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La Revista Petrolera de América Latina
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MARZO 2010 / No 242/ Petroleum
SECCIONESCornisaCuadranteGenteWarehouseCalendario
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Portada:
MARZO 2010Año 25, Núm. 242
L a R e v i s t a P e t r o l e r a d e A m é r i c a L a t i n aPortada: El Norwegian Petroleum Museum ofrece valiosa información
acerca del proceso de formación del petróleo y los avances tecnológicos para su extracción offshore. (Foto cortesía Panoramio)
IADC/SPE Drilling ConferenceLa Conferencia de perforación organizada por la International Association of Drilling Contractors, IADC y la Society of Petroleum Engineers, SPE, reafirmó su sitial como el principal evento sobre temas relacionados con la construcción de pozos
ESCENARIO
E & P
Colombia competitiva
1
El futuro de los yacimientos carbonáticos 27
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16 Foro mundial de perforación
Sistema de Monitoreo Permanente de P y T a Fondo de Pozo en Campo Girasol, ColombiaHumberto Mendoza, Rafael Ávila, Julián Castro, Néstor Amado, Mauricio Patarrollo, Mansarovar Energy Colombia; Eduardo Lozano, Olga Parada, Ecopetrol; Felipe Robledo, Halliburton/ Mejor trabajo del Área de Perforación del XIII Congreso Colombiano del Petróleo
TECNOLOGÍA
2010 SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition
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PREVIEW
AADE Fluids Conference and Exhibition
IN SITUSPE dictó en Maracaibo conferencia sobre la geomecánica en la gerencia de yacimientosSau-Wai Wong, Chief Petroleum Engineer de Shell E&P en Asia, abrió el programa de conferencias magistrales de la Society of Petroleum Engineers en Venezuela
ACADEMIALos Museos de Petróleo: vestigios de una historia recienteA nivel mundial se han fundado instituciones con la misión de rescatar y difundir los testimonios de aquellas épocas que antecedieron la actual industria del petróleo
Dos consorcios operarán bloques Carabobo 1 y 3 de la Faja Petrolífera del OrinocoOpenWorks® R5000 de Landmark base del ambiente de interpretación de Chevron Savia Perú: Ambicioso plan de inversiones
Open Round Colombia 2010El 9 de Febrero la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, realizó en Houston una de las presentaciones programadas para promover la Ronda Colombia 2010
2010 NAPE ExpoUna nueva edición de NAPE Expo se realizó el 11 y 12 de Febrero con una programación que superó nuevamente las expectativas de los organizadores y participantes
AAPG 2010 Annual Convention & Exhibition
ÚLTIMA PÁGINAC.A.F.E. nuevo capítulo de la SPWLA en Colombia
El auge de los yacimientos carbonáticosJoao Felix, Schlumberger/ En Brasil, los carbonatos pre-salinos han sido el centro de la atención desde que se perforó el pozo descubridor del megacampo, Tupi, en el año 2007
El pasado 11 de Febrero fue inaugurado el Colombian Association of Formation Evaluation, nuevo capítulo de la Society of Petrophysicists & Well Log Analysts
MARZO 2010 / No 242 / Petroleum
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Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela
Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo
Copyright©2010 Reservados todos los derechos. All rights reserved
EdiCióNJorge Zajia, Editor
[email protected] Socorro, Directora
[email protected] Perozo, Directora
[email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor
[email protected]ía Zajia, [email protected]
Juan González Moreno, [email protected]
PROduCCióNVíctor M. Vílchez, Director de Arte
AdMiNiSTRACióN Elena Valbuena
CiRCulACióN Freddy Valbuena
ASESORES EdiTORiAlESAníbal R. Martínez / Petróleo
Diego J. González / Gas Natural
MARACAibOCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Oficinas
Maracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261)783 0389
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OCCidENTEArístides Villalobos / Cel: (0414) 629 2299
CARACAS OFFiCE Esteban R. Zajia
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PETROlEuM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera
latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina
y los Estados Unidos.El precio de la suscripción anual es:
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
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CJorge Zajia, Editor
Gustavo Inciarte Perich
uando se habla de la historia petrolera de Venezuela, hay un capítulo fundamental referido al aporte de la gente que fundó sus cimientos, la que motorizó su evolución y quienes con capa-cidad y talento asumieron la dirección de la industria en la etapa post nacionalización.
Dentro de ese grupo de gente valiosa, ejemplo de vocación y de genuino compromiso
“Particularmente creo que para obtener el máximo beneficio de la tecnología, necesitamos derribar las auto creadas paredes departamentales e integrar toda las experticias profesionales en un equipo multidisciplario que trabaje en función de un mismo objetivo”. Gustavo Inciarte, VII LACPEC, Caracas 21 – 23 de Abril de 1999
con el país, hay nombres que ocuparán siempre un lugar especial, como el de Gustavo Inciarte Perich, un petrolero cuya exitosa trayectoria, aunado a su trato personal cálido y cordial, lo hizo un líder indiscutible, respetado y apreciado por sus colegas, compañeros y discípulos.
La noticia de su fallecimiento el pasado 27 de Enero, en Noman, Oklahoma, entristeció a muchos y en distintos puntos del globo, porque si algo pesa es el hecho de que el “Gordo Inciarte”, como le llamaban sus amigos, fue un maestro cuya enseñanza marcó el hacer de numerosas personas vinculadas a la industria en todo el mundo.
Nació en Maracaibo el 15 de Abril de 1938. Con apenas 19 años, en 1957, obtuvo su gra-do de ingeniería en University of Oklahoma - el cual revalidaría en la Universidad del Zulia. A su regreso al país, ingresa a Shell de Venezuela, donde llegó a ocupar distintas posiciones de nivel técnico y gerencial. Fue el primer venezolano en desempeñarse como Jefe de Ingeniería de Producción Desde allí promovió, en 1968, la creación del Instituto de Investigación Petro-lera de la Universidad del Zulia, que luego dió lugar a la creación del Post-grado de Ingeniería de Petróleo de esa universidad.
Ya con una sólida y connotada carrera en la industria, tras haber ejercido la Gerencia de Operaciones de Producción en Lagunillas, la Gerencia de Exploración y Producción de Mara-ven, entre otros cargos, en 1985 asume como Presidente de Intevep, la filial de Investigación y Desarrollo de Pdvsa, posición que ocupa por espacio de diez años. Bajo su dirección se logra la verdadera integración del proceso de transferencia tecnológica desde el centro de investigación hacia el área operacional, transformando al Intevep en un centro de avanzada que crea tec-nologías de impacto que sitúan a Petróleos de Venezuela en una ventajosa posición comercial a nivel internacional. Completado ese período de su ejercicio profesional, en 1995 pasó a ser miembro de la Junta Directiva de la estatal petrolera venezolana, función que cumplió hasta 1998 cuando se retira de la industria tras 41 años de servicio.
Fue siempre un profesional dispuesto a compartir conocimientos, preocupado por el recurso humano en la industria, su formación y mejoramiento, a lo que dedicó también gran parte de su tiempo, ya fuese desde su rol gerencial, en la docencia o a través de su actividad en organi-zaciones profesionales nacionales e internacionales, como la Society of Petroleum Engineers, SPE, en la que llegó a ejercer la presidencia, siendo el primer y único latinoamericano en ocupar tal posición. Además fue el primer no norteamericano en ocupar un cargo en la directiva de la Gas Procesor Association, GPA.
Desde 2003 fue profesor invitado de Investigación de University of Oklahoma, en el Sarkeys Energy Center, y trabajó con el Energy Institute of the Americas. Valoró altamente su Alma Mater, de la que en 1992 recibió el reconocimiento de “Ex Alumno Distinguido” de la Facultad de Ingeniería. Fue además miembro de la junta asesora de la Escuela de Petróleo e Ingeniería Geológica de esa Facultad.
A lo largo de su carrera recibió numerosos reconocimientos. En 1984 fue distinguido con un reconocimiento especial de la GPA, por su contribución al desarrollo del gas natural a nivel mundial. El 27 de Agosto de 1993, la Asociación Venezolana de Procesadores del Gas, AVPG, instituyó el “Premio Gustavo Inciarte”, en reconocimiento a su aporte a la industria del gas natural en Venezuela. Más recientemente, el 18 de Agosto de 2009 el Colegio de Ingenieros de Vene-zuela, le confirió su máxima distinción, la Orden “Ing. Antonio José de Sucre, Gran Mariscal de Ayacucho”, en el marco del 51 aniversario de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, SVIP.
Una cualidad en los hombres íntegros, es que desde muy temprana edad y durante toda su vida acunan en su mente nobles ideales, que con arrojo procuran hacerlos realidad. El Gordo Inciarte, con una buena dosis de humildad, pero sin falsos complejos, se confesó afortunado por los escaños que le tocó ascender en su carrera, y profundamente honrado por la oportunidad que tuvo de trabajar en equipo. Múltiples ocasiones tuvimos de entrevistarlo o de escucharlo en conferencias, con un mensaje llano y sentido que aún sigue vivo, como cuando le preguntamos sobre su gestión en Intevep y comentó: “lo que se ha hecho durante mi permanencia en el instituto es producto de lo que sembraron mis predecesores y si yo he hecho algo, no veré ese fruto, sino los que vengan detrás de mí, pero estoy orgulloso de poder contribuir en los logros”.
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CuadranteSchlumberger acordó la adquisición de Smith International en un negocio en acciones por 11.340 mi-
llones de dólares. La transacción está sujeta a la aprobación de los accionistas de Smith y las aprobaciones regulatorias del caso, incluyendo las leyes antimonopolio de Estados Unidos. Se prevé que el cierre de la nego-ciación se concrete en el segundo semestre de 2010. Las tecnologías de perforación, productos y experticia de Smith complementarán las capacidades de Schlumberger, cuya presencia geográfica permitirá ampliar la oferta de Smith en todo el mundo y posicionar sus productos en el centro del sistema de perforación del futuro.
TNK-BP anunció que invertirá US$180 millones en Venezuela para el desarrollo del bloque Junín 6 en la Faja Petrolífera del Orinoco entre 2010 y 2012. Junto a las empresas rusas Rosneft, Lukoil, Gazpromneft y Surgutneftegaz, TNK-BP integra el Consorcio Nacional Petrolero, CNP, con el 40 % de participación de la empresa mixta creada para extraer crudo en Venezuela, y donde Pdvsa se reserva el 60% restante. El plan de inversiones responde a la línea de crecimiento estratégico de la compañía dado a conocer en reunión de junta directiva, donde se analizó el rendimiento en 2009 de la compañía.
M-I Swaco adquirió a la empresa Cyclotech mediante un acuerdo completado a fines del pasado año.Creada en 1994, Cyclotech es una compañía basada en el Reino Unido especializada en el tratamiento de agua de producción y productos para el manejo de control de arena. Centra su negocio en soluciones que mejoran el desempeño ambiental y facilitan el aumento de producción. Se espera que el mercado del control de residuos crezca significativamente en los próximos años.
El sistema AutoTrak™ de Baker Hughes tuvo un exitoso desempeño en el Golfo de México al perforar cuatro pozos para un operador en la región. En uno de ellos la profundidad total fue alcanzada 4,5 días antes de lo previsto en el programa de perforación. El AutoTrak™ fue combinado con una mecha PDC en toda la sección 8 1/2 pulgadas de este pozo en una sola corrida. El excelente resultado permitió al operador optimizar el diseño del casing y la densidad del lodo requerido para nuevas perforaciones.
La surcoreana SK Energy anunció la inversión de US$100 millones en tres bloques petroleros en Co-lombia: el Bloque CPO 4, un contrato para exploración y producción localizado en el oeste de los Llanos Orientales; el Bloque CPE 5 en los Llanos, en consorcio en el que el 71.4% corresponde a la minera australiana BHP y el Bloque SSJN-5, en el Bajo Magdalena, Sinú Norte, en joint venture con Petropuli.
Canacol Energy, petrolera canadiense con operaciones en Colombia, Brasil y Guyana, anunció su plan de inscribirse en la Bolsa de Valores de Colombia, BVC. La compañía tiene operaciones en los Lla-nos Orientales, en donde es operador de dos yacimientos productivos, Entrerríos y Rancho Hermoso; el Valle del Magdalena Medio, mediante el contrato de exploración y producción Sierra; y en el Caguán, en el Putumayo, con los contratos de exploración y explotación Ombú y Tamarín y el Área de Evaluación Técnica Pacaraná. La operación en Colombia le representaba el 47% de los ingresos a la compañía.
El XXIII Congreso Mundial del Gas Licuado del Petróleo se realizará del 28 de Septiembre al 1 de Octubre en el Palacio de Congresos de Madrid. Bajo el lema “GLP, una extraordinaria energía” este evento reunirá a expositores, clientes y empresas relacionadas con el GLP. Simultáneamente se celebrarán el Congreso Anual de la Asociación Europea de GLP y la XXV edición del Congreso de la Asociación Iberoamericana de GLP, AIGLP. La agenda subraya el dinamismo adquirido por esta industria en los últimos años, destacando los beneficios del gas licuado de petróleo como alternativa energética limpia, eficiente y disponible en la actualidad.
Una misión de la empresa rusa Gazprom llega este mes de Marzo a Uruguay para evaluar la exploración sísmica de la plataforma marítima y continental del país, informó el ministro de Industria Raúl Sendic, quien acotó que además se estudiará si la empresa rusa puede abastecer a la planta de regasificación que construirán Ancap y UTE. Afirmó que existe interés de un fondo empresarial de Rusia para levantar una planta de producción de alcohol en Paysandú. También adelantó que existe la posibilidad de lograr un intercambio comercial con Corea del Sur.
NXT Energy Solutions se adjudicó un nuevo contrato para evaluar áreas offshore y en tierra para un operador en Colombia. Desde su llegada a este país en 2009, la compañía canadiense de prospec-ción petrolera ha ganado aceptación, como lo demuestra este tercer contrato para su tecnología Strees Field Detection, SFD®, un método eficaz para estudios de exploración en áreas de difícil acceso, y con mayores ventajas que la sísmica convencional.
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In Situ
S P E dictó en Maracaibo conferencia sobre la geomecánica en la gerencia de yacimientosMás de 40 profesionales de la región zuliana profundizaron en conocimientos sobre la importancia de los procesos
geomecánicos en el desarrollo y la gerencia de yacimientos
C omo parte del programa de conferencias magistrales o Dis-tinguished Lecturers Program, que anualmente organiza la SPE
a través de sus diferentes capítulos inter-nacionales, el 1 de Febrero se realizó en Maracaibo, la charla “Geomecánica – El eslabón perdido en la gerencia de yaci-mientos”, en la sede del Capítulo Zulia de la Cámara Petrolera de Venezuela.
