Embed Size (px)
DESCRIPTION
La Revista Petrolera de América Latina
Citation preview
OTC 2016 Spotlight on New
Technology Award
Tecnología EOR crea un mercado para las emisiones de CO2
30 Noviembre - 02 Diciembre
REVISTA OFICIAL
OPEP: Oferta mundial de crudosigue siendo abundante
ww
w.p
etro
leum
ag.c
om
Mayo2016
3MAYO 2016 I Petroleum 316
Portada:El diseño y operación de tuberías para el transporte de CO2 se está basando en la experiencia de los sectores
vinculados al gas natural como a la recuperación mejorada de petróleo utilizando CO2 (Foto: DNVGL)
@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com
SECCIONESCORNISACUADRANTEPREVIEWWAREHOUSECALENDARIOGENTEÚLTIMA PÁGINA
48
2830323334
InLine ElectroCoalescer (IEC)
Proceso EOR mediante el uso de CO2
24
26
18
Las energías renovables en números
Pdvsa realizó primera corrida de tecnología dopeless en Faja del Orinoco
Ecuador: Sector privado invertirá US$1.000 millones en campos maduros
Potencial petrolero no convencional argentino
Las renovables en números
OPEP: Oferta mundial de petróleo sigue siendo “superabundante”
A través de la empresa mixta Petrocedeño, Pdvsa seleccionó el pozo P3–27 ubicado en San Diego de Cabrutica, para bajar la primera sarta o conjunto de tuberías con conexión dopeless
Petroamazonas firmó nueve contratos de servicios específicos con financiamiento de compañías nacionales e internacionales
La potencialidad de Argentina en petróleo y gas no convencional se ha mantenido en primer plano en los últimos años. El país se ubica entre los tres principales productores de shale a nivel mundial
En su reporte de Abril la Organización de Países Exportadores de Petróleo indicó que el consumo de crudo este año será en promedio de 94,18 mbd, menos de lo previsto por la desaceleración de la economía planetaria
10
10 16
18
22Saudi Aramco prevé duplicar su producción de gas en 10 añosDe acuerdo a los planes, la producción de gas de la compañía se elevaría a 23.000 millones de pies cúbicos estándar diarios en 10 años
11
Avanza construcción de nueva Refinería Talara en Perú
La producción va en aumento en el Golfo de México
La ejecución del Proyecto Modernización Refinería Talara, PMRT, presentó para finales de Marzo un avance superior al 34%
El bombeo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017, de acuerdo con las perspectivas de energía a corto plazo de la AIE
12
13
Colombia inició exportaciones de coque de petróleoUn embarque de más de 50 mil toneladas destinado a Asia marcó el inicio de las exportaciones de este subproducto derivado de la refinación del petróleo, producido en la Unidad de Coquización Retardada que opera en la nueva refinería de Cartagena
12
E&P REPORTE
Cont
enid
o
Mayo 2016Año 32, Nº 316
Compartimos un análisis actualizado sobre el sector de las energías renovables desde una perspectiva global, publicado por Ovacen, portal de eficiencia energética
La tecnología EOR crea un mercado para las emisiones de CO2
OTC 2016 Spotlight on New Technology Award
24
26
ESPECIAL
TECNOLOGÍA Y COMERCIO
El uso del CO2 en aplicaciones para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) además de aumentar la producción de crudo, proporciona un mercado para esta emisiones
La Offshore Technology Conference distingue este año 13 tecnologías avanzadas en el conocimiento científico y técnico para el desarrollo seguro de los recursos de petróleo y gas en alta mar
4 MAYO 2016 I Petroleum 316
OFICINASCENTRALCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local OficinaMaracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: +58 261 783 2424Fax: +58 261 783 0389E-mail: [email protected]
CARACASEsteban R. Zajia / Marketing ManagerTerraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, CaracasTel: +58 212 975 5387 / Cel: +58 412 607 [email protected]
COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCalle 114A, No. 19A-05. Bogotá - ColombiaTel: +57 1 742 8002, ext. 122. Cel: +57 317 512 [email protected]
USA Victoria Schoenhofer / General Manager1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 [email protected]
ECUADORCésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: +59 32 244 0316 / 244 1481 / 244 0449 Fax: +59 32 244 1624
PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A. en Maracaibo, corazón de la industria petrolera latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino, el resto de América Latina y los Estados Unidos.El precio de la suscripción anual es: Países Andinos US $60; América Latina US $80; USA y Canadá US $120; Resto del Mundo US $180. Se envía por correo aéreo. Vía Air Mail.Petroleum, P.O. Box 379, Maracaibo 4001-A, Venezuela. Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988
EDICIóNJorge Zajia, Editor [email protected] Isabel Valbuena, Asistente al Editor [email protected] Socorro, Directora [email protected] Perozo, Directora [email protected]
COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]
PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]
ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]
CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]
SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: +58 414 629 2299 [email protected] ASESORES EDITORIALESEdmundo Ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. González / Energía
CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com
Jorge Zajia, Editor
Corn
isa
www.petroleumag.com
Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo
Copyright©2016Reservados todos los derechos. All rights reserved
Miembro de:
Con este número esta revista registra 360
ediciones que se iniciaron en Enero de
1977. Hasta Diciembre de 1983 circulamos
con el nombre de Petróleo y Tecnología (44
números) y desde Mayo de 1984 –luego de un
breve receso de 4 meses- con el nombre actual
de Petroleum, que es el originario en Latín del
aceite de roca: petro y óleum.
