argumentos se desprenden

de un informe publicado y avalado por la Fundación para la Sostenibilidad Energética y

Ambiental, Funseam

Los altos precios del petróleo, así como una mayor eficiencia a lo largo de la cadena de suministro han permitido a las IOC’s aumentar sus beneficios y cash flow. Sin embargo, tienen dificultades crecientes para acceder a nuevas oportunidades de inversión rentables y mantener sus niveles de producción. Por otra parte, las NOC’s de los países que atesoran la mayor parte de los recursos se muestran cada vez más decididas a desarrollar ellas mismas los campos de petróleo, contratando, si es necesario, empresas de servicios. En muchos casos, están expandiéndose internacionalmente, como reflejo de la tendencia existente en las economías emergentes hacia un mayor control directo del estado sobre los recursos naturales, un fenómeno conocido bajo el nombre de “nacionalismo de recursos” o “petronacionalismo”. Una tendencia que tiene pocos visos de revertirse en el futuro.

Las NOC’s lucen menos dispuestas que las internacionales a desarrollar y producir las reservas de petróleo necesarias para satisfacer la demanda mundial. Estas preocupaciones se acrecentarán a medida que la exploración y producción de hidrocarburos sea cada vez más cara y técnicamente más compleja, lo que podría incidir sobre la seguridad a largo plazo del suministro mundial de petróleo.

En el futuro podríamos asistir al nacimiento de nuevas formas de asociación y cooperación entre NOC’s e IOC’s, clave para impulsar y mejorar las perspectivas de inversión y la producción de petróleo.

En la actualidad las NOC’s aportan el 52% de la producción mundial de petróleo y gas, las cinco grandes IOC’s, conocidas como supermajors o “supergrandes”, (ExxonMobil, Shell, BP, Total y Chevron) el 12%, y otras IOC’s de capital privado,

Reporte


la gestión de los yacimientos a fin de mantener una cierta flexibilidad en sus políticas de producción.

A finales de 2008, entre los veinte primeros países con mayores reservas de petróleo, solo cuatro -Brasil, Canadá, Noruega y los Estados Unidos- permitían a las empresas extranjeras acceder sin restricciones a sus reservas. En otros cuatro países -Irán, Kuwait, Arabia Saudita y México-, ninguna empresa extranjera podía desarrollar actividades exploratorias o de producción de petróleo, si no era en calidad de empresa subcontratada o proveedora de servicios técnicos a las compañías estatales u otras firmas locales. Otros muchos países solo permitían la inversión extranjera previa firma de contratos de producción compartida, que aseguran que la empresa estatal mantenía la propiedad y el control de las reservas.

El rápido ascenso de las NOC’s En los últimos diez años, hemos asistido a

un resurgimiento de la salud financiera y del poder de mercado de las compañías estatales de petróleo y gas (NOC’s), posible gracias a la combinación del aumento de los precios del petróleo y a la creciente convicción entre dirigentes políticos de que tales compañías sirven mejor a los intereses de su país que las empresas extranjeras privadas.

Las NOC’s de Oriente Medio, junto a otras de Rusia y Venezuela, dominan cada vez más el suministro mundial de petróleo y gas, de manera que diecisiete de las veinticinco principales empresas productoras son estatales. La mayoría de ellas se centran en operaciones domésticas -a menudo a lo largo de toda la cadena de suministro y tanto de petróleo como gas- aunque algunas están invirtiendo cada vez más fuera de sus fronteras.

Algunos países, como Rusia y China, tienen más de una NOC que pueden ser parcialmente de propiedad privada, pero en cada uno de los países de la OPEP solo existe una NOC, propiedad del Estado en su totalidad. Con la excepción de Irán, Kuwait y Arabia Saudita, todas las NOC’s de la OPEP participan junto a compañías extranjeras en el desarrollo de sus recursos internos. Noruega, México y Turquía son los únicos países de la OCDE que todavía tienen empresas estatales: Statoil es propiedad del Estado noruego en un 62,5%, mientras que PEMEX y TPAO son 100% de propiedad estatal. Todos los grandes países productores no integrados en la OCDE tienen NOC’s.

En varios países ricos en recursos, las tentativas para abrir el sector de la exploración y producción a las inversiones directas de IOC’s o bien han sido revertidas, como es el caso de Venezuela, o se han estancado, como en Kuwait. Arabia Saudita canceló en 2003 un plan a gran escala para abrir el sector del gas a la exploración y el desarrollo, aunque después negoció una serie de pequeños acuerdos con varias IOC’s. En Rusia, la mayoría de las empresas de petróleo y gas fueron privatizadas en la década de

los noventa. Su gobierno ha reafirmado su control estratégico sobre el sector y la mayor parte de las reservas y activos de producción están de nuevo en manos de NOC’s, principalmente de Gazprom (la empresa gasista más grande del mundo) y de Rosneft (una empresa integrada de petróleo). Por otra parte, en Venezuela, Bolivia y Ecuador, diversos activos de exploración y producción en manos de empresas extranjeras han sido transferidos, parcial o totalmente, a las correspondientes NOC’s.