La actividad fue atendida por más de 40 profesionales de la ingeniería, geofísi-ca y geología petrolera, principalmente de Pdvsa y de otras empresas privadas que operan en la región zuliana, quienes profundizaron en conocimientos sobre la importancia de los procesos geomecánicos en el desarrollo y la gerencia de yacimien-tos, así como los problemas y desafíos que
enfrenta la comunidad de ingenieros de petróleo en la materia.
La charla estuvo a cargo del Dr. Sau -Wai Wong, Gerente de Aseguramiento y Capacidad e Ingeniero Petrolero Jefe de Shell Exploración y Producción en Asia.
Wong presentó una visión actual sobre los nuevos y más resaltantes problemas y retos geomecánicos, en su gran mayoría relacionados con los recursos no conven-cionales y/o difíciles de explotar, con la recuperación mejorada (EOR) y los pro-cesos térmicos de extracción; así mismo vinculados al almacenamiento de CO2 para no arrojarlo a la atmósfera.
Todo ello –explicó- apunta a la ne-cesidad de un mayor entendimiento de los fundamentos teóricos y al desarrollo de más sofisticados métodos de labora-
El Dr. Sau -Wai Wong, Gerente de Aseguramiento y Capacidad e Ingeniero Petrolero Jefe, Shell Exploración y Producción Asia, fue el conferencista de la charla. A la izquierda, Juan González y Heglenys Perozo, Revista Petroleum; Sau -Wai Wong; Adolfo D´Windt, Pdvsa; Michael Kramer, Petroregional del Lago; Fernando Delgado, Director Ejecutivo, Cámara Petrolera Capítulo Zulia y Vivian Galán, Coordinadora de Comunicaciones, Shell Venezuela
torio y de experimentación, de modelos térmico-geomecánicos y descripción de la interacción roca-fluidos que incluyan adecuadamente los efectos químicos.
Muchos de estos problemas geomecá-nicos – refirió- se pueden enfrentar adecua-damente con modelos actuales adaptados a las circunstancias. En este sentido, ilustró ejemplos de cómo puede integrarse mejor la geomecánica a los procesos de desarrollo y gerencia de los yacimientos a los fines de optimizar el desarrollo de los vastos pero limitados recursos de hidrocarburos.
La Cámara Petrolera de Venezuela Capí-tulo Zulia consideró su respaldo a esta activi-dad de la SPE como un primer acercamiento entre las dos instituciones, bajo el objetivo de difundir información técnica al recurso huma-no del sector hidrocarburos en el país.
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Open Round COLOMBIA 2010El pasado 9 de Febrero, en el George
Brown Convention Center de Houston, se celebró una de las once presentaciones
que, bajo el lema “Colombia: The perfect environment for Hydrocarbons exploration and production” realiza la
Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, con la finalidad de ofrecer al mundo
petrolero la información necesaria para incentivar su participación en los
programas de exploración y producción que este año adelanta el país,
en su estrategia de convertirse en el mediano plazo en una potencia
petrolera de clase mundial
In Situ
La comitiva de la ANH encabezada por su Director General, Armando Zamora y conformada por Claudia Lafaurie, Directora de Administración y Finanzas; Claudia Mora, Viceministra del Ambien-te; Gian Carlo Suescún, Jefe de la Oficina Legal; y un importante grupo de asesores y personal de apoyo realizó en Houston la segunda parada de la “Open Round Colombia 2010”, luego de su exitosa y pro-ductiva presentación en Calgary. Después seguirán las presentaciones en Toronto, Río de Janeiro, New York, Madrid, Londres y Edinburgh, Singapore, Perth, Shanghai y Sydney, en un agotador periplo que busca mostrar al mundo las virtudes de Colombia como un importante y seguro destino de las inversiones para la explotación de los hidrocarburos.
En esta oportunidad le correspondió al legendario Pete Stark, IHS, dar la bienvenida a los casi 200 empresarios del oro negro congregados en uno de los sa-lones del Centro de Convenciones George Brown. Pete redondeó la idea central del ambiente positivo que existe en Colombia para las inversiones: Cuencas sedimenta-rias promisorias, economía en expansión y seguridad jurídica.
El punto focal de esta ronda fue actuali-zar la información sobre el potencial de las
cuencas que se ofrecen y que la ANH ha dividido en tres tipos:Tipo 1: Bloques loca-lizados en cuencas ma-duras para contratos de E&P (Mini Rondas).Tipo 2: Bloques ubica-dos en cuencas nuevas prospectivas para con-tratos de E&P.Tipo 3: Bloques en cuencas de frontera para contratos de Evaluación Técnica Especial (TEA: Technical Evaluation Agreement).
En líneas generales, los Contratos de E&P son acuerdos a largo plazo, dividi-dos en dos períodos: Exploración y Pro-ducción, donde el inversionista opera au-tónomamente por su cuenta y riesgo, es dueño de la producción, por lo que debe pagar los impuestos, la regalía y otros de-rechos económicos menores.
El Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA en sus siglas en inglés) es un convenio de corto plazo que consiste en la evalua-ción (y certificación) de la información existente de un área de interés a fin de determinar su potencial. Un TEA se puede convertir en un contrato E&P, sujeto a las reglas que rigen a éstos.
Agenda Las actividades
empezaron a las 9:30 a.m. y se prolongaron durante todo el día hasta pasadas las seis de la tarde. La agenda se dividió en dos par-tes: en la mañana se hicieron las presenta-ciones generales sobre la visión del país, las
características de la ronda y los aspectos legales y ambientales que regulan la acti-vidad petrolera en Colombia.
La tarde se dedicó las Sesiones Técnicas, donde la introducción le correspondió a Skip Hobbs, Ammo-nite Resources; Jairo Mojica, Asesor de la ANH, disertó sobre los Aspectos Técnicos de las Áreas Ofertadas en las Cuencas Maduras y en las Cuencas de Frontera y Emergentes.
Carlos Vargas, Universidad Nacio-nal, hizo una presentación sobre la Visión Global del Potencial Hidrocarburífero de Colombia.
También se colocaron varias esta-ciones de trabajo, tipo carteleras, donde los presentes recibieron una descripción detallada de los diferentes tipos de bloques ofertados.
Los representantes del Gobierno y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, de Colombia durante la presentación en el Centro de Convenciones George Brown de Houston: Gian Carlo Suescún, Jefe de la Oficina Legal; Claudia Mora, Viceministra del Ambiente; Armando Zamora, Director General ANH; y Claudia Lafaurie, Directora de Administración y Finanzas
El reconocido petrolero norteamericano Phillips “Pete” Stark, VP de Relaciones
Industriales de IHS, pronunció las palabras de bienvenida
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Aspectos GeneralesArmando Zamora aportó una vi-
sión sobre el panorama actual de Colom-bia, país con la democracia más antigua en Sur América; segundo en población, con 45 millones de habitantes; el tercer productor de petróleo con 734.000 bpd; la tercera economía en la región; y el cuarto país en términos de superficie te-rritorial, con 1.2 millones de Km2.
La mitad de sus ingresos corresponden a las actividades Petrolera (32%), Minera (18%) y Manufacturera (17%). El resto en ese orden lo aportan los sectores Finan-ciero (10%), Comercio y Hoteles (10%) y Transporte y Comunicaciones (8%).
Posee unas reservas probadas recupera-bles de 2.500 MMBbls de crudo y 4.1 Tera PC de gas natural. La producción de este hidrocarburo a Diciembre de 2009 fue de 1.1 MMMPCD. La actividad exploratoria se ha incrementado sustancialmente y se estima que este año se llegue a los 90 millo-nes de hectáreas bajo cualquier modalidad de exploración. A finales de 2009 existían 58 contratos de E&P y 6 TEA, se corrieron 20.000 kilómetros de líneas sísmicas de 2D equivalentes y se perforaron 99 pozos exploratorios.
El Director de la ANH concluyó su in-tervención de apertura de la Open Round en Houston, afirmando que Colombia ofrece excelentes oportunidades para la inversión petrolera: una geología prolífica, un buen ambiente para los negocios, un marco institucional apropiado, un contrato atractivo, rondas competitivas, la estabili-dad del sector y una ventana abierta a más oportunidades.
Proceso de LicitaciónClaudia Lafaurie, Directora de
Administración y Finanzas de la ANH, hizo la presentación medular de la Open Round Colombia 2010 con los detalles y condiciones generales de lo qué se está ofertando en cada uno de los tres tipos de contrato:
Tipo 1 (Mini Rondas de E&P): Se oferta 138 Bloques con un área total de 5.893.685 Ha; en ellas se han perforado 268 pozos y levantado 32.616 Km de líneas sísmica.
Tipo 2 (Cuencas Nuevas Pros-pectivas): 31 Bloques con un total de 8.459.046 Ha, donde existen 147pozos y 24.041 Km de líneas sísmicas.
Tipo 3 (TEA): 56 Bloques, 33.253.683 Ha, 50 pozos y 11.225 Km de sísmica.
En total, en la ronda Colombia 2010 se están ofertando 225 bloques, con un total 47.606.414 Ha, donde existen 465 pozos perforados y se han levantado 67.882 Km de líneas sísmicas.
El costo de los paquetes de datos, que dan derecho a participar en el pro-ceso, es de US$ 20.000 para las áreas del Tipo 1 y de US$ 100.000 para las áreas del Tipo 2 y 3.
Lafaurie profundizó en los progra-mas de exploración mínimos, por tipo y por áreas, los aspectos y requisitos exigidos a las empresas para su cualifi-cación, las capacidades financiera, téc-nicas y operacionales exigidas, así como en las restricciones por operador y a la responsabilidad ambiental y social.
También se refirió ampliamente a los documentos exigidos para la licitación y a los criterios para el otorgamiento de la buena pro.
El proceso se cierra el 21 de Junio de 2010 con la presentación de la licitación de las empresas que aparezcan listadas en la pre cualificación que se publicará en 24 de Mayo.
Aspectos Legales y ContratosPor su parte el Jefe de la Oficina Legal
de la ANH, Gian Carlo Suescún, fue el encargado de explicar los detalles del marco legal, de la información general de los contratos, del Contrato de Exploración y Producción, del Contrato Especial TEA
y de los aspectos comunes de los Contratos de E&P y TEA.
El Contrato de E&P establece una du-ración de 30 años: 6 años para exploración y 24 años para producción. A su vez la ex-ploración tiene dos fases de 36 meses cada una, siendo la primera mandatoria.
Abundó en explicaciones claras y detalladas sobre lo establecido para el programa de descubrimiento y evalua-ción, el período de producción, el plan de desarrollo, los derechos económicos, los royalties, la participación por altos precios del petróleo y la confidencialidad de la información.
El Contrato Especial TEA tiene como objetivo fundamental realizar las activida-des de evaluación técnica para la selección de áreas potenciales para los contratos de E&P. Tienen una duración de 36 meses. Tienen una reglamentación especial.
Prioridades Ambientales y SocialesClaudia Mora, Viceministra de Am-
biente, explicó a la calificada audiencia todo lo relativo al marco regulatorio en materia ambiental y social que rige en Colombia.
Inició invocando las leyes, decretos y reglamentos donde se establecen los requi-sitos para un proceso de licenciamiento am-biental exitoso; así como la consulta previa para la elaboración del estudio de impacto ambiental (EIA) o del plan de manejo am-biental (PMA) y los aspectos prácticos del trámite de la licencia ambiental.
La ANH La Agencia Nacional de Hidrocarburos
es la entidad que en Colombia se encarga de manejar las fuentes de hidrocarburos de la Nación. Fue creada por el gobierno me-diante el Decreto-Ley 1760 del 16 de Junio de 2003, como una unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía. La ANH otorga las licencias de las áreas para exploración y producción.
La ANH es la autoridad responsable de promocionar el desarrollo óptimo y sustentable de las fuentes de hidrocarburos del país, a través de una gestión integral que armonice los intereses de la sociedad, el Estado colombiano y las compañías del sector.www.anh.gov.co
Armando Zamora flanqueado por los petroleros venezolanos Edgard Leal, exdirectivo de Pdvsa y Director de Asesorías y Servicios de Gaspetro; y Jorge Zajia, Editor de Petroleum
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E&P
Dos consorcios operarán bloques Carabobo 1 y 3 de la Faja Petrolífera del Orinoco
Los consorcios seleccionados, cuyos primeros volúmenes de crudo se producirán a partir de 2016, se desenvolverán dentro del marco legal y fiscal de la República y según lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, como el pago de Regalía de 33,3%, una tasa
de 50% en Impuesto Sobre La Renta y el 50% por concepto de ventas de hidrocarburos para el Estado venezolano
En acto celebrado en el Palacio de Mi-raflores, el presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez, y el Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y Presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez, dieron a conocer los consorcios que operarán los proyectos 1 y 3 del área Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco.
El consorcio integrado por Mitsubishi e Inpex, de Japón; Chevron, de Estados Unidos; y Suelopetrol, de Venezuela, fue seleccionado para operar en el proyecto Carabobo 3, conformado por Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5 y construir un mejorador en la región de Soledad, estado Anzoátegui. Este grupo consignó un bono de 500 millones de dó-lares estadounidenses y prevé la produc-ción entre 400 y 480 mil bpd de crudo.
El consorcio compuesto por Repsol, de España; Petronas, de Malasia (la estatal petrolera de esa nación asiática); y Oil and Natural Gas Corporation (estatal petrolera india), Oil Indian Limited y la Indian Oil Corporation, de India, se encargará del proyecto Carabobo 1, integrado por Ca-rabobo 1 Centro y Carabobo 1 Norte. Esta sociedad entregó 1.050 millones de dólares estadounidenses y estima producir 480 mil bdp de crudo. También contempla la construcción de un mejorador en Soledad, estado Anzoátegui. El proyecto Carabobo 2 quedará reservado para Pdvsa.
Se prevé que la firma de los acuerdos de asociación se realice el 25 de Marzo, de acuerdo con el cronograma de produc-ción. Para el desarrollo de estos dos pro-yectos se espera una inversión de hasta 30.000 millones de dólares.
Pdvsa construirá, por cuenta propia o en asociación con sus socios, la infraestruc-tura necesaria para el despacho de crudo en Araya, estado Sucre. Este terminal tendrá una capacidad inicial para 800 mil
bpd de petróleo. También se construirán aproximadamente 400 kilómetros de oleo-ductos de 42 pulgadas
6 millones de barriles en 2016El ministro Rafael Ramírez, destacó
que en la Faja se harán inversiones por el orden de los 80.000 millones de dólares hasta el año 2016, de los cuales 30.000 millones se destinarán a los dos bloques de Carabobo y 50.000 millones de dóla-res en los desarrollos de Junín. Con estos proyectos Venezuela alcanzará una pro-ducción de 6 millones de bpd en 2016.