A lo largo de estos 39 años hemos sido
testigos y actores de primer plano -vivido y
sufrido en carne propia-, las vicisitudes del
desarrollo tecnológico y comercial de la fabu-
losa y poderosa industria petrolera mundial en
general y muy particularmente la de las Amé-
ricas y los países agrupados en la OPEP, por
ser Venezuela (donde está nuestra sede central)
y Ecuador (donde tenemos una importante
representación), países que históricamente
han jugado un rol destacado dentro del cartel
que vela por los intereses de las principales
naciones exportadoras de crudos.
Nuestra visión ha sido darle cobertura de
manera exclusiva a las informaciones, noticias
y reportajes positivos, que agreguen valor y
contribuyan con el conocimiento de nuestros
lectores, anunciantes, relacionados, amigos
y trabajadores. Hemos ejercido una función
comunicacional ética, de mucho respeto y
apego por las normas sagradas del periodismo
universal. Esto lo afirmamos con humildad y
mucho orgullo. Usted, querido lector, jamás ha
encontrado en nuestras páginas algún escrito
negativo. Preferimos ignorar ese tipo de infor-
mación. Para Petroleum no existen. El papel y la
tinta son muy costosos para desperdiciarlos en
temas fútiles y la calidad y dignidad de nuestros
lectores y anunciantes sólo merecen lo mejor.
Esta evocación de principios. Estas reflexiones
vienen a cuenta por la situación de crisis en la que
está inmersa la industria petrolera de nuestros
días, la cual ya tiene visos de no ser una coyuntura
pasajera y que, por el contrario, podríamos estar
en la presencia de un fenómeno estructural, que
obliga a replantearse la forma y el fondo de cómo
hacer viable la explotación de los hidrocarburos
“Oficialmente, Texas ha perdido unos 65.000 puestos de trabajoen el sector de petróleo y gas,
pero cuando se incluyen los despidos indirectos,el total asciende a 250.000”
Chris TomlisonHouston Chronicle, April 17, 2016
La situación petrolerapodría ser estructural
y que desechemos a un lado la paciente, o im-
paciente, espera hasta que los precios vuelvan a
recuperar su nivel de hace dos años.
Cuesta creer y aceptar que el petróleo ya dejó
de ser la fuente de energía principal e insustituible
con que cuenta la humanidad y que es cuestión
de tiempo para que el mundo se reorganice y
encuentre las formas de vivir sin necesidad de
contar con los hidrocarburos como su principal
fuente de energía o que los dirigentes de la in-
dustria logren entender y aceptar que la vigencia
del preciado carburante va a depender que sea
real y efectivamente abundante, seguro y barato.
Vale la pena recrearse en la evolución de
ciertos negocios muy prósperos que dejaron de
serlo porque el mundo cambió, principalmente
en base al desarrollo tecnológico. Por ejemplo, el
advenimiento del petróleo acabó, gracias a Dios,
con la explotación masiva del aceite de ballena.
El desarrollo del caucho sintético arruinó, gracias
a Dios también, la explotación inhumana del
caucho natural. Y algo poco conocido es que uno
de los negocios más florecientes de su época fue
el transporte por barcos de hielo natural, que se
vino abajo con la invención de la máquina de
fabricar hielo; no obstante, en Bolivia se explota
todavía el hielo del Guasipungo, porque es más
puro y duradero que el sintético.