Reporte


Reporte

Las NOC’s son muy diversas. Las más avanzadas, como Statoil (Noruega), Petrobras (Brasil) y Petronas (Malasia), son comparables a la mayoría de las IOC’s en tamaño, eficacia, sofisticación tecnológica y gestión. Saudi Aramco, que ha invertido mucho en capacitación e investigación, es reconocida como la empresa estatal técnicamente más avanzada de Oriente Medio. Otras NOC’s, particularmente en algunos países de Oriente Medio, carecen de recursos humanos altamente cualificados, así como de capacidad técnica avanzada, por lo que su actividad se centra principalmente en asegurar el funcionamiento de las instalaciones existentes, más que en el desarrollo de nuevas reservas. La mayoría tienen la obligación de suministrar, a precios subvencionados, productos petrolíferos y gas natural al mercado interno.

Algunas NOC’s han invertido grandes sumas en su desarrollo técnico, con el objetivo de reducir su dependencia de las IOC’s. Su creciente experiencia y capacitación técnica les ha permitido contratar directamente a compañías de servicios, sin necesidad de recurrir a asociaciones con IOC’s. Este cambio se ha visto facilitado por el cada vez más importante papel jugado por las empresas de servicios, que en muchos casos disponen de una tecnología propia que puede ser utilizada bajo licencia por los operadores. NOC’s como Petrobras y Statoil en particular, se han convertido en líderes mundiales en la perforación en aguas profundas.

Las NOC’s de países importadores netos de petróleo, como China e India, han puesto en práctica una decidida política de expansión internacional. Las NOC’s chinas, CNPC, Sinopec y CNOOC, en los últimos años han desarrollado una intensa actividad para incrementar sus carteras de activos en el exterior. También la asociación entre NOC’s es cada vez más común. En los últimos años, este tipo de empresas asiáticas se han mostrado interesadas en asociarse con otras NOC’s. Así, las tres compañías estatales chinas desarrollan actividades conjuntas con otras NOC’s, principalmente en África, mientras que la compañía estatal india ONGC ha formado una empresa conjunta con Petróleos de Venezuela (PDVSA) para desarrollar las reservas de crudo extra-pesado de la Faja del Orinoco.

Por otra parte, muchas NOC’s han mejorado sus estructuras de gestión y gobierno corporativo. Por ejemplo, las tres compañías estatales chinas y Gazprom han sido parcialmente privatizadas, de

los ingresos brutos y los beneficios de las IOC’s. En 2007, los ingresos netos de las cinco “supergrandes” ascendieron a un total de 131.000 millones de dólares, cifra que en términos nominales cuadruplica la de 2002. Entre 2002 y 2005, los ingresos netos de las “supergrandes” aumentaron en términos generales en consonancia con los precios del crudo, pero desde entonces han crecido menos rápidamente, en respuesta a mayores deducciones gubernamentales y a un aumento de los costes.

Durante el período 2000-2007, el cash flow de las veinte principales IOC’s casi se triplicó, pasando de 118.000 millones de dólares en el año 2000 a 323.000 millones en 2006, para luego descender ligeramente a 284.000 millones en 2007. El gasto de capital en exploración y desarrollo de las reservas de petróleo y gas por parte de las IOC’s ha aumentado considerablemente. En concreto, el gasto total en exploración y desarrollo de las veinte principales IOC’s pasó de un 37% del cash flow operativo en el año 2000 a un 57% en 2003, para después fluctuar entre el 40% y el 50%.

Sin embargo, pese al aumento del gasto en exploración, las cinco “supergrandes” están experimentando cada vez más dificultades para reemplazar sus reservas probadas. Desde el año 2000, la tasa de remplazo de sus reservas de petróleo y gas -es decir, la relación entre las nuevas reservas inventariadas y la producción- ha promediado un 107%, aunque esta descendió hasta un 54% en 2007. En comparación, las IOC’s más pequeñas han tenido más éxito. Así, los datos provenientes de un conjunto de veintiuna compañías (algunas de ellas dedicadas exclusivamente

forma que sus acciones cotizan en las principales bolsas de valores y, en consecuencia, son objeto de los mismos controles financieros y contables que los aplicados a las empresas internacionales. Su cotización en bolsa les ha permitido obtener capital de fuentes privadas para complementar la financiación recibida del Estado.

El lento declive de las IOC’sLas empresas petroleras

internacionales (IOC’s) que tra-dicionalmente han dominado la industria mundial del petróleo y el gas, están cediendo protago-nismo, tanto por el poder cre-

Participación de las NOC´s e IOC´s en Latinoamérica. Fuente: IHS 2012

ciente de las NOC’s, como por la disminución de las reservas y la producción en las cuencas sedimentarias maduras localizadas en países ajenos a la OPEP. Sus beneficios récord y sus sólidos balances apenas enmascaran sus crecientes dificultades para adquirir nuevos activos de exploración y producción, así como para expandir su producción a medio y largo plazo.