Se estiman recursos de más de 25.900 millones de dólares orientados a impulsar proyectos que impactarán positivamente en la calidad de vida de la población.
La Faja Petrolífera del Orinoco posee una extensión de 55.314 Km2 y abarca los estados Guárico, Anzoátegui
y Monagas, región que posee 1,3 billones de barriles de petróleo en sitio. En esta área se ejecutará el Proyecto Socialista Orinoco, mediante el cual se encuentran en desarrollo las áreas Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Este último contará con nuevas inversiones a cargo de nueve empresas agrupadas en dos consorcios, en un proceso de selección en el cual participó un total de 21 firmas transnacionales y nacionales, iniciado en el mes de Octubre de 2008 y que deberá culminar con la firma de los contratos para la conformación de las empresas mixtas.
Con la incorporación de los volú-menes del Proyecto Carabobo, Pdvsa prevé el incremento de la producción de crudo proveniente de la Faja en un millón 290 mil bpd del año 2010 al 2016.
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Mapa de localización del proyecto Carabobo 1. Fuente: Repsol
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E&P
OpenWorks® R5000 de Landmarkbase del ambiente de interpretación de Chevron
Landmark, línea de productos y servicios de la División de Perforación y Evaluación de Halliburton, firmó un importante contrato con Chevron Energy Technology Company, para el despliegue mundial del software OpenWorks® R5000,
un sistema estándar de administración de datos de geociencia
La solución OpenWorks® R5000 será utili-zada por más de 1.500 científicos de Ciencias de la Tierra de Chevron y es un elemento clave de la próxima generación de la estrate-gia de interpretación de la compañía.
El software integra las aplicaciones, datos, procesos y equipos de forma que los expertos puedan tomar decisiones más apropiadas y acertadas, reduciendo los riesgos, costos y tiempo no productivo, dis-minuyendo incertidumbres y aumentando las reservas. Su integración es mucho más sencilla con un solo punto de ingreso de datos, eliminando la entrada de datos re-dundantes, reduciendo errores y ahorran-do capacidad de almacenamiento.
Su selección por parte de Chevron Energy Technology “es un testimonio de cómo los clientes valoran seguir recibiendo la aplicación OpenWorks RS5000”, dijo Gene Minnich, Vicepresidente de Halli-burton Landmark Software and Services.
datos del proyecto y crea múltiples vistas de un conjunto de datos minimizando la duplicación. Diferentes niveles de acceso garantizan la seguridad. Incluye el pre-api-lado como tipo de datos nativos, además mejora la captura de conocimiento, la historia de la interpretación y la conversión cartográfica instantánea.
En Octubre de 2008, la liberación de OpenWorks R5000 ganó un World Oil Award en la categoría de Mejor solución de gestión de datos.
“Durante los últimos 15 años nos hemos adherido al principio de la apertura, lo cual ha ayudado a la posi-ción del software OpenWor-ks como el principal sistema de gestión de proyectos en nuestra industria. El com-promiso con la evolución de este sistema permite a los clientes lograr sus objetivos de negocio”.
La apertura de acceso a la plataforma OpenWorks para la integración de otros proveedores y aplicaciones propietarias de Chevron, proporciona la flexibilidad necesaria para perfeccionar los flujos de trabajo upstream, como la construcción de la siguiente generación de ambiente de interpretación continua.
El software OpenWorks es usado por más de 12.000 intérpretes y 800 empresas de E&P de todo el mundo. Integra los
Fruto de la transformación de Petro-Tech Perú, la nueva empresa tiene como principal objetivo estratégico consolidarse entre los primeros productores de crudo y gas del Perú. Apunta este año a producir 18.000 barriles de petróleo equivalente por día
y alcanzar en 2016 una producción de 50.000 barriles por día
Ambicioso plan de inversiones
Con la unión de Knoc de Corea del Sur y Ecopetrol Colombia se consolida una nueva compañía de exploración y produc-ción de hidrocarburos, que tiene como principal objetivo estratégico consolidarse entre los primeros productores de crudo y gas del Perú.
Nelson A. Castañeda, Vicepre-sidente Ejecutivo de Operaciones de SAVIA Perú, explicó que el lanzamiento de la nueva empresa, marca el inicio de una gestión distinta, “con más inversión, capacitación del personal y la generación de oportunidades de empleo en las zonas de influencia.
“Hoy nuestra compañía beneficia directa e indirectamente a más de 5.000 familias peruanas, y esperamos, gracias al desarrollo de nuestro plan de inversiones, incrementar sustancialmente esta cifra durante los próximos años”.
La junta directiva de Savia Perú la con-forman seis miembros, tres coreanos y tres colombianos, liderados por el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez. También se distribuyeron las funciones de adminis-tración, con lo cual Ecopetrol se concen-trará en el manejo de la producción y las operaciones administrativas y la coreana en el manejo financiero.
La nueva empresa tiene previsto una inversión de más de US$2.500 millones para los próximos siete años en activi-dades de exploración y producción de crudo y gas. Esto la consolidará como una empresa líder en el sector, que produci-rá este año 18.000 barriles de petróleo equivalente por día, e incrementará esta producción a 50.000 barriles en 2016.
Según Castañeda en 2009 el prome-dio de producción de barriles de petró-leo equivalentes por día fue de más de 13.000. La utilidad neta fue de US$23 millones, superando en 39% el plan tra-zado al comenzar la gestión.
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Bajo el lema “El lugar de trabajo del mañana: ingredientes esenciales”, el
evento organizado por la International Association of Drilling Contractors,
IADC, conjuntamente con la Society of Petroleum Engineers, SPE, logró
configurar un espacio para la discusión de alto nivel sobre temas relacionados
con la construcción de pozos, reafirmando su sitial como el primer
foro mundial sobre los principales desafíos y asuntos que impactan este importante segmento de la
industria de E & P. El programa estuvo conformado por 18 sesiones técnicas,
tres sesiones plenarias, más de 45 sesiones de intercambio y de ePoster y una muestra técnico comercial con
la presencia de empresas líderes, fabricantes y suplidores de equipos y
servicios de perforación
D
Escenario
urante tres días, el Ernest N. Mo-rial Convention Center, en New Orleans, fue sede de una audien-cia internacional de profesionales
Tomorrow’s Workplace: The Essential Ingredients
de empresas operadoras y contratistas de servicio de perforación, participantes en la edición 2010 de la IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, cuyo progra-ma puso su acento en tópicos como la tec-nología tradicional y nuevas tecnologías de punta, la completación y desarrollo
de campos, la gente, la planificación y la seguridad, propiciando el intercambio de puntos de vistas sobre los aspectos críticos o decisivos de las operaciones, en línea con el tema central del evento.
Como aspectos destacados de la con-ferencia de este año, cabe mencionar la presentación de más de 110 documentos técnicos. De igual forma, la realización de tres sesiones plenarias con la participación de grupos de expertos, quienes compartieron
New Orleans, Louisiana - 2 - 4 de Febrero, 2010Una vista panorámica del legendario Río Misisipi
David Tonner, Director Global Sales de la División de Surface Logging System de Weatherford, capta la atención de asistentes al evento, durante una presentación técnica acerca de las capacidades de esta compañía proveedora de equipos y servicios para las áreas de perforación, evaluación, completación, producción e intervención de pozos.
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sus opiniones y respondieron a las preguntas de los delegados sobre temas como efecti-vidad en la aplicación de tecnologías, los jóvenes profesionales y la automatización. Todo un programa diseñado para abordar los problemas que encara la industria “en estos tiempos sin precedentes”, tal como lo acotó Bob Bloom, Presidente del comité organizador de esta edición. En cuanto a la exhibición, más de 100 proveedores de equipos y servicios de perforación mostra-ron las últimas herramientas y tecnologías en un espacio que superó los 20.100 pies cuadrados.
Integrada por miembros de la industria petrolera mundial, desde 1940 la IADC ha cumplido un importante rol en pro del mejo-ramiento de las prácticas en salud, seguridad y medio ambiente, las tecnologías de perforación y completación, propiciando el establecimiento de normas, prácticas, legislación y regulaciones que conduzcan a operaciones de perforación seguras, eficientes y ambientalmente amigables en todo el mundo. Mediante su conferencias, seminarios de capacitación o entrenamiento, publicaciones impresas y electrónicas, y una amplia red de publicaciones técnicas, fomenta contínuamente la educación y la comunicación en la industria petrolera.
De igual forma la SPE, como una so-ciedad profesional internacional, propicia el intercambio de conocimientos relacionados con la explotación, desarrollo y producción de petróleo y gas, promoviendo el avance y aplicación de tecnologías y prácticas relacionadas, proveyendo a sus miembros múltiples oportunidades de intercambio de conocimientos y experiencias.
Actividades introductoriasEl 1 de Febrero, previo al inicio ofi-
cial de la conferencia se desarrollaron dos importantes actividades: el curso so-bre la técnica de perforación con presión controlada o Managed Pressure Drilling, MPD, y un taller sobre Sistemas de Au-tomatización coordinado por la Sección Técnica de la SPE.
El curso estuvo orientado a personal nuevo en la industria o cualquier persona motivada en ampliar sus conocimientos de todos los aspectos operativos de un proyecto de este tipo, enfatizando objeti-vos de la perforación MPD, variaciones, sistemas de fluidos de perforación, equi-pos de superficie, completación de pozos MPD, aspectos de SHA, limitaciones, costos, casos y el futuro.
La importancia de la tecnología para permitir la producción de campos ma-duros, plays no convencionales y de am-bientes extremos está bien documentado y en general, bien respaldada por los operadores, contratistas y proveedores de servicios de plataforma. Por consi-guiente, no es un objetivo de la industria hacer retroceder el reloj. Sin embargo, la tecnología sólo es un componente de la eficiencia de perforación de un pozo. También debe llevarse a cabo de mane-ra eficaz, eficiente, lo cual se ha vuelto aún más crítico en una economía con limitaciones de capital.
Sesiones plenarias
La agenda de la reunión sobre Auto-matización incluyó palabras de apertura por parte de John Thorogood, Drilling Global Consultant, un foro sobre razo-nes empresariales para la automatización de perforación, con la intervención de re-presentantes de ExxonMobil, Shell, Wea-therford, Maersk Contractors, Helmerich and Payne y NOV; y otro sobre barreras para la automatización.
Debate e interacción El programa técnico cubrió los temas
de Tubulares, Aguas profundas, Compor-tamiento de la perforación, Perforación direccional, Cementación, Aislamiento zonal, Managed Pressure Drilling, Fluidos de perforación, Tecnología de mechas, He-rramientas de Downhole y Posicionamien-to, Tecnología inteligente de plataformas y equipos, Tecnología de completación y Desarrollo de campo y Estudio de casos.
También se realizaron más de 45 se-siones de intercambio de conocimiento y de ePoster, las cuales permitieron promo-ver el debate y la interacción entre autores y participantes, alentando a las personas a compartir mejores prácticas a través de la creación de redes.
De acuerdo al criterio de los expertos, la industria de la perforación está en una encrucijada. Con tanta tecnología al alcance, las empresas pueden diseñar y aplicar herramientas de perforación más innovadoras, sin embargo sigue siendo un desafío lograr
incorporar las nuevas tecnologías de forma más eficiente. Tres sesiones plenarias propiciaron la discusión de este y otros temas de especial significación en el momento actual
Superando la complejidad tecnológica
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La primera Sesión Plenaria permitió analizar si la tecnología está superando a la competencia. Como moderador participó Mark Mitchell, Weatherford. El distinguido panel estuvo conformado por Helge Hove Haldorsen, Statoil; Fred Florence, NOV; Scott Sigurdson, BP; y Mark Childers, Consultor.
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Mark Mitchell, de Weatherford In-ternational, moderó esta primera sesión, cuyo panel integrado por Helge Hove Haldorsen, de Statoil, Fred Florencia de National Oilwell Varco, el consultor Mark Childers y Scott Sigurdson, de BP, centró su discusión en el hecho de si las plataformas y equipos están dando las eficiencias esperadas, o simplemente aña-diendo una complejidad innecesaria.
El representante de Statoil dijo que la perforación tendrá que ser más eficiente y más barata para poder cumplir con los niveles de demanda en 2030. Una de las nuevas fronteras es la de aguas profundas del Golfo de México, dos tercios de las cuales está cubierta por sal. Haldorsen desafió a la industria a reducir los elevados costos de perforación a la mitad, además de reducir las emisiones de CO2. “Necesitamos una mejor tecnología y ser capaces de cartografiar el sub-sal con mayor precisión”, dijo. El objetivo es perforar múltiples fracturas, pozos multilaterales en todas partes. En el campo de Troll, Mar del Norte, Statoil tiene hoy 120 pozos multilaterales, cada uno con hasta cinco branches.
Fred Florencia examinó las mejoras tecnológicas en los últimos 40 años hasta llegar en el 2000 al uso generalizado de vehículos operados con control remoto (ROV). Probablemente los sistemas avan-zados de control sean el mayor legado en esta década, dijo.
El tremendo desafío es cómo migrar e implementar tecnología más avanzada en plataformas. En el plano internacional, dijo, es importante darse cuenta que las diferencias culturales determinan distin-tas formas de utilización de los equipos en diferentes zonas geográficas. Debe ha-ber un valor reconocible para todos, des-de los superintendentes de perforación a las tripulaciones y equipo de perforación. “Una vez que entendamos cómo la tec-nología afecta el pozo, vamos a perforar más pozos de forma rentable”.
Para el VP de Ingeniería de Perfora-ción y Completación de BP, Scott Si-gurdson, en todas las operaciones de la industria es importante hacerlo bien la primera vez. Por ello, para hacer frente a la creciente complejidad de la perforación y completación de pozos, en ambientes cada vez más extremos, el enfoque de la
compañía está en la formación y desarro-llo de ingenieros especialistas.
Sigurdson dijo que ahora los pozos se están planeando a profundidades y condiciones de presión y temperatura mayores, como en el Golfo de México, donde puede alcanzar los 500º F, con presiones de 25.000 psi a boca de pozo. También mencionó el caso del desarro-llo planificado de BP en el campo de Liberty en Alaska. BP ha desarrollado planes de trabajo específicos para el per-sonal de avance, que incluye la experien-cia de trabajo, la capacitación formal y elementos de evaluación.
El veterano Mark Childers puntuali-zó que durante más de 25 años la tecnolo-gía en esta industria ha sido innovadora y exitosa, pero la nueva tecnología no siem-pre es mejor, ni más segura. Incluso, con la adición de algunas nuevas tecnologías se ha sacrificado la eficiencia operacional y la capacidad del personal de plataforma para operar de forma independiente.