Mientras tanto, las principales víctimas
de la baja de los precios del petróleo son las
empresas petroleras y de servicios, lo que
ha originado el despido masivo de miles de
personas, la reducción de sus inversiones y
dividendos; originándose una situación que
no está clara, con un futuro incierto y como
consecuencia todo el sector que mueve esta
magna empresa se ha preparado para lo peor.
El futuro del petróleo continúa en un limbo
y su precio sigue sumido en una volatilidad afec-
tada por las dudas sobre la economía mundial, la
sobreoferta del mercado y los continuos rumores
sobre un acuerdo entre los principales produc-
tores para reducir su producción. En general, el
mercado se está preparando para un escenario
de precios bajos por un largo período de tiempo.
6 MAYO 2016 I Petroleum 316
IndIce de AnuncIAntes
www.gruposugaca.com 33
PI
31
32 cP 11
15
21
cPI
7
19
9
20
13
29
5www.lhramericas.com
www.tradequip.com
www.expoilandgascolombia.com
www.winsted.com
[email protected] INTL. SOUTHERN CHEMICALS
www.chevron.com
www.vepica.com
www.performarket.com
www.amesalud.com
www.simposiobolivariano.org
Daniel Yergin recibe Honorary Doctorate de Dartmouth College
El Vicepresidente de IHS y autor ganador del premio Pulitzer, recibirá el doctorado de letras que será presentado por la Tuck School of Business, durante la
ceremonia de graduación programada para el 12 de Junio
Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS, fuente líder mundial de análisis e infor-
mación crítica, fue nombrado como receptor de un Honorary Doctorate de Dartmouth College Tuck School of Business. Yergin pronunciará el discurso principal durante la ceremonia de graduación de la escuela, el 11 de Junio en el campus de Dartmouth en Hanover, New Hampshire. Al día siguiente él recibirá formalmente el grado honorífico durante la ceremonia de graduación.
La universidad señaló el rol de liderazgo de Yergin como “líder de la firma de inves-tigación económica y energética” IHS y su estatus como “uno de los pensadores más destacados del planeta acerca de la energía y sus implicaciones”, describió la revista Fortune.
Daniel es autor de varios libros, entre ellos su obra definitiva sobre el petróleo y la geopolítica, The Prize: the Epic Quest for
Oil, Money and Power, por la que ganó un Premio Pulitzer en 1992. Su más reciente éxito de ventas es The Quest: Energy, Securi-
ty and the Remaking of the Modern World.
Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS
El New York Times ha descrito a Yergin como el “experto en energía más influyente de Estados Unidos”. Y la revista Time ha dicho: “Si hay un hombre cuya opinión importa más que cualquier otro en los mercados mundiales de la energía, este es Daniel Yergin”.
Como Vicepresidente de IHS, el supervi-sa la investigación sobre la energía a través de fuentes convencionales y renovables y es responsable de la agenda global de energía y su interacción con la geopolítica y la eco-nomía. Es Director del Council of Foreign Relations y miembro de Brookings Institu-tion, Yergin actúa en las juntas asesoras de la Iniciativa de Energía del MIT, el Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia y del Consejo Asesor Interna-cional de Energía de Singapur.
En 2014, recibió el primer recono-cimiento James Schlesinger Medal del Departamento de Energía de los EE.UU. Ese mismo año, el Primer Ministro de la India le hizo entrega del Lifetime Achie-
vement Award.
Yergin es reconocido mundialmente por sus
trabajos de investigación sobre la industria petrolera
www.magnetrol.com
www.streamlight.com
www.aapg.org
www.worldheavyoilcongress.com
8 MAYO 2016 I Petroleum 316
Cuad
rant
e
Schlumberger reducirá sus operaciones en Venezuela como resultado de pagos insuficientes recibidos en los últimos trimestres y la falta de avances en la creación de nuevos mecanismos para abordar las cuentas por cobrar pasadas y futuras. No obstante, destacó
su compromiso de seguir apoyando a la industria de E&P en el país. La compañía reportó US$49 millones en pérdidas el año pasado debido a la devaluación de la moneda en Venezuela y otros US$472 millones en 2014. Pdvsa por su parte, aseguró que continuará con los pagos a Schlumberger en las diversas modalidades, de acuerdo con el nivel de actividad que realiza actualmente en el país.