Las cinco grandes IOC’s conocidas como “supergrandes”- ExxonMobil, Shell, BP, Total y Chevron- han experimentado una caída de su producción conjunta de petróleo, mientras que la de otras IOC’s más pequeñas se ha mantenido plana. En contraste, la producción de las NOC’s ha crecido con fuerza desde 2003. En cualquier caso, las IOC’s todavía se encuentran entre las principales productoras de petróleo y gas del mundo y solo las cinco “supergrandes” contabilizaron en 2007 el 12% de la producción mundial de petróleo. A pesar del aumento de los costes operativos y de los impuestos y regalías por parte de los gobiernos anfitriones, la subida de los precios del petróleo y el gas ha propiciado (en los años inmediatamente anteriores a la actual crisis) un fuerte aumento de

Probablemente, a largo término, asegurar el suministro global de hidrocarburos requerirá de una intensa cooperación entre NOC’s e IOC’s”


Reporte

a E&P) muestran que entre 2000 y 2007 estas fueron capaces de remplazar el 200% de su producción, aunque desde 2004, como sucede en el caso de las “supergrandes”, la tendencia es descendente.

Una de las principales razones aducidas por las IOC’s para justificar la ausencia de mayores niveles de gasto en exploración, es la falta de oportunidades de inversión, en la medida que la mayor parte de las reservas están controladas por NOC’s. Por su poder financiero y su capacidad técnica y de gestión de proyectos, las “supergrandes” disponen de una clara ventaja competitiva sobre otras IOC’s más pequeñas, así como sobre las NOC’s, para asegurarse su participación en los proyectos de mayor envergadura y grado de complejidad.

En la actualidad, existe un amplio debate en el seno de la industria petrolera sobre cuál debe ser el modelo de negocios del futuro. En cualquier caso, la supervivencia a largo plazo de las IOC’s como actores principales en la exploración y producción de hidrocarburos pasa por mantener su ventaja competitiva en la gestión de proyectos muy grandes y complejos, especialmente de aquellos a desarrollar en los ámbitos del gas natural y de los

recursos no convencionales, así como en regiones frontera tales como el Ártico y las aguas profundas y ultra-profundas. Para conseguir estos objetivos, la investigación y el desarrollo de tecnologías punteras es un elemento crítico.

En los últ imos años, todas las “supergrandes” y la mayor parte de las IOC’s han aumentado sus presupuestos de investigación para encarar los crecientes desafíos tecnológicos que deberán afrontar en el futuro, tanto para desarrollar nuevas reservas, como para mejorar su competitividad frente a las compañías de servicios. Así, por ejemplo, en 2007, Shell invirtió en investigación 1.200 millones de dólares, casi el doble de lo que se había gastado el año anterior, mientras que los presupuestos por el mismo concepto de BP y Total para el 2008 se incrementaron un 15% y un 20%, hasta totalizar los 1.300 y 1.000 millones de dólares, respectivamente. Sin embargo, como consecuencia de sus altos ingresos y beneficios, las compañías de servicios también están aumentando sus presupuestos de investigación. En 2007, Schlumberger aumentó su inversión en un 20% y algo similar ocurrió en 2008, hasta totalizar los 900 millones de dólares.

Consecuencias para la inversión y el suministro

La cuota de las NOC’s sobre el porcentaje mundial de la producción de petróleo y gas está llamada a aumentar a medio y largo plazo, como consecuencia de su control sobre las reservas pendientes de explotación. La Agencia Internacional de la Energía prevé que en el caso del petróleo dicha cuota pase de un 57% en 2007 a un 62% en 2030.

Existen dudas sobre la preparación y eficiencia, tanto financiera como técnica, de las NOC’s para poner a punto la capacidad de producción requerida. Por ejemplo, la política de subsidios en la venta doméstica de productos petrolíferos y de gas natural, podría minar sus ingresos y rentabilidad, limitando el presupuesto disponible para gastos de exploración y producción.

Las NOC’s controlan la mayor parte de las reservas mundiales de hidrocarburos que quedan por extraer, pero en algunos casos carecen de la tecnología, capital y personal cualificado necesario para desarrollarlas. Estas debilidades constituyen los puntos fuertes de las IOC’s, que en cambio afrontan crecientes limitaciones de acceso a las reservas que constituyen la base de su negocio.


Tecnología

La exploración y producción de petróleo y gas natural en las regiones costa afuera (offshore) son operaciones más com-

plejas que la exploración y producción de petróleo y gas natural en tierra. Las estructuras y equipos para operar costa afuera de-ben soportar condiciones climáticas extremas; alcanzar grandes profundidades a altas temperaturas y gradientes de presiones de formación y de fractura anormales, que tornan más exigentes en calidad y costos los equipos utilizados.

Aunado a lo anterior, estas instalaciones, por su relativo aisla-miento de los lugares de suministros en tierra, deben operar con un alto grado de autosuficiencia, que incluye una serie de equipamien-tos de control y comunicaciones, de acomodación para el personal operador, anclaje o posicionamiento, generación de energía, salva-vidas, equipamiento para prevenir y apagar incendios, helipuerto y helicópteros, almacenamiento y transporte de materiales y gestión de los desechos humanos y de los generados por la construcción de los pozos.

Aun así, cada vez hay más y de mayor profundidad de perfo-ración, proyectos de exploración y producción petrolíferos debajo de lechos de agua en el mundo, incentivados por la perspectiva de conseguir grandes reservas y altas producciones, lo cual permite justificar las inversiones y riesgos involucrados.