Se debe considerar el costo de las nuevas tecnologías en comparación con el ahorro de tiempo de funcionamiento y seguridad, expresó.
La sesión moderada por Carlos Rodas de CLR Solution, contó con la intervención de Danny Reg, de Anadarko; Pat Neal, de National Oilwell Varco; Dharmesh Prasas, de Schlumberger; y Mike Roth Jr., de Encana. El panel enfocó su discusión en la necesidad de la industria de encon-trar la forma de captar los conocimientos y habilidades de la fuerza de trabajo con experiencia, y combinar eso con los últi-mos conocimientos y herramientas que los profesionales jóvenes traen consigo, dando lugar a un interesante debate sobre la YPs en la Industria de Petróleo y Gas, sus expe-riencias, necesidades, contribuciones, las expectativas de la industria, las necesidades de formación y los métodos de hacerlo, la captura del conocimiento y su transferen-cia a los YPs. Es inevitable que los líderes de hoy tendrán que pasar el testigo a la próxima generación, pero ¿están los vete-ranos de la industria haciendo lo suficiente para transmitir su sabiduría a los jóvenes profesionales?
Para entender realmente a esta genera-ción, debemos mirar a algunos de los hitos culturales y tecnológicos que ocurrieron durante su juventud, dijo la VP de Desa-rrollo Organizacional de NOV, Pat Neal. “Esta generación nació en una época com-pletamente digital”. Dibujó el panorama general de las YPs, caracterizados por su alto sentido de autoestima y altas expec-tativas respecto a su promoción en una
...Escenario
Jóvenes profesionales: la fórmula del éxito
Los Jóvenes Profesionales: Una fórmula para el éxito, fue el tema central de la segunda Sesión Plenaria, la cual tuvo como moderador a Charles Rhodes, de CLR Solutions, y como panelistas a Pat Neal, NOV; Mike Roth, Jr., Encana; Danny Rehg, Anadarko; y Dharmesh Prassad, Schlumberger
empresa, pero con una falta de capacidad para tomar decisiones importantes. Sugi-rió que las empresas propicien un trabajo colaborativo. “Las organizaciones tendrán que considerar nuevas medidas para el éxito”, dijo.
Dharmesh Prasas, estratega del mercado de servicios de yacimientos de Schlumberger, habló del aumento previsto de 35% de la demanda energé-
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sus ideas sean consideradas y se esfuerzan por crear relaciones de colaboración de trabajo con sus colegas con más experien-cia para el mejoramiento del proyecto. De la misma forma Danny Reg, ingeniero de perforación de Anadarko, consideró que el tiempo de campo es fundamental para que la próxima generación puede desarrollar una comprensión más profun-
tica mundial en los próximos 20 años, la mayor contribución de las fuentes de hidrocarburos no convencionales y las im-plicaciones para la fuerza laboral. Habrá oportunidades para los YPs de sobresalir en este entorno dinámico, pero exhortó a la industria a brindarles el apoyo que necesitan, y a planificar sus necesidades de personal de forma más agresiva, “sobre todo porque sabemos que las tendencias a largo plazo son positivas”.
Los dos jóvenes profesionales que inte-graron el panel elevaron la preocupación de su grupo de no estar obteniendo la experiencia de campo al ritmo que estiman necesario. Mike Roth Jr, vinculado a las operaciones de producción de petróleo y gas de EnCana, en Dallas, examinó el pro-grama de formación de rotación de su em-presa, que permite a los nuevos empleados participar en el aula de formación persona-lizado en disciplinas seleccionadas, y tener un mentor asignado en cada disciplina. Sugirió que la formación de YPs debería proporcionar un mejor equilibrio de la experiencia laboral tanto en oficina como en el campo. Los YPs están ansiosos de que
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Partícipes de la proyección corporativa de Schlumberger en los escenarios petroleros más importantes: Felix Soepyan, Marketing and Communications Manager de Well Services; Susan Ganz, Media Relations and Adver-tising Manager; Linda D. Herrington, Event Specialist; y Lisa Ann Hoffman, Media Relations Specialist
da de la parte operativa en la industria. Afirmó que la motivación para el éxito no significa necesariamente al establecimiento de hitos tales como querer ser presidente o vicepresidente. “Hay que perfeccionar las habilidades que se necesitan para tener éxito en cualquier rol, no importa lo que se termine siendo en 10 ó 15 años”.
Esta plenaria moderada por Tim Juran, de Seadrill, contó con la participación de Pat Mannina, de Oceanerring Interna-tional; David Payne, de Chevron; Alan Orr, de Helmerich & Payne International Drilling; Lyndol Dew, de Diamond Offs-hore Drilling; y Hermann Spoerker, de OMV, quienes compartieron sus opiniones respecto a la automatización del proceso de perforación. Aparentemente se está “a la puerta de lo que podría llevar a mejoras significativas” en términos de eficiencia y seguridad, pero la industria sigue siendo tímida sobre este particular.
“Hay que crear mucha fe en la auto-matización”, sostuvo David Payne, para quien “en algunas áreas la perforación se ha vuelto más segura, pero en otras ha traído riesgos adicionales”, en parte por la variabilidad que viene con el error hu-mano, dijo.
Lyndol Dew, consideró que la me-canización sigue una ruta mejor que la automatización, que en cierto modo, en virtud de la tecnología actual, constituye
El valor real de la Automatización
La automatización: del sueño imposible a la práctica, fue el tópico de la tercera Sesión Plenaria, donde participó Tim Juran, de Seadrill, como moderador. Los panelistas fueron Pat Mannina, Oceaneering; David Payne, Chevron; Lyndol Dew, Diamond Offshore Drilling; y Hermann Spoerker, OMV Exploration/Production
“un impedimento de la eficiencia”. Tam-bién hay una “pérdida de control”, factor que hace a los contratistas de perforación reticentes a adoptar plenamente la auto-matización.
La industria aún está aprendiendo a lidiar con los costos y los inconvenientes de la obsolescencia, un aspecto inevitable de todo lo relacionado con los software y las computadoras. Otra barrera es el hecho
de que la automatización no ha reducido el número de personas necesarias a bordo de la plataforma, por el contrario, se requiere de personal de ingeniería especializado.
Hermann Spoerker, de OMV E&P, planteó sus preocupaciones sobre la falta de normas para el software en la industria de la perforación. “Mi sensación es que, en comparación con la industria de la com-putación, estamos en la era pre-MS DOS.
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No tenemos ni siquiera la plataforma común para escribir software”, dijo. Para abrir realmente el mercado al desarrollo, la industria puede necesitar el mismo nivel de estandarización que Microsoft dio a los ordenadores.
También hizo hincapié en la diferen-cia entre la automatización del proceso de perforación y la automatización de la ma-quinaria de trabajo en la superficie. “Es genial tener el controlador de tubo auto-mático, pero al final el proceso de perfora-ción es más que eso. En el momento que comenzamos a hablar de automatización por debajo de la mesa giratoria, todos se ponen vacilantes”.
Pat Mannina, VP de Oceaneering abordó la automatización de perforación desde la perspectiva de un proveedor de la tecnología ROV que ha recorrido un largo camino desde su comercialización en la década de 1970. “En aquellos días, las expectativas para el ROV eran bastante bajas. Si trabajaba una hora completa se consideraba un éxito. En el entorno actual, si usted tiene una hora de tiempo de inac-tividad, sería una vergüenza”.
Una encuesta realizada durante la sesión reveló que el 83% de la audiencia cree que la automatización es “una herra-mienta valiosa para mejorar la seguridad”. 12% dijo que la automatización es “un ac-cidente esperando a suceder” y 4% opinó que “no vale la pena seguir”.
Estas cifras motivaron el comentario de Spoerker: “Si 80% de las personas en SPE Drilling and Completion Award
El escenario fue por demás propicio para hacer efectiva la entrega del 2010 SPE Drilling and Completion Award a Allen Sinor, Vicepresidente de Drill Bit Syste-ms de Baker Hughes.
Sinor se hizo acreedor a esta distin-ción por sus 26 años de experiencia y sus logros sobresaliente en el campo de la investigación y desarrollo en la disciplina de perforación.
Comenzó su carrera con Amoco, en Tulsa, Oklahoma, donde se centró en las áreas de mecánica de perforación y herramientas de downhole. Poste-riormente se suma a las filas de Baker Hughes, donde sus logros incluyen la construcción de facilidades y dotación de personal del centro de investigación y desarrollo de Baker Hughes, dedica-
...Escenario
El legendario Marvin Gearhart, Chairman de Gearhart; flanqueado por Jorge Zajia, Editor de Petroleum; y Jesús “El Cayuco” Reyes, Coordinador de Proyectos de Perforación y Mantenimiento de Pozos de CBM
Muy acogedor estuvo el estand de VAN DRILLING, un proveedor integrado de productos drillstem. Compartiendo un rato agradable: Ricardo Soto, Marketing & Sales Director Petroleum; Héctor Arévalo, Marketing & Technical Support Manager; Jorge Kurten, Sales Manager USA; Franco Piarulli, Product & Technical Support Engineer; y Jim Phalen, Sales Manager Canadá
la sala afirma que la automatización es una herramienta valiosa para mejorar las ope-raciones de seguridad, ¿por qué es tan difícil lograr llevar a cabo la automatización en las plataformas?
¿Están los opera-dores convencidos del valor de la automa-tización o es sólo en palabras? “Creemos que la automatiza-ción es grande, pero al momento de salir a licitación, seleccionan la plataforma no total-mente automatizada”.
MARZO 2010 / No 242/ Petroleum 21
do a la realización de pruebas a la línea de productos de la compañía. Antes de su posición actual, Sinor fue Vicepresi-dente de Tecnología, Director de Apli-caciones de Ingeniería y Director de Investigación de Perforación.
Con una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa, ha contribuido a 14 patentes en Estados Unidos relacionadas con herramientas de downhole. Es coautor de 23 artículos técnicos. Ha sido profesor distinguido de la SPE y ha servido en numerosos comités de esta Sociedad.
El espacio reservado por Baker Hughes
permitió proyectar nuevas soluciones y
servicios a campos petroleros. En la
foto: Graeme Simons; Tarab H. Ali, Project
Manager Statoil, Gulf of Mexico;
Olga Prieto, Drilling Aplications Engineer, Inteq Gulf of Mexico;
y Lisa Marshall, Global Account
Manager Drilling and Evaluation
En el estand del líder en desarrollo de tecnologías y servicios de perforación, TESCO: Fernando R. Assing, Senior VP; Cristi Harrington, Manager, Marketing & Communications; Polo Gutiérrez, Director; Latanya Copelyn, Senior Graphics Designer; Jim Boeman, International Business Development Manager; y John W. Toups
Una representación de experimentado recurso humano de Smith. En primera fila (izq. a der.) Susan Luikens, Clint Bascle, Henry Massie, Joe Trimble, Daniel Wright, Jeff Vincent, Glenn Martin, Silvia Guebara. Detrás, Audie Valls, David Fitzmorris, Jay Klassen, Greg Crain, Mike Castille, Mark Beattie, Butch Decou, Jose Mercado, John Wade, John Hill y David Richmond
En amena tertulia en el mostrador de Pason/Petron: Robert J. Urbanowski, Manager of Engineering, Precision Drilling; Jeff Koerber, Regional Sales Manager, Petron Lafayette; Tim Viator, Petron; Doug Landerdorf, Petron; Tom Burnet; Fiona Mueller-Thode, Account Representative Parson; y Jesús Valenzuela, Pemex
TIW por décadas ha liderado en el desarrollo de herramientas y soluciones de completación. Terry Howard, Director of Marketing; y Lynn Hurst, Regional Salesman New Orleans
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Escenario
os veces al año ejecutivos de compañías petroleras privadas y nacionales, empresas de servi-cios, consultores, representantes
2010 NAPE ExpoCumpliendo su cometido de dar a conocer las perspectivas y oportunidades de negocios en el sector de petróleo y gas en los Estados Unidos y en el mundo, una nueva edición de NAPE Expo se realizó el 11 y 12 de Febrero en el George R. Brown Convention Center de Houston, con una programación cuyos resultados superó nuevamente las
expectativas de los organizadores y participantes
Dgubernamentales se reunen en Hous-ton, en el desarrollo del mayor mercado de compra, venta y comercialización de prospectos de petróleo y gas en Estados Unidos y el mundo, La NAPE Expo, or-ganizada por la Independent Petroleum
Association of America, IPAA, con el respaldo de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG; American Asso-ciation of Professional Landmen, AAPL y la Society of Exploration Geophysicists, SEG.
La agenda de esta reciente edición incluyó
los ya tradicionales eventos, E&P Forum and Prospect Preview, el Icebraker y el Industry Luncheon, además de una enorme muestra comercial propicia para el establecimiento de nuevas alianzas y negocios.
Robin Forte, Vicepresidente Eje-cutivo de NAPE, expresó su optimismo respecto al futuro del negocio debido a que “la declinación no es lo que caracte-
riza a la industria del petróleo”. Destacó el potencial de NAPE para garantizar los negocios, dijo y agregó que constituye una ventana para ver lo que está pasando en el mundo y cómo mejorarlo.
Foro Internacional de E&P IHS, líder mundial de información críti-
ca para el sector petrolero, fue nuevamente anfitrión del Foro Internacional que dio
apertura a la programa-ción de NAPE 2010, con-formado por dos sesiones de panel, a cargo de ex-pertos y ejecutivos quienes compartieron sus visiones sobre los oportunidades a nivel internacional para el sector de E&P, así como tendencias en materia de estrategias.
Durante el desarrollo del Panel I del Foro Internacional de E&P: Stuart Lewis, IHS; Francisco Pulit, Pluspetrol; Pete Stark, IHS; Bob Fryklund, IHS; y Frank Patterson, Anadarko
Vista de la entrada principal a la exhibición de NAPE Expo 2010
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Los Vicepresidentes de Relaciones con la Industria y de Investigación de IHS Cera, Pete Stark y Bob Frynlund, respecti-vamente, fueron los moderadores del foro titulado “Exploradores en guardia: ¿Qué está en el tapete y qué no?
“A pesar que 2009 fue un año difícil para las empresas de E&P, muchas han logrado capear el temporal y están bus-cando oportunidades de exploración para reemplazar sus reservas, crecer, y para sa-tisfacer la demanda futura de petróleo y gas”, dijo Stark.