El Departamento de Justicia de Estados Unidos presentó una demanda para frenar la fusión entre Halliburton y Baker Hughes, argu-mentando que la combinación entre ambas compañías proveedoras de servicios petroleros afectará la competencia en el sector. El
acuerdo, valuado en US$35 mil millones fue anunciado en Noviembre de 2014 y eliminaría la competencia en 23 productos o servicios para la producción y exploración de crudo en Estados Unidos, tanto en tierra como mar adentro, dijo el Departamento de Justicia en un comunicado.
Ecopetrol obtuvo una patente de invención de la Corporación de Propiedad Intelectual de Malasia (MyIPO), al proceso “obtención de diésel a partir de aceites vegetales o animales por hidrotratamiento con tiempos de residencia reducidos y productos obtenidos a
partir del mismo”, desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo. Del proceso se obtiene el biocombustible Biocetano®, renovable y compatible con el diésel del petróleo, con propiedades de desempeño en los motores muy superiores.
El consorcio formado por PGS, TGS y Schlumberger WesternGeco, ganó la licitación para llevar a cabo un programa de sísmica mul-ticliente en alta mar en Sabah, resultado de una iniciativa de Petroliam Nacional Berhad, Petronas, para estimular la exploración
y producción costa afuera en Malasia. El consorcio prevé aplicar una combinación de soluciones tecnológicas avanzadas, incluyendo la adquisición de sensores múltiples usando las tecnologías PGS GeoStreamer, WesternGeco IsoMetrix, PGS Towed Streamer y técnicas de adquisición 2D de banda ancha y de procesamiento avanzado.
El consorcio Total-ExxonMobil comenzó la prospección petrolera en aguas de Uruguay, a 250 km de la costa en el prospecto Raya-1, bloque 14. Se trata de la perforación del primer pozo exploratorio de la Ronda Uruguay II, en aguas profundas, y tomará cerca
de 100 días. El buque MaerskVenturer se encuentra perforando en el prospecto, el cual presenta desafíos tecnológicos, operativos y logísticos por encontrarse en un ambiente de condiciones severas y por tratarse de una profundidad de agua de más de 3.400m. Uruguay es totalmente dependiente de la importación de hidrocarburos.
BP Trinidad y Tobago informó que los cinco árboles submarinos necesarios para el proyecto de Juniper llegaron al país. Se trata del desarrollo del primer campo submarino, localizado a 50 millas de la costa sur este de Trinidad. La perforación de los cinco pozos
submarinos Juniper se inició en 2015 y se terminó en Marzo pasado. El proyecto tendrá una capacidad de producción de unos 590 millones de pies cúbicos estándar por día de gas, previéndose el primer gas de la instalación para 2017.
Wood Group adquirió a Ingenious Inc., compañía de servicios de ingeniería y consultoría para la industria del petróleo y gas, con sede en Houston, especializada en la simulación de procesos y modelado, y software integrado para la inteligencia operativa.
La adquisición “refuerza y diversifica las capacidades de automatización y control del negocio de Wood Group Mustang”, destacó el CEO del grupo, Michele McNichol, agregando que las capacidades de Ingenious aumentarán la escala y amplitud de nuestro negocio de automatización y control.
La producción de petróleo en Rusia alcanzó en Marzo su mayor nivel en 30 años, al ubicarse en 10,91 de bpd. Este incremento a niveles no vistos desde 1987, cuando alcanzó un máximo histórico de 11,47 millones de bpd, sugiere para algunos analistas que
podría ser difícil que el país cumpla con el eventual compromiso global de congelar los volúmenes de extracción, dado que la industria doméstica está dominada por varias grandes petroleras, como Rosneft, Gazprom y Lukoil, cada una de ellas con su propia agenda.
Repsol reportó que su producción se elevó a 715.000 barriles equivalentes de petróleo diarios en el primer trimestre de 2016, el doble que en el mismo periodo de 2015, tras incorporar los activos de la petrolera Talisman, adquirida en Mayo del pasado año. El mayor
de los incrementos interanuales se realizó en Asia y Rusia, donde la producción se multiplicó por seis -108.000 barriles diarios actuales frente a los 18.000 del primer trimestre de 2015-, precisamente donde se concentraban los activos de Talisman.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos,YPFB, inició la exploración sísmica 2D en el área Huacareta Sur, en la provincia O’Connor del municipio de Entre Ríos – Tarija, donde se estima la existencia de 13 trillones de pies cúbicos de gas, que permitirían cumplir
los compromisos de exportación que tiene el país con Argentina y Brasil. El bloque se encuentra en su primera fase de exploración que corresponde a cinco años, y finaliza el 21 de Enero de 2019. El área que se explora tiene una extensión de 4.537 km2, siendo una de las más grandes de Bolivia.