Actualmente hay alrededor del planeta 300 proyectos costa afuera, repartidos entre el Norte, Centro y Suramérica (Estados Unidos y México, en el Golfo del mismo nombre, Las Bermudas, Trinidad y Tobago, Cuba, Brasil, Colombia, Argentina, Islas Malvinas y Venezuela), Europa (Reino Unido, Noruega, Holanda y Dinamarca, en el Mar del Norte; Turquía, Grecia, Bulgaria e Italia); África (Túnez, Egipto, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Angola, Mauritania, Gabón, Ghana, Namibia, Mozambique, Sudáfrica), Asia (China, Azerbaiyán, Indonesia, Vietnam, Filipinas, Tailandia, Malasia, Qatar, India) y Australia, en Oceanía.

Según proyecciones recientes de la Agencia Internacional de Energía (AIE), en el mediano plazo, alrededor de un 15% de la producción mundial de hidrocarburos provendrá de aguas mar adentro y que de allí saldrá mayormente, el crudo y el gas que suplirá la demanda mundial de los próximos años.

Por esta razón, se lleva a cabo cada año, desde hace varias dé-cadas, la Conferencia Tecnológica Costa Fuera (OTC), en Houston, EEUU, en lo que constituye la más grande exhibición y fuente de información técnica para la industria petrolera mundial, organizada exclusivamente con la finalidad de promover e impulsar el avance del conocimiento científico de los recursos marinos y el medio

Perforación y Completación de Pozos Costa Afuera

Consideradas como operaciones muy complejas, la exploración y producción de petróleo y gas natural en regiones costa afuera requieren estructuras y equipos más exigentes en calidad

y costos, así como inversiones y riesgos bajo el incentivo de hallar grandes reservas de hidrocarburos por debajo del lecho marino

ambiente. Con una tradición de imponente realización técnica, y un claro sentido de su misión, tras el grave acontecimiento en Abril 2010, del pozo Macondo, en el Golfo de México, se ha dado especial énfasis en los últimos años a la integridad operativa y los cambios en las reglamentaciones para operaciones costa afuera, así como mayores exigencias en materia de estándares de diseño, mantenimiento y seguridad.

Plataforma de Perforación y Producción

Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum

Esto incluyó la actualización de normas para equipos de perforación y producción, y descargas de desechos en alta mar, perforación y cementación en aguas más profundas, lo cual abar-ca la perforación de doble gradiente (PDG), utilizando dos pesos en el fluido de perforación: uno encima del fondo del mar y otro por debajo, eliminando así la profundidad del agua en el diseño de la construcción del pozo, tamaño y capacidad de válvulas impide reventones (BOP´s), capacidad de almacenamiento de los lodos de perforación, instalación de equipos de producción en el lecho marino, tecnologías para alta presión /alta presión (HP/HT), avances en soluciones para la caracterización y aumento de las tasas de recuperación de los yacimientos, integridad de instalaciones, procesamiento y tratamiento de CO2 además de los asuntos inherentes al recurso humano, con empleados cada vez más calificados, entre otros.

Equipos para la construcción de pozos costa afueraExisten dos tipos de equipos de perforación y producción

que se instalan o fabrican para la construcción de pozos costa afuera, siempre con la perforación rotatoria conocida:


Tecnología

Estación Flotante de Producción (FPSO)

1. Las que se pueden mover de un sitio a otro, permitiendo la perforación y producción en múltiples locaciones.

2. Aquellas que son colocadas temporal o permanentemente en una plataforma fija.

Las Plataformas de Perforación son taladros ensamblados en plataformas de producción y pueden ser temporales o permanen-tes. Algunas plataformas de producción son construidas con un taladro de perforación, que es utilizado para un desarrollo inicial y completación, dejado inactivo y luego reactivado para perforar o reparar un pozo.

Los Equipos de Perforación Movibles Costa Afuera (MODU´s), utilizados solo para perforar, pueden ser soportados en el fondo (gaba-rras y jack up´s) o flotantes (sumergibles, semi sumergibles y barcos).

Las gabarras, equipadas con un taladro de perforación, se uti-lizan en aguas someras (ríos, lagos), se anclan en sitio y se mueven con la ayuda de remolcadores. Los taladros sumergibles son similares a las gabarras pero

para la perforación en océanos poco profundos, los cuales se sostienen mientras se perfora, llenando con agua pontones que se luego se vacían, para flotar la gabarra y moverla, con remol-cadores, a la próxima localización.

Los Jackup´ son similares a la gabarras porque se construyen sobre ellos taladros completos de perforación, con patas que se posicionan en el fondo del agua. Es el más común de los taladro movibles de perforación, con soporte en el fondo, pudiendo perforar hasta profundidades de agua de 450 pies.

Los taladros Semisumergibles, el más común de los taladros movibles flotantes, pueden operar en aguas profundas, tienen su propio mecanismo para movilizarse de un sitio a otro. La estabilidad se logra mediante pontones, inundados solo parcial-mente, que no llegan al fondo del agua y complementados, con un anclaje dinámico.

Los barcos de perforación son embarcaciones grandes, adecua-das para perforar en aguas profundas, con potencia de movilización propia, con buen anclaje y estabilidad durante la perforación y buena capacidad de almacenamiento.

Una vez perforado, el pozo costa fuera es completado con tube-ría de producción y una variedad de equipos adicionales para que el gas o el petróleo sea producido hasta la superficie, casi siempre a través de un liner ranurado o revestidor perforado. En la gráfica de arriba, se presenta un ejemplo esquemático de la completación de un pozo costa afuera.