Panel 1: Oportunidades de ExploraciónEjecutivos de la industria compartie-
ron su visión de las oportunidades a ni-vel internacional para el sector de E&P. El panel se inició con una introducción a cargo de Bob Fryklund, VP IHS CERA, quien además desarrolló el tema de los plays de mayor demanda para exploración. Frank Patterson, VP de Exploración de Anadarko habló sobre la experiencia en Africa; Francisco Pulit, Director de Desarrollo de Pluspetrol, se enfocó en el futuro de de las actividades de E&P en Suramérica; y finalmente Stuart Lewis, Director Internacional de Equi-pos Regionales de IHS, en las tendencias de exploración y oportunidades en Medio Oriente y sur del Mar Caspio.
Panel 2: Hacer portafolios y estrategias Este panel abordó las estrategias tra-
zadas por las empresas para abrir nuevas
puertas en busca de oportu-nidades de exploración y pro-ducción. Stephen Bull, Líder comercial de Statoil del activo de shale gas Marcellus; Ritchie Wayland, Gerente de Explora-ción JKX; y Tom Ahlbrandt, VP de Exploración, Falcon Oil & Gas.
Almuerzo patrocinado por la ANH de Colombia
El tradicional almuerzo del primer día de NAPE fue auspiciado por la Agencia Nacional de Hidro-carburos de Colombia, ANH, cuyo Director General, Armando Zamora presentó los esfuerzos adelantados para afianzar el interés de los inversionistas en el país, consolidar un excelente ambiente de negocios y presentar nuevas oportunidades de E & P. Cabe destacar que el stand de la ANH fue uno de los más completos y visitados, acorde con el reto de consolidar a Colombia como potencia petro-lera en Latinoamérica.
Sesión vespertinaLa sesión de la tarde contó con la in-
tervención de 45 representantes de em-presas y países quienes presentaron las perspectivas nacionales e internacionales, oportunidades de asociación, geología, oportunidades de inversión y condiciones de negocio.
Industry LuncheonEsta actividad fue patrocinada por
Shell E&P y contó con la intervención del Gobernador del Estado de Texas, Rick Perry, quien ha dedicado su vida al servicio público. Desde 2007 NAPE realiza este almuerzo con el propósito de recaudar fondos para ayudar a los soldados norteamericanos heridos en combate.
Armando Zamora en su intervención durante el almuerzo del Foro NAPE E&P patrocinado por la ANH
La ANH de Colombia plenó los espacios de NAPE 2010 haciendo gala de un nutrido grupo de expertos y asesores para promover a fondo la Ronda Colombia 2010: Fabio Cediel, Tito Hernández, Juan Pablo Marín, Hardany Castillo, Claudia Posada, Germán Vargas, Oscar Geovany Bedoya, Carlos Julio Rodríguez, Edgar Gantiva y Roberto Aguilera
Amegy Bank of Texas: Thomas Kleiderer, Keneth R. Batson III, Chelsea Reeder, Evans R. Swann
y Reid Springmeyer
Neuralog: Elizabeth Chapman, Bryan Mills, Amy Lauber y Duncan Griffiths
SILSO Oil Corporation, empresa productora de petróleo y gas stuvo
ofertando sus activos: Jesús Sierra, IGS; Francisco Noriega, SILSO; Tomás Vargas,
BPZ Energy; y Luis F. Quintero, SILSODrilling Info: Taylor A. McCay, Trent Stoker, Katic Barbaro, Jeffrey Spratlin, Jennifer Colvin y Laurie Lewis (PLS)
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AADE Fluids Conference and Exhibition
Abril 6 y 7, 2010 • Houston, TX
El Capítulo Houston de la American Association of Dri-lling Engineers, AADE, será anfitrión de la 2010 Fluids Conference & Exhibition que se realizará el 6 y 7 de Abril en el Hilton Houston North, en Houston, Texas, una oportunidad para los profesionales de la perfo-ración de presentar sus más recientes experiencias en materia de fluidos de perforación, completación y cementación de pozos.
Operadoras independientes, compañías de servicio, contratistas de perforación y fabricantes de equipos y productos, atenderán esta Conferencia que ha logrado clasificar como la mejor en su tipo, dado su enfoque hacia los problemas de los fluidos y las soluciones que presenta. Este año será presidida por Neil Trotter de Chevron Energy Technology Co. y Jason Maxey de Halliburton. A cargo del Programa Técnico estarán Lindsay Fraser de M-I Swaco y Dave Clark de Baker Hughes.
La agenda este año incluye 61 sesiones técnicas que abordarán tópicos como perforación, aguas profundas, operaciones de completación, control de sólidos, integridad del hoyo, fluidos de perforación, reducción e inyección de residuos, reología e hidráulica, HPHT y prevención de pérdidas.
John Yearwood, CEO de Smith International introducirá la sesión plenaria “Tecnología de Fluidos: ¿Conseguimos lo que se necesitaba?, en la que intervendrán Mario Zamora de M-I Swaco; Lee Dillenbeck, Chevron; Eric van Oort, Shell; Paul Scott, ConocoPhillips; y Gary Young, Oxy Oil & Gas.
Durante el almuerzo del martes 6 se efectuará la Presentación del Hall de la Fama conformado por: Max Annis, Leroy Carney, Jack Estes, Preston Moore, George Ormsby, William Rehm y J. George Savins.
La AADE fue fundada en New Orleans en 1978 para promover el intercambio técnico entre los ingenieros de perforación. Su éxito temprano y la aceptación de este esfuerzo condujeron a la extensión de AADE a través de Capítulos en Lafayette, Houston, Dallas-Forth, Denver, Permian Basin y Bakersfield. La membresía más alta fue de 2.500 miembros activos en 1992, y ha permanecido estable a pesar de las fluctuaciones experimentadas por la industria. Su capítulo de Houston, atiende a 1.760 miembros.
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La SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, sigue consolidándose como el evento más importante en su clase y eje de difusión de información sobre las tecnologías más nuevas en equipos productos y servicios de este sector de la industria del petróleo y gas.
El amplio compás de temas tratados en la conferencia da cabida a todos los as-pectos relacionados con las actividades de intervención de pozos, incluyendo wireline, bombeo y fracturamiento, workover hidráulico y coiled tubing.
La agenda técnica de este año contempla un curso de entrenamiento sobre apli-caciones de coiled tubing, 35 sesiones técnicas que abarcan todos los tópicos rela-cionados con la intervención de pozos, incluyendo el mejoramiento de la eficiencia operacional, fracturamiento y estimulación, soluciones innovadoras, intervenciones submarinas y el rendimiento y comportamiento de materiales en las operaciones.
La muestra técnica estará conformada por 60 compañías especializadas en tec-nologías y servicios enfocadas en este segmento de la industria.
Para el Comité Organizador la situación económica actual de la indsutria petro-lera, ofrece un gran oportunidad para los profesionales de la intervención de pozos. La experiencia sugiere que los bajos precios del barril pueden subir mediante una apropiada aplicación de las herramientas y técnicas. Además, en un esquema de contracción económica, los líderes de más alto nivel deben abrirse al uso de opcio-nes alternativas de intervención con el propósito de reorientar el mejoramiento de la producción a costos más bajos.
Keynote LuncheonEl miércoles 24, Collin Gerry, de Raymond James (RM&A), especialista en
perforación costafuera, presentará el tema “Visión Energética: El crudo luce conso-lidado, el gas es cuestionable” durante el almuerzo conferencia.
ePoster SessionsComo novedad este año, ha sido introducida la sesión de poster electrónicos,
ePoster, con tres tandas que incluyen presentaciones sobre operaciones de explotación, condiciones extremas de pozo y optimización de la recuperación.
Exhibición TécnicaNuevas tecnologías en materia de coiled tubing e intervención de pozos tendrán
cabida en la muestra técnico comercial en la que participarán unas 60 compañías especializadas.
El lunes 22 se realizará la recepción inaugural en este espacio que también al-bergará las unidades reales de coled tubing.
Rig DisplayLas compañías Aker Solutions y Stewart & Stevenson, tendrán a cargo el desplie-
gue de las estructuras de perforación típicas usadas en las tareas de coiled tubing.Stewart & Stevenson debutará con la presentación de dos nuevos modelos de
inyectores para 40 mil y 60 mil libras de capacidad que forman parte de su nueva línea D Series.
Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition Marzo 23 y 24 • 2009
The Woodlands, TX
MARZO 2010 / No 242/ Petroleum 25
La conferencia de clase mundial dedicada a discutir
temas relacionados con las geociencias, promete
este año develar el potencial de las actividades de
E&P tal como señala su lema. El programa técnico
incluye más de 1.000 presentaciones orales y de
poster, 14 cursos cortos, 10 visitas de campo, dos
foros y tres sesiones especiales
a reunión anual que realiza la American Association of Petroleum Geologists, AAPG, se consolida en cada edición como el ícono de
New Orleans, LA, USAAbril 11 al 14, 2010
sedimentación y estratigrafía, geología estructural, cambio climático, aplicaciones de las geociencias, política energética en Estados Unidos, evaluación de recursos, todos englobados en 600 presentaciones de poster y más de 400 orales, 14 cursos cortos, 10 visitas de campo, dos foros y tres sesiones especiales, que fomentarán en los participantes un mejor desempeño en sus sitios de trabajo, e incrementarán la eficiencia operacional de acuerdo a las mejores prácticas y tecnologías de punta expuestas en la convención.
La exhibición comercial será la vitrina perfecta para que más de 200 compañías provenientes de diversas partes del mundo puedan exponer las más recientes tecno-logías desarrolladas y puestas en práctica en materia de evaluación de yacimiento, modelado geológico, estudios de cuenca y
análisis de modelado, software de compu-tación, estudios geológicos y consultoría, interpretación geofísica, entre otras. Un segmento de la muestra comercial estará ocupado por el Pabellón Internacional, que desde hace 16 años representa el área donde petroleras estatales, ministerios y agencias de gobiernos foráneos promue-ven las oportunidades exploratorias y de desarrollo en sus países.
La Sociedad de Geología Sedimentaria (SEPM, por sus siglas en inglés) realizará su reunión anual durante la convención de la AAPG, para la cual tienen previsto una serie de actividades que incluyen un almuerzo de negocios, la recepción pre-sidencial y ceremonia de premiación, un simposio de investigación, cursos cortos y visitas de campo, reuniones grupales y una recepción especial para estudiantes.
Lencuentro para profesionales de la geo-ciencia provenientes de más de 90 países del mundo, reunidos con el propósito de compartir ideas y soluciones a los pro-blemas más críticos del sector E&P de la industria del petróleo.
La convención de este año, cuyo lema es “Unmasking the Potential of Exploration & Production”, tratará una amplia gama de temas que van desde la sedimentación y la estratigrafía, hasta recursos no con-vencionales, lo que comprende depósitos y descubrimientos significativos, así como las técnicas y tecnologías para su producción.
La agenda del evento tratará con deta-lle temas como recursos no convencionales, 8
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MARZO 2010 / No 242 / Petroleum
El programa estudiantil de la convención incluye cuatro cursos cortos orientados a involucrar a los estudiantes con las geociencias. Los temas a tratar serán: geología de yacimiento, geología y geofísica aplicada a la industria, secuencia estratigrá-fica y evolución y arquitectura sedimentaria del Lago Wax en Delta, Louisiana.
“Más rocas en tu cabeza” es el nombre del programa para profesores, dedicado este año a maestros de primaria de New Orleans. Se trata de un workshop de un día completo, el Sábado 10, en el que obtendrán información sobre antecedentes, voca-bulario y proyectos relacionados con las rocas, minerales, fósiles, mapas, la industria del petróleo y gas, entre otros tópicos.
Sesión de Apertura y Ceremonia de PremiaciónLa bienvenida oficial estará a cargo de Tom Hudson, General
Chair de la convención y el Presidente de la AAPG, John Lorenz.El punto focal de la sesión de apertura estará en la presen-
tación de los premios anuales, en los que la AAPG rinde honor a los líderes, científicos, educadores, ciudadanos y autores más destacados del 2009. La sesión contará con la presentación es-pecial del premio Michel T. Halbouty Outstanding Leadership, que será conferido al geólogo Patrick J. F. Gratton y concluirá con la imposición de la distinción Sidney Powers Memorial Medal al re-nombrado geólogo L. Frank Brown Jr.
Una vez culminado el acto, iniciará el Icebreaker en los es-pacios de la exhibición técnica, aderezado con el ambiente típi-co que caracteriza a New Orleans.
Foros y Sesiones EspecialesEl plato fuerte del evento se centrará en los foros y sesiones
especiales cuyos temas a tratar serán:• Historia de la Geología del Petróleo (AAPG).• Discovery Thinking.• Simposio de Investigación de la SEPM: Controles auto-
génicos y alogénicos en sucesiones sedimentarias: Mo-derna y Antigua, Clásticos y Carbonatos.
• Panel de Discusión sobre Ética y Profesionalismo de la DPA.
• Cambio Climático Mundial: Cambio Climático, Cam-bio del Nivel del Mar e Impactos de las Tormentas en Ambientes Sedimentarios e Infraestructura Petrolera del Golfo de México.
Almuerzos ConferenciaEl primer almuerzo conferencia, Lunes 12, estará a cargo del
Vicepresidente Global de Exploración de Chevron Global Ups-tream and Gas, Bobby Ryan, quien tratará el tema “Más allá de la Sexta Zona: El Pensamiento Imperativo No Convencional”.
El Martes 13, John A. Grant, del Instituto Smithsoniano hablará sobre “Energy Minerals Division (EMD)/Division of Environmental Geosciences (DEG)”. Seguidamente la “Divi-sion of Professional Affairs (DPA)” tendrá su intervención con los moderadores Jeff Jones, de Quantum Energy Partners, y Carl Smith, Consultor de Morgantown.
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MARZO 2010 / No 242/ Petroleum
El auge de los yacimientos carbonáticos
T e c n o l o g í a
Joao Felix, Schlumberger-
Ya sean grandes o pequeños, los yacimientos de areniscas de todo el mundo tienen en su mayoría orígenes mecánicos. Transporta-dos por las mareas, los ríos o los vientos a través del tiempo, los granos de minerales que conforman los depósitos clásticos pueden haber viajado miles de kilómetros para llegar a sus lugares de sedimentación. El propio mecanismo de depositación da a los clásticos ciertos rasgos comunes y ciertas predictibilidades, que proporcionan valiosas claves a los exploradores e ingenieros. Este no es el caso de los carbonatos.