Ejemplo esquemático de la completación de un pozo costa afuera

Equipos de Perforación Costa Afuera


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Desde 2006, el World Heavy Oil Con-gress se ha constituido en una plata-

forma oportuna para examinar todos los procesos que permiten llevar el petróleo pesado al mercado, escuchar las voces de ex-pertos internacionales en el área, además de conocer los avances tecnológicos y reunirse con los principales actores de este mercado.

El programa completo será de tres días e incluirá conferencias magistrales, paneles, sesiones de trabajo y más de 115 presenta-ciones técnicas enfocadas en la evolución y las oportunidades del sector.

El evento es organizado por DMG Events, que ha confirmado la participación de expertos en representación de más de 15 países, entre ellos, líderes de empresas como Baker Hughes, Chevron, Devon, Halliburton, Pemex, Pdvsa, Suncor, Total, Schlumberger, Statoil, CNOOC y Kuwait Oil Company, también de universidades reconocidas.

Programa de NegociosA lo largo del Jueves 5 de Marzo está

prevista la realización de un programa de Negocios, con un temario enfocado en toda la cadena de desarrollo del sector de los crudos pesados.

• Ceremonia de Apertura y palabras del Presidente del Congreso Dr. Steven Chu, Universidad de Stanford • Panel Conferencia: La Oferta y Demanda Global de Petróleo Pesado James Cleland, GE Heavy Oil Solutions Chen Bi, CNOOC Limited Chris West, BP Global

5 -7 de Marzo • New Orleans, USA

Este año el Congreso se realizará en el Hyatt Regency New Orleans, Louisiana, del 5 al 7 de Marzo y el discurso de apertura estará a cargo del Exsecretario

de Energía de EE.UU., Steven Chu

David French, Bankers Petroleum Ltd.• Panel Gubernamental y Ministerial:

Usando el Petróleo Pesado para mover el Crecimiento Económico del Futuro

Cal Dallas, Gobierno de Alberta• Perspectiva de Total de las Arenas Bitumi-

nosas de Canadá André Goffart, Total E&P Canadá• Planes y Desarrollos actuales en Crudos

Pesados de Chevron: Greta Lydecker, Chevron• El Matrimonio entre la Tecnología y el

Medio Ambiente: Hacia un objetivo global Jonathan Matthews, Statoil• Revisión de los Desarrollos Actuales y

Previstos en el Faja del Orinoco Eulogio del Pino, Pdvsa• Kuwait y Perú: Un enfoque en los Nuevos

Desarrollos de Petróleo Pesado Luis Ortigas Cúneo, Perupetro• Transporte de Crudos Pesados: Superando

el Desafío de la Infraestructura Cal Dallas, Gobierno de Alberta Alex Pourbaix, TransCanada• Actualización y Refinación de Petróleo

Pesado: Entrega de Crudos Pesados al Mercado

Stephany Romanow, Hydrocarbon Pro-cessing

Carlos Cabera, Ivanhoe Energy Juan Baric, Shell Global Solutions Douglas Kelly, KBR Hieu Tran, Suncor Energy

Programa TécnicoDurante el Jueves 8 y Viernes 9, el evento

contempla un denso programa técnico, que abarcará los tópicos:

• Optimización de la Producción y Levan-tamiento Artificial

• Tecnologías EOR• Caracterización de Yacimientos• Tecnologías SAGD • Refinación• Perforación y Completación• Facilidades• Combustión In Situ y Nuevas Tecnologías• Mejoramiento y Transporte• Carbonatos y Producción en Frío• Calentamiento Eléctrico y Tecnologías Emergentes• Tecnologías para Crudos Pesados Offshore• Monitoreo y Desarrollo de Yacimientos• Minería, Extracción y Tailings• Manejo y Tratamiento de Agua y Petróleo• Vapor, Solvente y Aditivos• Tecnologías de Producción Térmica

La ExhibiciónParalela al Congreso, una exposición

de productos y servicios cargada con inno-vaciones en el área de enfoque del evento, brindará a los profesionales asistentes la oportunidad de conocer los adelantos tec-nológicos que están ayudando a dar mayor acceso a la explotación eficiente de los crudos pesados a nivel mundial.

Un Teatro de Presentaciones, sobre el piso de la exhibición, proyectará durante dos días estudios de caso, actualizaciones de proyecto y presentaciones sobre avances tecnológicos y aspectos relacionados con el negocio y el mercado.

Los detalles sobre cómo participar en el evento en: worldheavyoilcongress.com


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Organizado por la Asociación Regio-nal de Empresas del Sector Petróleo,

Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe, Arpel, el Foro y Exposición LATINVE&P brinda anualmente una perspectiva regional de las diversas opor-tunidades en exploración y producción de los gobiernos y empresas del sector, en un ambiente que propicia el diálogo y posibles acuerdos de negocio en la región.

La edición de este año, tendrá lugar en el Centro de Convenciones Hotel Westin de Lima, Perú, y cuenta con la co-organización de Perupetro.

El objetivo del Foro será ofrecer el actual panorama de rondas de licitación de áreas, así como otras oportunidades de inversión en Latinoamérica y el Caribe. Favorecerá el análisis de los desafíos para el desarrollo de negocios en la exploración y producción de petróleo y gas, así como el acceso a las fuentes de financiamiento. Dará a conocer los modelos de contratos e incentivos y ga-rantías ofrecidas por los distintos países que se ha abierto a la inversión internacional.

En este sentido, reunirá a represen-tantes de organismos gubernamentales del sector hidrocarburos, a ejecutivos y profesionales de la región, con responsa-bilidad en la toma de decisiones.

AgendaEn la ceremonia inaugural el martes

25 de Marzo, participarán Luis Ortigas Cúneo, Presidente, Perupetro; Héctor Reyes Cruz, Presidente, Petroperú; Oscar Villadiego, Presidente del Directorio de Arpel; y Jorge Merino Tafur, Ministro de Energía y Minas de Perú.

26-28 de Marzo • Lima, Perú

El evento anual de Arpel, será una vez más un espacio orientado al mercadeo de prospectos de negocio y análisis de desafíos de inversión en el upstream

El miércoles 26, la columna temática del Foro será las Ofertas de Gobiernos: Esce-

narios de Negocios: Rondas, Prospectos y

Condiciones de Inversión. El jueves 27, se centrará en el Desarrollo

de Negocios en Upstream: Oportunidades

y Estrategias, Desafíos y Soluciones. En tanto, el viernes 28 versará únicamente so-bre Perú Upstream: Contexto de Negocios,

Oportunidades de Inversión y Desafíos de

Desarrollo.

Miércoles 26 de Marzo• Conferencia 1 - Escenario de negocios mundial y regional. • Rondas de licitación y otras oportunidades - Argentina, Brasil, Uruguay. • Rondas de licitación y otras oportunidades - Colombia, Ecuador, Suriname, Perú. • Conferencia 2 - Condiciones actuales del clima de inversión en la región y tendencias. • Rondas de licitación y otras oportunidades - Trinidad & Tobago, Jamaica,Nicaragua, Bolivia, Chile, Paraguay. • Rondas de licitación y otras oportunidades -México, Panamá, Guyana.

Jueves 27 de Marzo• Sesión Plenaria I - Atractivo de rondas de licitación – Perspectiva de empresas. • Sesión Plenaria II - Desafíos y propuesta de soluciones para un efectivo desarrollo de negocios en el upstream. • Sesión Plenaria III - Explotación de Recur - sos no convencionales – Realidades y mitos. • Sesión Plenaria IV - Desarrollo de un portafolio regional de inversiones.

Viernes 28 de Marzo• Conferencia 1 - Evolución de la empresa estatal - Petroperú • Conferencia 2 - Tendencias e impulsores del mercado peruano de petróleo y gas. • Diálogo – Oportunidades y desafíos para el desarrollo de negocios en el Perú.

La Exposición Por su parte, la Exposición promete ser

una plaza para la promoción institucional a nivel regional y para el mercadeo de recursos, tecnologías, productos y servicios. Además, facilitará el relacionamiento y la generación de acuerdos entre empresas e instituciones. Agencias o empresas estatales responsables del desarrollo y contratos del sector E&P, empresas operadoras, consultoras, empresas proveedoras de bienes y servicios, bancos y fondos de inversión, instituciones de inves-tigación y académicas ya han reservado su participación en este espacio.

Comité OrganizadorPresidente, Óscar Villadiego - Presidente del Directorio, ArpelVice-presidente, Evandro Correa Nacul - Vicepresidente del Comité de Exploración y Producción, ArpelMiembros• Ancap - Benito Piñeiro • Ecopetrol – Alberto Tovar • IHS – Bob Fryklund / Steve Devito • Pemex – Sergio Guaso / Alma Quintero • Petroperú – José Coz • Petrobras – Demarco Epifanio / Francisco Ferreira da Costa • Pluspetrol – Claudio De Diego • Schlumber-ger – Alex Moody-Stuart / Andre Velarde • Spectrum – Verónica Rolandi • Weatherford – Pietro Milazzo.

www.latinvep.org


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La programación contempla la participación de reconocidos ponentes especializados en la Cumbre Estratégica, talleres interactivos, seminarios técnicos y la exhibición internacional

Este año la 4ª edición de Colombia Oil & Gas Conference and Exhibition”

promete ser nuevamente una plataforma expedita tanto para los profesionales colombianos como extranjeros envueltos en el desarrollo del potencial de petróleo y gas, de analizar el curso y nuevas oportunidades en el upstream colombiano.

La cita será del 2 al 4 de Abril en el Centro de Convenciones y Exposiciones Cartagena de Indias Julio Cesar Turbay Ayala. Organizado por CWC Group, el evento cuenta con el respaldo del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Dirección General Marítima, Dimar. Asimismo con el soporte de empresas operadoras y de servicios activas en Colombia.

La Cumbre Estratégica reunirá a líderes del sector para identificar oportunidades y sobreponer los retos que garanticen el progreso continuo del mercado del petróleo y gas de Colombia.

En la lista de ponentes resaltan: Amylkar Acosta Medina, Ministro de Minas y Energía, Colombia; Rafael Guzmán, Vicepresidente Técnico y de Desarrollo E&P, Ecopetrol; Boris Villa Gallo, Gerente Nacional de Gas, Ecopetrol; Orlando Cabrales, Viceministro de Minas y Energía, Colombia; Nubia Orozco, Directora de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA; Javier Betancourt, Presidente, ANH; Camilo Marulanda, Presidente, CENIT; Felipe De La Vega, Presidente, Trenaco; Jorge Trujillo, Gerente de Perforación, Anadarko Colombia; y Ricardo Sarmiento, Vicepresidente de Entrega de Activos y Recursos Técnicos, Talisman Energy.