Sin haber viajado tanto como sus contrapartes clásticos, los yacimientos carbonáticos en la mayoría de los casos existen en el mismo lugar donde se han formado. Se podría suponer que este hecho debería hacer que sean más fáciles de entender. Sin embargo, el caso es todo lo contrario. Debido a que sus orígenes son fenómenos más bioquímicos que mecánicos, los yacimientos carbonáticos son abrumadoramente complejos. Cada reservorio es multifacético y heterogéneo en todos los niveles. No existen dos yacimientos semejantes. Aún cuando las acumulaciones de hidrocarburos puedan encontrarse en dos yacimientos carboná-
En Brasil, los carbonatos pre-salinos han sido el centro de la atención desde que se perforó el pozo descubridor del megacampo Tupi, en el año 2007, con reservas estimadas en 8 billones boe.
en la porosidad y la permeabilidad es una característica de los yacimientos pre-salinos.
Por lo tanto, serán necesarios nuevos e innovadores enfoques y tecnologías a medida que la demanda de energía continúa su ascenso inexorable y algunos afirman que la misma crecerá un 53% en 2030. Aunque representan una gran fuente potencial de los hidrocarburos del futuro, los carbonatos han demostrado hasta la fecha, tener factores de recuperación muy limitados. Comparados con un factor de recuperación promedio mundial para todos los yacimientos de 35%, los carbonatos se encuen-tran por debajo de esa cifra. Se necesitarán nuevas y agresivas investigaciones y tecnologías para garantizar que los yacimientos carbonáticos produzcan más eficientemente.
Llenar las lagunas de conocimientoLa clave para la caracterización de yacimientos siempre ha
consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes.
En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El siste-ma de adquisición sísmica de receptor puntual Q-Land* provee un sistema terrestre integrado de adquisición y procesamiento, capaz de producir una solución de imágenes globales a partir de mediciones de receptores puntuales, generando un volumen en tres dimensiones interpretable mediante el procesamiento en el campo. Junto con su servicio hermano, el sistema marino de adquisición sísmica de sensor puntual Q-Marine*, este sistema de receptor puntual está ayudando a decodificar el cifrado de los carbonatos con resultados efectivos en todo el mundo. Provistos de una mejor información acerca del yacimiento obtenida a partir de las imágenes sísmicas, los perforadores pueden utilizar las nuevas tecnologías de geoposicionamiento para ubicar sus pozos, en tiempo real y con precisión, dentro de las unidades de mayor calidad del yacimiento. En los carbonatos, esta capacidad resulta crucial. Ser capaces de buscar y encontrar lentes porosas
ticos de aspectos similares, podrían requerirse enfoques diferentes para producirlas.
En Brasil, después del descubri-miento de Tupi, se han perforado otros pozos en la cuenca de Santos, en los que la temperatura de fondo se encuentra en el rango de 40º a 80°C. El petróleo del yacimiento varía entre 25º y 30º API, la poro-sidad de la formación varía de 5 a 25 por ciento, y la permeabilidad varía de 0,1 mD a varios cientos de milidarcies. La litología es en su mayoría caliza, con presencia de cantidades significativas de do-lomita y sílice. Los carbonatos son predominantemente estromatolitos con zonas de alta permeabilidad producidas por la disolución de las capas de algas a causa de las filtra-ciones de agua hidrotermal a través de las fallas. La amplia variación
Imagen 1. - El complejo mundo de los carbonatos: De arriba abajo; porosidad conectada, cavidades, porosidad de fracturas. 8
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MARZO 2010 / No 242 / Petroleum
y permeables dentro del cuerpo del carbonato, así como también monitorear la migración de los fluidos de producción e inyección a través de una unidad prospectiva, resuelve dos de los retos más difíciles de los carbonatos.
Se necesita trabajar aún más para desarrollar modelos de interpretación más exactos utilizando mediciones optimizadas que permitan mejorar la comprensión de las estructuras altamente complejas de los carbonatos. Algunos de los primeros desafíos de los yacimientos carbonáticos que se abordarán incluyen la disminución de la producción, la producción prematura de agua y gas, y las técnicas mejoradas de estimulación.
El trabajo beneficia a los productoresLa aplicación del generador de imágenes de alta resolución
Q-Land ayudó a resolver un problema más allá de la capacidad de resolución de la sísmica convencional. El campo estaba sometido a inyección de agua y todo indicaba que el agua fluiría libremente desde el pozo inyector hasta el pozo productor. Un perfil sísmico vertical (VSP, por sus siglas en inglés) mostró siete zonas diferentes dentro del pozo inyector. Sin embargo, las propiedades de la roca obtenidas a partir del volumen Q-Land mostraron claramente las verdaderas características de los volúmenes del yacimiento entre los pozos. La mayoría de las zonas se acuñaban y se descubrió una barrera de capas bituminosas que inhibían severamente el movimiento del fluido. Con esta información adicional, la compañía fue capaz de predecir con exactitud el movimiento del agua y ubicar el petróleo no barrido, añadiendo así reservas y mejorando la producción.
Aplicado también en un ambiente de yacimiento carbonatado, la caracterización del fluido obtenido a partir de la Herramienta Combinable de Resonancia Magnética (CMR*, por sus siglas en in-glés) y los servicios de nueva generación del MR Scanner*, ayudaron a una compañía petrolera a reevaluar una zona de carbonatos. Al suponerse que tenía viscosidades de fluidos tan elevadas como 20.000 cP, la zona de carbonatos ofrecía grandes desafíos para su producción. Mediante la integración de los datos del MR Scanner con los datos de registros obtenidos en un pozo anterior, los ingenieros pudieron predecir más acertadamente la movilidad del fluido, permitiéndoles revisar su evaluación inicial. La compañía ahora planea agregar terminaciones adicionales en la zona carbonatada.
Desafíos resueltos
Los principales desafíos a largo plazo que Schlumberger está enfrentando para mejorar los factores de recuperación de los yacimientos carbonáticos incluyen:• Mejorar la capacidad de reconocer e identificar los cambios
abruptos de características en la distribución de tipos de rocas.• Mejorar la capacidad para traducir las observaciones de los
registros en modelos de porosidad/permeabilidad exactos y robustos.
• Mejorar la comprensión de la relación que existe entre la com-pleja geología, la mojabilidad, y la dinámica del yacimiento en los carbonatos.
• Mejorar la detección y el modelado de la porosidad de las fracturas.Un ejemplo de éste último es un nuevo flujo de trabajo para
la caracterización de los carbonatos llamado mapeo de agrupa-mientos de fracturas ( FCM* Fracture Cluster Mapping, por sus siglas en inglés), este flujo de trabajo combina la sísmica de alta resolución con los datos de registros y utiliza las capacidades de in-terpretación estructural automatizada que posee el software Petrel* desde la sísmica hasta la simulación, para ubicar la posición de los corredores de las fracturas dentro del yacimiento. El flujo de trabajo FCM se utiliza como entrada del nuevo módulo de Petrel de redes de fracturas discretas (DFN, por sus siglas en inglés). La conectivi-dad de las fracturas y grietas que provoca el comportamiento de flujo irregular se modelan en el software Petrel y se simulan en el software de simulación de yacimientos ECLIPSE*, produciendo así una representación unificada del yacimiento.
FCM, en la prácticaEn cierto ejemplo, se aplicó el flujo de trabajo a cinco cam-
pos de carbonatos ubicados en la misma región. Uno de estos campos proveía un lugar de prueba particularmente bueno para la validación del flujo de trabajo, puesto que se continuó perforando en la estructura complicada. Se perforaron cuatro pozos al comienzo del estudio, y dos pozos más a medida que el estudio progresaba.
La topografía del campo sugería que habría agrietamientos extensos a lo largo de un pliegue que corría en dirección NNE a SSO. Esta teoría estaba respaldada por una corrida inicial
Imagen 2. - El software Petrel desde la Sísmica hasta la Simulación permite el modelado tridimensional de la conectividad de las fracturas en los yacimientos carbonáticos, combinando en una vista única, las observaciones de fracturas obtenidas a partir de los pozos y a partir de otras fuentes de datos.
28
...Tecnología
MARZO 2010 / No 242/ Petroleum
del software de extracción discontinua (DES*, por sus siglas en inglés), que se hizo cuando el mismo fue utilizado para procesar datos sísmicos de alta resolución de la tecnología Q-Seismic. Sin embargo, ésta no era la historia completa. Los datos de pozo ob-tenidos en uno de los pozos evidenciaron además la presencia de más de 400 fracturas abiertas corriendo perpendiculares al grupo de fracturas principal. Luego se utilizaron pasos secuenciales del flujo de trabajo, con ventanas de filtro, para producir imágenes de fracturas con detalles más finos a una serie de ventanas de azimuts (ángulos) e inclinaciones (buzamientos).
Las corridas computarizadas restringidas revelaron grupos de fracturas adicionales. Finalmente las imágenes filtradas se fusiona-ron todas juntas para producir una imagen global en 3D más exacta de los corredores de fracturas. Los resultados fueron validados con datos obtenidos de los cuatro pozos existentes, y los dos pozos nuevos. La disponibilidad de un mapa exacto de los corredores de fracturas tiene grandes beneficios para el gerenciamiento del yacimiento, tanto para mejorar la producción mediante la exten-sión del área que puede drenarse por cada pozo productor, como también para evitar una irrupción de agua inesperada.
Servicio de análisis petrofísico y de productividadEs igualmente importante comprender la productividad del
yacimiento a partir una perspectiva textural de las rocas a escala de poros. Los análisis de productividad y petrofísica del software de Schlumberger Carbonate Advisor*, se centran en la caracterización
29
y la distribución por tamaños de la geometría de los poros mediante el uso de registros de pozo sensibles a las texturas, tales como la resonancia magnética y las imágenes de la pared del pozo. Este software es una herramienta integral para la evaluación de formación, que aprovecha el análisis de la geometría de los poros para identificar tipos de rocas petrofísicas (mineralogía y clases de sistema de poros), determinar la saturación del fluido y estimar las porosidades y per-meabilidades relativas.
Para desarrollar una imagen de la produc-tibilidad y las propiedades petrofísicas de una formación carbonatada se necesitan muchas mediciones diferentes. Algunas mediciones tales como el efecto fotoeléctrico, los rayos gamma y la resonancia magnética nuclear, proveen información sobre la naturaleza de la roca y sus poros, mientras que otras, tales como la resistividad, proveen información acerca de su contenido y la movilidad del flui-do. La clave para determinar la productividad potencial de una formación es la integración de todos los datos disponibles. El software Carbonate Advisor es una metodología de interpretación que integra los datos petro-físicos en tres pasos secuenciales. El primer paso determina la litología y la porosidad de la roca. Luego, esta evaluación se utiliza en el segundo paso para estimar el tipo de poro y la
permeabilidad. En el tercer paso, se derivan la permeabilidad relativa y la saturación del fluido a partir de un análisis detallado de la variación radial de las mediciones de resistividad.
Tradicionalmente, las propiedades petrofísicas generalmente se obtenían a partir de muestras de núcleos, que eran enviados al laboratorio para su análisis. Sin embargo, en muchos casos, algunas características petrofísicas claves, tales como la porosidad, el tipo de poro y la permeabilidad obtenidos a partir de las mediciones de núcleos, podrían tardar días, semanas e incluso meses. El software Carbonate Advisor, las mediciones de los registros y las técnicas de análisis, recorren un largo camino para proveer información petrofí-sica crítica en un fracción de ese tiempo. Los resultados presentados en forma continua como una función de la profundidad del pozo, se encuentran disponibles apenas unas horas después de que los datos se obtuvieron con las herramientas de adquisición de registros, permitiendo que las decisiones críticas se tomen a tiempo.
Personas, procesos, tecnologíaCon la colaboración constante para mejorar las técnicas existen-
tes y el compromiso para desarrollar nuevas tecnologías especializa-das, el futuro de los yacimientos carbonáticos se ve más productivo. Se dieron importantes pasos para generar el impulso que en última instancia, resolverá la historia de la caracterización de los carbonatos, ayudando a asegurar el futuro para los usuarios de la energía.
* Marca de Schlumberger
MARZO 2010 / No 242 / Petroleum 30
Sistema de Monitoreo Permanente de P y T a Fondo de Pozo en Campo Girasol, Colombia
T e c n o l o g í a
Humberto Mendoza, Rafael Ávila, Julián Castro, Néstor Amado, Mauricio Patarrollo, Mansarovar Energy Colombia; Eduardo Lozano, Olga Parada, Ecopetrol; Felipe Robledo, HalliburtonArtículo presentado en el XIII Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET, Bogotá, Colombia,
Diciembre 2009, mención Mejor Trabajo del Área de Perforación
Re s u m e n Durante el desarrollo de una prueba piloto de pozos horizontales
y multilaterales en el campo Girasol ubicado en la cuenca del Valle del Magdalena Medio, Colombia, se perforaron dos pozos verticales con el fin de servir inicialmente como pozos estratigráficos, y en segundo término como pozos observadores/monitores de presión y temperatura a futuro, durante la vida del yacimiento.
El sistema de medición seleccionado debía operar en un rango de temperaturas entre 100 y 550 grados Fahrenheit por la posibilidad del uso de vapor en este campo de crudos pesados de gravedades de 11.5 grados API. Se seleccionó un sistema de medición de presión con tubing capilar de 1/8 pulgadas para conectar 4 cámaras de fondo de 4 1⁄2 pulgadas x 22 pies aproximadamente para almacenar un gas inerte, un disco de ruptura instalado en la cámara, Helio como gas inerte y 4 termopares para medición de temperatura de fondo hasta 1000 grados Fahrenheit. Como se mencionó, se completaron dos pozos con este sistema de medición en cuatro arenas diferentes del Yacimiento A del campo Girasol, con el fin de monitorear en forma permanente la historia de presión y temperatura durante la vida del proyecto piloto y del yacimiento, eliminando la necesidad de futuras instalaciones de equipos de medición de estas propiedades en el yacimiento.
Los resultados obtenidos son valiosos, los 8 sensores funcionan a satisfacción en los dos pozos, registrando en forma continua valores de temperatura y presión de eventos de producción en frío, pro-ducción en caliente de procesos de Inyección cíclica de vapor en el área, ayudando en el control de los procesos actuales y futuros a los cuales se someta este yacimiento.
Los objetivos de perforación de estos pozos para correla-cionar los futuros pozos horizontales y multilaterales también se cumplieron.La tecnología de cementación de fondo de todos los sistemas instalados y el proceso de comunicación con el yacimiento funcionan según lo planificado, lo que pone a disposición de la comunidad tecnológica una manera de monitoreo continuo evitan-do el uso de mediciones temporales y costosas durante la vida de operación del campo.
Este método de medición con comunicación tipo disco de
-
Figura 1
ruptura para censar P y T, aunque sus componentes tienen años de aplicación en la industria, no se tiene conocimiento de haberse instalado, cementado en el fondo de pozos y se estima que es el primer sistema de este tipo instalado en Colombia y el mundo. Instalaciones permanentes de medición de P y T en el pasado han tenido altos índices de falla, especialmente en la comunicación con el yacimiento; en este caso no han existido problemas de comuni-cación en ninguno de los pozos instalados.