Los temas a enfocar incluye la Ronda de Licitación 2014 de la ANH, la evaluación

de los éxitos de Colombia dentro de un contexto global, el potencial de gas del país (proyectos actuales y futuros), el desarrollo de No Convencionales, el desafío de incursionar en áreas costafuera, la optimización de las operaciones de crudo pesado, el proceso de obtención de licencias ambientales en el sector.

Este año se espera que la Exhibición supere el éxito de la pasada edición. A la fecha más de 80 empresas han reservado su participación en esta muestra

comercial, que incluye los nuevos pabellones internacionales de China, Estados Unidos y Argentina. La misma brindará espacio para la consecución de cinco seminarios técnicos en las especialidades: Ingeniería costafuera y tecnologías submarinas, Producción de crudo pesado, Expectativas en recursos no convencionales, Gas y Proyectos de refinación en Colombia.

Mayor información sobre el evento:www.cwccolombia.com


Gente

Junta directiva de Ecopetrol

Gonzalo Restrepo López, actual integrante de las juntas directivas de Consumer Goods Forum y Grupo Casino, ocupará la posición de Luis Carlos Villegas, quien sale para asumir el cargo de Embajador de Colombia en Estados Unidos.

Luis Fernando Ramírez, Exministro de Defensa y actual Presidente de la Federación de Leasing (Fedeleasing) sustituye a Fabio Echeverry Correa. Echeverry deja el cargo tras doce años como di-rectivo de la petrolera.

Horacio Ferreira, actual miembro de la junta directiva de Surpetrol, reemplaza a Amílkar Acosta, como Representante de los Departamentos Productores de Hidrocarburos. Acosta permanecerá dentro de la junta, dada su actual posición como Ministro de Minas y Energía.

Javier Gutiérrez Pemberthy se mantiene en la presidencia de la empresa. Con estas designaciones Ecopetrol completa las nueve sillas dentro de su junta directiva, cuya totalidad queda conformada de la siguientes manera:

Gonzalo Restrepo López

Detlev Simonis

Luis Fernando Ramírez

Horacio Ferreira

Para fortalecer sus objetivos a corto y mediano plazo, Ecopetrol anunció la integración de tres nuevos miembros a su actual junta directiva

Miembros independientes

• Jorge Gabino Pinzón Sánchez • Joaquín Moreno Uribe• Luis Fernando Ramírez Acuña• Gonzalo Restrepo López• Horacio Ferreira Rueda, Representante de los Departamentos Productores • Roberto Steiner Sampedro, Representante de los Accionistas Minoritarios

Representantes de la Nación

• Mauricio Cárdenas Santamaría, Ministro de Hacienda y Crédito Público • Amílkar Acosta, Ministro de Minas y Energía • Tatiana Orozco, Directora del Dep. Nacional de Planeación

West Atlantic Cargo

Detlev Simonis ingresó a la compañía de transporte internacional West Atlantic Cargo en la posición de Vicepresidente Ejecutivo.

Con una vasta experiencia en el sec-tor energético e industrial, Simonis se une a WAC luego de haberse destacado en el ámbito de procura y transporte de impor-tantes compañías internacionales y de ser un miembro activo de la junta directiva del American Petroleum Institute, API, Capítulo Houston.

Ahora brinda su amplio conocimien-to y experticia a este nuevo grupo de trabajo, con presencia en Miami, Hous-ton, Venezuela y Panamá, para continuar prestándole servicio al dinámico mercado industrial de las Américas.


2 0 1 4 2 0 1 4

24 - 27 Marzo - 26th Gastech Conference and ExhibitionCorea - www.gastechkorea.com

25 - 26 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & ExhibitionThe Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2014

21 - 23 Mayo - SPE Latin American and Caribbean Petroleum Enegineering Conference - LACPEC 2014Maracaibo, Venezuela - www.spe.org/events/lacpec

01 - 03 Abril - SPE Unconventional Resources Conference - USAThe Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2014

15 - 16 Abril - AADE Fluids Technical Conference & ExhibitionHouston, Texas - www.aade.org

05 - 08 Mayo - OTC 2014Houston, Texas - www.otcnet.org/2014

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

26 - 28 Febrero - SPE International Symposium & Exhibition on Formation Damage Control Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2014

04 - 06 Marzo - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition Fort Worth, USA - www.spe.org/events/dc/2014

05 - 07 Marzo - World Heavy Oil CongressNew Orleans, USA - www.worldheavyoilcongress.com/2014

09 - 11 Marzo - AAPG GTW “Deep Horizon and Deepwater Frontier Exploration in Latin America and the Caribbean”Puerto España, Trinidad & Tobago - www.aapg.org