MARZO 2010 / No 242/ Petroleum 31
8
IntroducciónLas arenas, de tipo no consolidadas del Campo Girasol, corresponden a depósitos fluviales del Oligoceno las cuales cubren depósitos sedimen-tarios en la zona del Valle del Magdalena Medio de hasta 1000 pies de espesor, con arenas lenticulares que oscilan entre 5 y 20 pies de espesor de arena con arcillas intercaladas, entre arenas saturadas de crudo, con un espesor total neto alrededor de 100 pies.
El campo está bajo desarrollo con pozos horizontales luego de una prueba piloto conformada por dos pozos horizontales y dos Multilaterales tipo Fish Bone, donde los pozos horizontales mostraron mejor productividad y menos problemas operacionales y del daño durante más de un año de operación.
En la fase inicial del Proyecto Piloto, se perforaron dos pozos estratigráficos verticales, con el fin de identificar / correlacionar los intervalos a navegar en el piloto; dichos pozos fueron completados con sensores de Presión y Temperatura perennes, con el fin de mo-nitorear estas variables, muy importantes en la vida del yacimiento, sobre todo bajo la posible, en ese momento, recuperación térmica a aplicar en el yacimiento.
El objetivo de medición con sensores permanentes de P y T se consiguió usando las tecnologías de medición de la presión con Tubería Capilar y la de temperatura con sensores tipo termopares, instalados y cementados en fondo con comunicación permanente con el yacimiento a través de un disco de ruptura, fracturando la costra de cemento y estableciéndose de esta manera la comunicación continua con el yacimiento.
Ubicación del ProyectoEl proyecto piloto de pozos horizontales/multilaterales del
Campo Girasol se muestra en la Figura 1. Los pozos observadores permanentes de presión y temperatura, están ubicados estratégica-mente como allí se ilustra y cumplen la función de monitoreo de todo lo que ocurra en el yacimiento y que modifique las variables mencionadas, muy importantes en el seguimiento de los procesos de estimulación, su efecto sobre el recobro, etc.
Los pozos se ubicaron a los costados del piloto e internamente, fueron completados en las cuatro zonas principales del proyecto, posicionando un sensor de presión y temperatura por cada arena principal del yacimiento. Pozos adicionales como observadores de temperatura y presión podrían ser localizados en el campo aún después de ser completado el proyecto de pozos horizontales, depen-diendo de los procesos futuros a desarrollar en esta área, considerando la valiosa información que pueden proveer para la obtención de mejores recobros en este campo.
Metodología y Equipos UtilizadosLa tecnología de cementación de los sensores permanentes de P
y T en el fondo de pozos a nivel del yacimiento, tiene algunos años en la industria, (Ref. 1.); sin embargo, la metodología usada en esta aplicación y para el tipo de sensores instalados, no se tiene el conoci-miento de haberse usado en otro campo de petróleo en el mundo.
Sensores de Presión y TemperaturaLos sensores de Presión instalados son del tipo Tubería Capilar
de 1/8 pulgadas de diámetro (Ref. 2). Se cuenta con una cámara almacenadora de gas inerte de aproximadamente 22 pies de largo,
Figura 2
Figura 3. Ubicación de los sensores de P y T en profundidad
la cual se cementa en la cara de la arena y las debidas conexiones en superficie requeridas para inyección del gas inerte cuando se re-quiera. El gas inerte utilizado fue Helio, ver Figura 2. Las cámaras se bajan conectadas al extremo inferior de la tubería a cementar de 7 pulgadas y al mismo tiempo se bajan la tubería capilar (Ref. 2) y
MARZO 2010 / No 242 / Petroleum 32
...Tecnología8 los termopares para la medición de temperatura, los cuales se unen
mediante flejes a la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, con salida en superficie para su conexión con un analizador de datos y software para su monitoreo temporal o continuo. Ver ubicación de sensores de fondo en cada pozo Figura 3.
La cámara contiene un disco de ruptura el cual rompe a una determinada presión proporcionada desde superficie por la línea de 1/8 pulgadas en un momento dado de tiempo durante el fraguado del cemento del revestimiento de 7 pulgadas; de esta manera se logra comunicar en forma permanente el yacimiento con los sensores en superficie. Ver ejemplo de monitoreo de ruptura durante la ope-ración en la Figura 4. donde se observa que los discos de ruptura rompieron a 5200 y 7200 psi aproximadamente.
La metodología de medición consiste llenar la cámara de gas con un gas inerte o no condensable a una presión superior a la existente en el yacimiento y dejar que esta se libere y alcance la presión del yacimiento. De aquí en adelante, cualquier cambio de presión será detectado por la cámara en fondo y monitoreado desde superficie a través del Datalogger, el cual puede ubicarse en cualquier sitio y la información monitorearse en forma temporal o continua. Debido a que la medición se realiza en la superficie, el método de medición requiere una constante de corrección de la medición absoluta; sin embargo, esta corrección algunas veces se elimina por ser muy pequeña, en el orden de 1 a 2 psi para un pozo de unos 2000 pies de profundidad. Lo anterior se debe al hecho del bajo gradiente
Figura 5. Mediciones P y T
Figura 4. Monitoreo Ruptura de discos durante la operación
MARZO 2010 / No 242/ Petroleum 33
de presión del gas inerte, lo cual representa la diferencia entre la medición de fondo y la medición de superficie.
Con respecto a la medición de temperatura, esta se puede hacer de varias maneras en este tipo de pozos observadores. La fibra óptica ha sido muy usada en fondo de pozos últimamente; sin embargo, en este caso se usaron termopares (Refs 3, 4, 5) por su robustez, precisión y durabilidad. Los termopares se encuentran ubicados a nivel de la cámara y conectados al analizador de datos en superfi-cie por una línea de 1/8 de pulgada para la medición temporal o continua de la variable.
Resultados de Monitoreo de P y T Al cabo de 15 meses de operación del piloto y de sus pozos observadores, en la Figura 5, se pueden observar las variables mo-nitoreadas durante este tiempo en cada una de las 4 arenas donde se instalaron. Se observa buena continuidad en las mediciones y los niveles de presión registrados comparan muy favorablemente con los valores estimados para el yacimiento. Igual observación puede realizarse con respecto a los valores de temperatura, para la profundidad de instalación. No se ha detectado efectos del proceso de inyección alternada de vapor posiblemente debido al poco radio de calentamiento desde el pozo inyector o por el mismo enfriamiento de los fluidos en su restauración / movimiento del yacimiento hacia el pozo.
Conclusiones 1. Se demostró la factibilidad técnica de la instalación de un sistema
de medición permanente y confiable de presión y temperatura con el fin de monitorear el yacimiento durante toda la vida del proyecto.
2. De acuerdo con el conocimiento disponible, los equipos y la me-todología utilizada se han usado por primera vez en Colombia y posiblemente en el mundo.
3. Esta tecnología puede ser extendida a otros campos con necesidad de monitoreo continuo sobre todo en aplicaciones de procesos de recuperación secundaria, con fin de registrar y mejorar los frentes y eficiencia del desplazamiento, avances de los frentes calor al tomar acción sobre puntos de inyección, tasas de inyección, etc.
ReconocimientosAgradecemos la colaboración de la empresa Mansarovar Energy y al
socio Ecopetrol por permitirnos esta publicación que esperamos contri-buya de alguna forma a mejorar el monitoreo en nuestros campos y a la empresa Halliburton por su colaboración en la ejecución del trabajo.
Referencias1. S.J.C.H.M. Van Gisbergen, and A.A.H. Vandeweijer, “Reliability
Analysis of Permanent Downhole Monitoring Systems”. SPE 57057 PA. 2001 Journal SPE Drilling and Completion.
2. “Well Dynamics, a Halliburton Company Technical EZ Gauge System Report”
3. Sensor Highway “Thermal Profile System”. UK, 1996 4. Saputelli, L., Mendoza, H.A., et al., “Monitoring Steamflood Per-
formanceThrough Fiber Optic Temperature Sensing”. SPE 54104. International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, California 1999.
5. Mendoza, H.A., Brinez, A.G., et al., “Horizontal Well Completion for the Evaluation of Steam Soaked Wells”. SPE 69517. LACPEC in Buenos Aires. March 2001.
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Academia
U
Los Museos de Petróleo: vestigios de una historia reciente
A nivel mundial se han fundado instituciones con la misión de rescatar y difundir los testimonios de aquellas épocas que antecedieron la actual industria del petróleo y el gas; una tarea de nunca acabar, pues la historia se escribe día a día
34
n museo es más que la memoria de las ciudades, colectividades o poblaciones, es punto de enlace o encuentro con la historia y el
desarrollo del significado de algo que ha dejado profunda huella en la cultura de las sociedades.
Sus puertas se abren e invitan al visitante a hacer un viaje corto con el pasado, a fin de recordar los detalles de aquellos hechos que acontecieron y transformaron la vida de personas o colectivos, en lugares nada remotos, como a menudo se pueda pensar, por el contrario, la misma senda que a diario recorremos, solo que en otros tiempos.
Su principal contribución en lo so-cial no es otra que despertar y afianzar en el hombre ese sentido de pertenencia colectiva con aquel pasado histórico y cultural, y, desde luego, su justo valor para las siguientes generaciones.
Es precisamente como documen-tación de los primeros cimientos y del consecuente desarrollo y avance de la industria de la explotación de los hidro-carburos, que hoy día existen innume-rables de estas iniciativas en gran parte de los lugares donde surgió de manera espontánea aquel mene o recurso que cambió en menos de dos siglos la matriz de energía a escala planetaria. Asimis-mo en las ciudades donde la vida de sus pobladores estuvo directamente influen-ciada por la actividad petrolera.
Lo que comenzó en PensilvaniaA nivel mundial se han fundado
instituciones con la misión de rescatar y difundir los testimonios de esas épocas que antecedieron la actual industria del petróleo y el gas; desde que Edwin L. Drake perfora el primer pozo para extraer petróleo en 1859, con la finalidad de ob-tener abundante kerosene para la ilumi-nación, hasta la desafiante tecnología que exhibe hoy la industria para acceder a este recurso en los lugares más remotos. Una tarea de nunca acabar, pues la historia se escribe día a día.
Como ejemplo de ello se erigen impo-nentes el Brunei Oil and Gas Discovery Centre, del sultanado de Brunei; Cana-dian Petroleum Interpretative Centre & Hall of Fame, de Canadá; Deutsches Museum, de Alemania; Indonesia Oil & Gas Museum, de Indonesia; los franceses Musée du Pétrole de Aquitane y Musée Francais du Pétrole de Pechelbronn; los ingleses Natural History Museum y National Gas Museum; en Hungría, el Magyar Olajipari Múseum; en Japón, el Izumozaki-machi Oil Memorial Museum; y el Petroleum Museum of the All Russia Petroleum Research Exploration Institute Vnigri, de Rusia.
Particularmente Estados Unidos resalta por la cantidad de museos que posee, alrededor de unos 50. Ubicados en el estado de Texas, a diario abren sus puertas: Texas Energy Museum, Spin-
El Texas Energy Museum, invita a descubrir los inicios de la industria del petróleo de Texas, y compartir las aventuras del primer gran pozo petrolero Gusher Spindletop de 1901, medi-ante exposiciones interactivas.
En Drake Well Museum, el silbido de una máquina a vapor invita a ver la réplica del cuarto de máquina de Edwin Drakes en 1859, donde fluyó el petróleo que llenó el primer barril, y cómo trabajadores pioneros utilizaron un motor para el bombeo de múltiples pozos.
The Ignacy Lukasiewicz Memorial Museum of Oil Industry, en Polonia, es un parque patrimonio único en el mundo con instalaciones antiguas, máquinas, equipos y documentos que dan testimonio de la continuidad del progreso científico y tecnológico de la industria del petróleo. Un taladro operado a mano que data de 1862
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dletop-Gladys City Boomtown Museum, en Beaumont; y Permian Basin Petroleum Museum, en Midland. A estos se suman los museos californianos West KERN Oil Museum; California Oil Museum, en Santa Paula; y Kern County Museum - Black Gold, en Baskersfield. En el estado de Kansas es posible visitar: Oil Patch Museum, en Russell; y Kansas Oil & Gas Hall of Fame, en El Dorado. En el estado de Illinois: Museum of Science and Industry, en Chicago; Shea’s Gas Station Route 66 Museum, en Springfield; Illinois Oil Field Museum, en Oblong.
Pero el que se conoce como el museo petrolero más emblemático es el Ignacy Lukasiewicz Memorial Museum of Oil and Gas Industry, ubicado en Bobrka, Po-lonia, al pie del que se afirma fue el primer pozo petrolero perforado del mundo.
En LatinoaméricaEn Latinoamérica, países como Ar-
gentina, Colombia y Perú, desde hace más de dos décadas atesoran parte de su historia petrolera en varios museos.
El Museo Nacional del Petróleo de Argentina, a 3 km de la ciudad de Como-doro Rivadavia, fue creado en 1987 por Yacimientos Petrolíferos Fiscales, YPF. Sus instalaciones permiten apreciar desde la formación del petróleo hasta el proceso de extracción del mismo, mediante las diferentes fases del ciclo de explotación, a través de valiosas piezas, tales como maquinarias, equipos, herramientas y materiales. En su área externa se en-cuentra el histórico pozo No. 2, del cual surgiera el primer chorro de petróleo, el 13 de Diciembre de 1907. También tiene vestigios del equipo perforador original “Fauck Express” usado en ese pozo.
En Barrancabermeja, Santander, Colombia, se encuentra el Museo Na-cional del Petróleo “Samuel Schneider Uribe” fundado en 1984, con más de 450 piezas de colección. A través de fotografías, maquetas, mapas, piezas e instrumentos y maquinarias de vieja data, recrea la historia de la extracción del oro negro, desde el primer pozo ex-cavado en el país.
Ubicado en el Parque de las Leyendas, en Lima, Perú, fue abierto al público en 1995, por Petroperú, S.A., el Museo del
Petróleo, el cual alberga una serie de replicas hechas a escala que muestran el proceso completo de la industria del petróleo: exploración, explotación, trans-porte, refinación, distribución y comercia-lización. Asimismo guías especializados comparten las anécdotas del primer pozo petrolero en Perú en 1863, perforado por A.B. Prentice, en el área de Zorritos.
En México, la estatal Pemex planea hacer una realidad el primer Museo del Petróleo a erigirse en Tampico el cual será concebido con perfil internacio-nal, y con la misión de documentar el desarrollo de la industria petrolera del país azteca.
A pesar de que Venezuela durante gran parte del siglo XX fue el principal destino de inversión petrolera en Lati-noamérica, con una historia económica, social y cultural sumamente influenciada por la dinámica petrolera, tan rica en hechos vinculados a su desarrollo indus-trial y tecnológico, aún no ha concretado algún ambicioso proyecto con el fin de mantener viva esta memoria.
Afortunadamente cuenta con El Parque La Petrolia, ubicado en la Alqui-trana, estado Táchira, donde se inició la explotación petrolera venezolana. Allí se encuentra el Museo de la Petrólia, donde se conservan algunas reliquias históricas, piezas y restos de la estructura instalada por la Compañía Nacional Minera Pe-trólia del Táchira, fundada en 1881 por Don Manuel Antonio Pulido. En el lugar fue perforado el primer pozo petrolero del país, de allí de la importancia histórica de este lugar rodeado de áreas verdes y de la quebrada La Alquitrana, que bien merece considerarse como el paraje de encuentro con ese pasado tan influenciado por la faena petrolera.
En el Puerto de Stanvanger, Noruega, se asienta el Norwegian Petroleum Museum, con un arquitectura escenográfica que re-fleja el paisaje costero de este país con sus instalaciones petrol-eras en el mar. Dentro, con la ayuda de medios audiovisuales, objetos e instalaciones interactivas, las exposiciones de este
El Museo Nacional de Petróleo, en Argentina, es considerado “museo de sitio” por encontrarse en torno al Pozo No. 2, de donde surgió el primer chorro de petróleo del país.
Una antigua estación de gasolina en el Museo Nacional del Petróleo, en Colombia
Museo del Petróleo de Perú, ubicado en el Parque de las Leyendas
El primer pozo petrolero en ser explotado en Venezuela estaba ubicado en la hacienda La Alquitrana, cerca de la ciudad de Rubio del estado Táchira, operado por la Compañía Nacional Minera Petrólia del Táchira. Esta área hoy forma parte del Parque La Petrólia donde se asienta un museo con algunas má-quinas de extracción de petróleo de la época pasada.
museo sumergen al visitante en una fascinante aven-tura para conocer los aspectos ge-ológicos, técnicos, económicos que afectan a la in-dustria petrolera. La mecha de per-
foración más grande el mundo, que pesa 1.700 kg y mide 90 cm de diámetro.
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Oren J. Harris ingresó a Pacific Rubiales para desem-peñar el cargo de Gerente General de Planificación Co-mercial y Ventas Internacio-nales. Dentro de sus respon-sabilidades estará el manejo de todo lo relacionado con las
Fernando A. González ha sido designado como el nuevo Vicepresidente Ejecutivo de Planificación y Finanzas de la cementera, quien ha trabajado desde 1989 para la compañía ejerciendo varios cargos ejecutivos, incluso miembro del Comité Ejecutivo desde 2003. González ejercerá funciones de estrategia corporativa y de desarrollo que incluyen las relaciones de Cemex con el mercado de capitales. Previa-mente se desempeñaba como Vicepresidente de Planificación y Desarrollo para Europa, Medio Oriente, África, Asia, Suramérica y Australia.
También se anunció el retiro de Héctor Medina y Armando García, quienes fungían como Vicepresidente del Departamento Legal y de Finanzas y Vicepresidente de Tecnología, Energía y Sostenibilidad respectivamente. Sin embargo García se mantendrá como miembro de la junta directiva de la compañía, cargo que ha desempeñado desde 1983.
Como resultado de estos cambios, los siguientes ejecutivos reportarán a partir del 1 de Marzo a Lorenzo H. Zambrano, Chairman y CEO de Cemex:- Francisco Garza, Presidente para las Américas- Fernando a. González, Vicepresidente Ejecutivo de Plani-ficación y Finanzas.- Juan Romero, Presidente para Europa, Medio Oriente y Asia.- Víctor Romo, Vicepresidente Ejecutivo de Administración.
La junta directiva de Schlumberger designó a Paal Kibsgaard como el nuevo Chief Operating Officer, cargo desde el cual reportará directamente al Presidente de la compañía, Adrew Gould, y en el que será responsable del manejo diario de las operaciones en todo el mundo, adicionalmente
Schlumberger
del área tecnológica que comprende ingeniería, manufactura y desarrollo de productos.
Previamente, como Presidente de la división Reservoir Characterization Product Group de WesternGeco, Kibsgaard estaba a cargo del manejo de la línea de productos Wireline, Drilling & Measurements y Testing Services.
El nuevo COO se ha desempeñado en múltiples posiciones gerenciales como Vicepresidente de Ingeniería, Manufactura y Sostenibilidad; Vicepresidente de Personal y Presidente de Schlumberger Drilling & Measurements. En sus inicios con la compañía se desempeñó como GeoMarket Manager para la región del Mar Caspio, así como varios cargos asociados con ventas y servicio al cliente.
Kibsgaard es ingeniero de petróleos con maestría en el Norwegian institute of Technology. Inició su carrera trabajando para ExxonMobil y en 1997 se unió a Schlumberger como Ingeniero de Yacimiento en Arabia Saudita.
Pacific Rubiales
ventas de crudo y con la compra del diluente para el manejo del mismo. El estará reportando a la Vicepresidencia Comercial de la compañía, dirigida por William A. Mauco.
Harris es Ingeniero Químico con 30 años de experiencia en el sector de energía y petróleo en la estatal petrolera venezolana, Pdvsa, en la cual desempeñó diversas posiciones como Gerente de Ventas Internacionales de Pro-ductos, Asesor de Planificación Estratégica, Gerente de Comercialización de Crudos y Asfalto, Gerente de Planificación Estratégica y Nuevos Negocios en la División de Refinación, Suministro y Comercio, en la cual alcanzó la posición de Director.
También fue Director de la División de Mercadeo Interno – Deltaven, Director de Transporte Marítimo, Director de la oficina de PDV en el Reino Unido y del joint venture Pdvsa- Phillips Sweeny en Estados Unidos.
Previo a su asignación en Pacific Rubiales, Harris fue consultor en las materias de energía y petróleo para varias empresas en los Estados Unidos.
Fernando A. González
Francisco Garza
Juan Romero
Víctor Romo
Paal Kibsgaard
Oren J. Harris
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Calendario
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Para mayor información sobre los principales eventos de la industria de petróleo y gas, consulte nuestro portal web: www.petroleum.com.ve
08 - 09 – 2010 HEES 2010 - SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium - Dallas, USA - www.spe.org/events/hees
08 - 12 – CERAWeek 2010 - Houston, USA - www.ceraweek.com
14 - 21 – NACE Corrosion Conference & Expo 2010 - San Antonio, USA - events.nace.org/
16 - 18 – World LNG Series: Americas Summit - San Antonio, USA - lngamericas.cwclng.com/
17 – 156th Ordinary Meeting of the OPEC Conference - Viena, Austria - www.opec.com
21 - 24 – 89th Annual GPA Convention - Austin, USA - gpaglobal.org/
22 - 24 – 16th Latin Oil Week 2010 - Río de Janeiro, Brasil- www.petro21.com
23 - 24 – SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition - The Woodlands, USA - www.spe.org/events/tcwi
23 - 24 – Project Risk, Uncertainty and Decision Analysis - Denver, USA - www.spe.org/
24 – Refining and Biofuels: Working Together Towards a Sustainable Future - Phoenix, USA - www.hartenergyconferences.com/
29 - 31 – 5th Annual Developing Unconventional Gas Conference- Fort Woth, USA - www.dugconference.com/
02 - 03 – IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition - Rio de Janeiro, Brasil - www.iadc.org
06 - 07 – AADE Fluids Technical Conference and Exhibition- Houston, USA - www.aade.org/
06 - 08 – Rocky Mountain Unconventional Resources Conference & Exhibition - Denver, USA - www.rmurconference.com
11 - 13 – 25th Annual Global Power Markets Conference- Las Vegas, USA - www.platts.com
11 - 14 – 2010 AAPG Annual Convention & Exhibition- New Orleans, USA - www.aapg.org/neworleans/
12 - 14 – SPE International Conference on Health, Safety & Environment - Río de Janeiro, Brasil- www.spe.org/events/hse/
12 - 16 – Foro de Crudos Pesados - Maturín, Venezuela- www.camarapetrolera.org/
13 - 15 – Oil and Gas Outlook Brasil 2010 - Río de Janeiro, Brasil- www.terrapinn.com/
16 - 19 – 17th International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas - Houston, USA
MARZO ABRIL
Warehouse
La unidad de perforación y producción de GE Oil & Gas, recibió la primera orden de su nuevo y avanzado árbol submarino VetcoGray SVXT Serie S, por parte de Shell UK Ltd.
La orden fue hecha en virtud del acuerdo marco regional existente entre GE y Shell. El árbol submarino SVXT será entregado a Shell en el cuarto trimestre de 2010 e instalado en el primer trimestre de 2011.
Este árbol submarino fue presentado re-cientemente en el Offshore Europe 2009 Oil & Gas Conference and Exhibition, celebrado en Aberdeen, en Septiembre.
Cmbina la tecnología de árbol horizontal y vertical y está destinado para campos duros y en aguas someras, como los del Mar del Norte, pero también de otras regiones petroleras. El diseño aerodinámico reduce el peso del árbol en más del 20 %, disminuye significativamente la altura y ofrece funcionalidad esencial para una propuesta modular pre-diseñada y pre-
Árbol submarino VetcoGray SVXT Serie Sconfigurada. El bajo costo de instalación del nuevo SVXT es posible gracias a su diseño que permite el despliegue en alta mar utilizando los taladros de perforación, tipo jack-up sin necesidad de grandes modifi-caciones.
Otras características adicionales inclu-yen un árbol más pequeño y estructuras de protección del cabezal de pozo amigables con los pescadores, así como la propuesta de una barrera innovadora que evita la necesidad de una tapa de árbol por se-parado.
Jan Duinhoven, Gerente del Proyecto SWEEP, Shell NAM, dijo: “Soluciones confiables, más compacta y rentables se re-quieren en el sur y maduro Mar del Norte, para poder desarrollar provechosamente las acumulaciones de gas remanentes.
Matt Corbin, líder regional del Reino Unido y Europa Continental, GE Oil & Gas, comentó que “diseñado y construido en Aber-deen, la nueva estructura más aerodinámica, y ligera del árbol submarino VetcoGray SVXT Serie S es un gran ejemplo de la perspectiva de innovación confiable que sostiene el portafolio completo de perforación y producción de GE. Estamos orgullosos de continuar nuestra socie-dad con Shell U.K. y NAM con esta primera orden para un nuevo árbol SVXT”.
Mayor información: www.gepower.com
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E
ANUNCIANTEsMARZO 2010 / No 242 / Petroleum
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C.A.F.E. nuevo capítulo de la SPWLA en ColombiaGracias al interés de técnicos colombianos expertos en petrofísica y registros geofísicos de pozos, se concretó la creación en Colombia de un nuevo capítulo de la Society of Petrophysicists & Well Log Analysts, SPWLA
ANUNCIANTEs
l pasado 11 de Febrero se realizó el lanzamiento oficial del Colombian Association of Formation Evalua-tion, C.A.F.E., el nuevo capítulo de la SPWLA con sede en Bogotá, con la
misión de generar un espacio de reunión para recolectar, diseminar e intercambiar conoci-miento técnico relacionado con la explora-ción, desarrollo y producción de yacimientos convencionales y no convencionales de petró-leo, gas y afines. La invitación fue atendida por más de 80 profesionales del ramo.
El programa inaugural contó con la inter-vención de Eric L. Decoster (Schlumber-ger), Director Regional para Latinoamérica de la SPWLA, quien tuvo a cargo las palabras de apertura y dio la bienvenida a la Junta directiva del capítulo Colombia; y del Dr. Oliver C. Mullins, experto y autor de varias publicaciones sobre Caracterización de Flui-dos, con la charla magistral “Downhole Fluid Analysis coupled with Asphaltene Nanoscience for Reservoir Evaluation”.
La junta directiva fundadora integrada por representantes de compañías operadoras y de servicios petroleros, quedó conformada por Adriano Lobo Álvarez (Ecopetrol) en la Presidencia; César Augusto Patiño
(Ecopetrol), Vicepresidencia; Steven Low (Schlumberger), Secretario; Israel J. Nieves (Weatherford), Tesorero; Yerayen Rodríguez (Halliburton), Publicidad y Editor; Diana Solano (Baker Hughes) Membresía y Patro-cinios; y Javier Darío Páez (Petrominerales) Competencias y Destrezas.
Entre las metas establecidas por el pri-mer equipo directivo del Capítulo Colombia destacan acelerar la captación de miembros y la organización de eventos, incluyendo el programa de conferencias; la “Convención en Interpretación de Litologías Complejas”, prevista para el mes de Noviembre; el “Lunch & Learn Petrofísico”, en Agosto; un evento conjunto con otras Asociaciones y la Cena y “Show Room” en Diciembre; además de
gestionar la realización del Simposio Anual Internacional SPWLA 2012 –2014.
Fundada en 1959, la SPWLA es una aso-ciación sin fines de lucro abocada a prestar servicios a los profesionales dedicados al aná-lisis de registros de pozos. Cumple un impor-tante rol en el fortalecimiento de la educación petrofísica, y se esfuerza por aumentar la con-ciencia del impacto que esta disciplina tiene en la industria del petróleo y gas, como columna vertebral en los proyectos de exploración y ex-plotación de hidrocarburos. En la actualidad la sociedad cuenta con 10 capítulos en Estados Unidos y 22 capítulos internacionales, cinco en América Latina.
InvitaciónC.A.F.E invita a los profesionales, estu-
diantes y personal con expe-riencia, experticia o interés técnico en la evaluación de formaciones de yacimientos convencionales - no conven-cionales y recursos afines a integrarse a la sociedad y ser partícipe en su crecimiento y consolidación, haciendo uso de los beneficios que la SPWLA ofrece de estrechar lazos técnicos y eliminar fronteras para la evaluación de tecnologías y conocimien-tos relacionados con el obje-tivo de la institución.
Los integrantes de la junta directiva de SPWLA Colombia: Javier Darío Páez, Competencias y Destrezas; Adria-no Lobo Álvarez, Presidente; César Augusto Patiño, Vicepresidente; Steven Low, Secretario: Diana Solano Membresías y Patrocinios; Yerayen Rodríguez, Publicidad y Editor; e Israel J. Nieves P., Secretario
Intervención de Eric Decoster, Director Regional Latinoamérica-SPWLA. Su estímulo fue determinante para concretar la creación del capítulo Colombia, un ideal abrigado por muchos años