03 - 07 Marzo 2014 IHS CERAWeek

Houston, USA www.ceraweek.com/2014

26 - 28 Marzo Offshore SEA 2014Cartagena, Colombia

www.facebook.com/spesea.offshorecolombia

26 - 28 MarzoLATINVE&P 2014 Foro y Exposición

Lima, Perúwww.latinvep.org

Media Partner

04 - 07 NoviembreExpo Oil and Gas 2014

Bogotá , Colombiawww.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

02 - 04 Abril4th Colombia Oil & Gas Summit

and Exhibition

Media Partner

Cartagena, Colombiawww.cwccolombia.com

06 - 09 Abril - AAPG Annual Convention & ExhibitionHouston, Texas - www.aapg.org/houston 2014

Calendario

08 - 10 Abril - 5th Rio Gas & Power ForumRío de Janeiro, Brasil - www.cwcriogas.com

Revista Oficial


Última Página

Se prolifera el modelo al estilo Colombia y Brasil donde se crean Agencias

para el manejo de áreas petroleras y las empresas estatales se consolidan como actores importantes de la cadena, pero se las fuerza a tornarse tecnológicas, eficientes, con autonomía de gestión, ser competitivas, corporativas y blindarlas al máximo del poder político, a través de mecanismos como directores independientes, capitalizaciones bursátiles o permitir que se asocien con el capital internacional en los distintos negocios de la cadena.

Uno de los países de nuestra América Latina que se ha caracterizado por ser ultra nacionalista a través de los años sobre la riqueza hidrocarburífera ha sido México. Los demás países han entrado en ciclos de nacionalización y privatización en más de una vez, mientras México mantenía firme la presencia sólida de Pemex en el accionar y control de los hidrocarburos y de la exploración en particular por cerca a 75 años.

La declinación de Cantarell y las necesidades de mayores inversiones en toda la cadena forzaron hace más de media década una tibia reforma energética que no fue suficiente para incrementar inversiones y producción con los Contratos de Servicios Múltiples que celebró Pemex.

La reforma actual sí incluye cambios mucho más profundos para permitir que el sector internacional acceda a contratos de exploración y explotación directos con el Estado o asociada a empresas estatales productivas como Pemex, pero no bajo la tutoría de esta última. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) fue creada al estilo ANH de Colombia o ANP de Brasil, que será

Definiciones en México y Perú y Tendencias Regionales

En Diciembre de 2013 suceden la reforma energética en México y las definiciones tomadas sobre Petroperú en Perú. Analicemos y comparemos cada una de ellas con otros procesos

en la región, de donde se puede rescatar una clara tendencia regional

Álvaro Ríos Roca*

la encargada de administrar las áreas con hidrocarburos y donde Pemex queda como un importante jugador más, especialmente en la exploración y explotación.

Lo importante de resaltar de este proceso de apertura al capital internacional, a contramano de lo que aconteció en Argentina, Perú y Bolivia, es que Pemex seleccionara y la CNH le asignara importantes yacimientos productivos y áreas en cuencas tradicionales. Otras áreas quedarán para licitarlas al sector internacional en diferentes tipos de contratos. También se blinda a Pemex del poder político con la inclusión de directores estatales e independientes y la retirada del sindicato de su directorio. Entendemos que no se permite la capitalización bursátil de Pemex al estilo Ecopetrol o Petrobras.

De esta manera se le da las armas a Pemex para que adquiera un carácter corporativo y eficiente para que sea una empresa estatal que pueda asociarse e invertir en toda la cadena de hidrocarburos. Una reforma más al estilo Colombia y Brasil que han demostrado ser altamente positivas para fortalecer empresas estatales y atraer capital privado. Dos pájaros de un solo tiro.

En Perú hace ya casi dos décadas se hizo una reestructuración del sector con miras a captar capital internacional para fortalecer el sector hidrocarburos y sobre todo aumentar reservas y producción. Los resultados de este proceso nos muestran éxitos rotundos en materia de reservas y producción de gas natural y una muy fuerte caída en materia de reservas y producción de petróleo (de 126,000 Bbl/día a casi 63,000 Bbl/día en aproximadamente 20 años).

El proceso en Perú, fue por la ruta de crear una agencia que promueva, maneje y fiscalice las áreas con interés de hidrocarburos. Perupetro fue creada al estilo ANH en Colombia y ANP en Brasil y ahora CNH en México. Sin embargo, la empresa estatal Petroperú fue obligada a retirarse y vender sus activos en exploración y producción y quedarse con activos de transporte, refinación y comercialización, contrariamente a lo que aconteció en Colombia, Brasil y ahora en México.

A nuestro modesto entender, una empresa petrolera, privada o pública debe tener activos en upstream, debido a que subsistir con los negocios y márgenes del downstream es bastante complicado y peor aun llegar a consolidarse como una empresa fuerte y tecnológica.

Por varios años se había mantenido a Petroperú en un estado de limbo y finalmente en Diciembre de 2013 se ha aprobado una Ley que permite su capitalización bursátil hasta el 49%, lo que incluye contar en el futuro con directores independientes y se le da respaldo financiero para modernizar la refinería de Talara.

Sin embargo, creemos que el proceso podía ir un paso más y se le debe asignar algunas o todas las áreas para exploración y explotación que estén por revertirse al Estado, y mejor si las mismas cuentan con producción o están en áreas tradicionales al estilo Colombia, Brasil y ahora México. Así Petroperú podrá buscar los socios que más le convenga. Shakespeare manifestaría “To be or not to be Petroperú”.

* Actual Socio Director de Gas Energy LA y Drillinginfo

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Febrero 2014 - Petroleum 289