Petrobras exportó 50 millones de litros de diésel a Argentina, su primera gran venta del combustible al exterior en 2016, siendo el mayor cargamento de este combustible desde Marzo de 2014, cuando vendió 59,9 millones de litros. Brasil suele ser importador
de este combustible debido al faltante en la capacidad de refinación a nivel local.
10 MAYO 2016 I Petroleum 316
E&P
Los contratos fueron suscritos con los consorcios: Pañaturi, integrado por
Sinopec International de China y Sinopec Service Ecuador, en los campos Indillana, Yanaquincha y Limoncocha; Kamana, com-puesto por Schlumberger y Tecpetrol en los campos Edén Yuturi y Pañacocha; e Igapó, en el que participa con Halliburton, en los campos Lago Agrio, Palo Azul, Pucuna y Víctor Hugo Ruales.
Las inversiones se estiman en US$1.000 millones para recuperar 84.6 millones de ba-rriles en reservas incrementales, que requie-ren mayores tecnologías para su extracción.
Las compañías asumen el riesgo de las inversiones y el Estado ecuatoriano, a través de Petroamazonas EP, solo pagará por pro-ducción incremental ejecutada. Además, la petrolera estatal sigue siendo la operadora de estos activos.
Las empresas contratistas aplicarán técnicas de optimización y recuperación
Pdvsa realizó primera corrida de tecnología dopeless en Faja del Orinoco
EcuadorSector privado invertirá US$1.000
millones en campos maduros
A través de la empresa mixta Petrocedeño, Pdvsa seleccionó el pozo P3–27 ubicado en San Diego de Cabrutica, en el sur del estado Anzoátegui, para bajar la primera
sarta o conjunto de tuberías con conexión dopeless
Petroamazonas firmó nueve contratos de servicios específicos con financiamiento de compañías nacionales e internacionales
mejorada. El incremento de la producción esperada en los campos maduros alcan-zará los 30.000 barriles adicionales por día en 2018.
El Vicepresidente de Petroamazonas, Jorge Glas, indicó que esta inversión se rea-lizará en cinco años. El Estado ecuatoriano firmó en Octubre de 2014 los contratos para la optimización y recuperación mejorada
de 17 campos maduros, cuya ejecución fue suspendida por parte de Petroamazonas EP en Octubre de 2015, para buscar nuevos acuerdos con cada compañía.
La revisión de los contratos para el desarrollo de los campos maduros es parte de una estrategia de optimización de acti-vidades y recursos en el contexto actual del mercado internacional del petróleo.
Carlos Pareja Yanuzell, Ministro de Hidrocarburos de Ecuador; Jorge Glas, Vicepresidente de Ecuador; Raul Bonifacio, Country Manager - Halliburton Ecuador; Rafael Poveda, Ministro de Sectores Estratégicos; Francisco Giraldo, Operations Vice-President Western Hemisphire Schlumberger Production Management y Chen – Weilong, Sinopec International y miembro de Penaturi Consortium
El dopeless es un revestimiento multifun-cional que garantiza la aplicación exacta
de lubricante en cada conexión, eliminando el tradicional uso de grasas que se hacen con una brocha directamente en campo, logrando mantener un alto rendimiento en los tiempos de emboque y enrosque durante las operaciones de bajadas de tubos a pozo.
Este sistema garantiza la eficiencia del taladro, aumentando los beneficios
operativos del proceso de perforación, optimizando el tiempo de bajada de los tubos. Además, con la eliminación del uso de grasa durante la maniobra se fortalecerá la seguridad industrial.
En esta oportunidad, fueron bajadas a pozos un total de 65 juntas de 9 5/8 pulga-das, en forma rápida, segura y limpia.
Luis Rodríguez, Superintendente de Perforación en Petrocedeño, destacó la
exitosa corrida en el pozo seleccionado, el primero en todo el oriente del país. “Fue
exitosa desde todo punto de vista ya que
disminuye de manera significativa los tiem-
pos operacionales”, dijo. En Venezuela la Tecnología Dopeless ha
permitido operaciones más eficientes con un sustancial ahorro en términos de tiempo y costos, al reducir los pasos necesarios du-rante las actividades previas a la corrida.
11MAYO 2016 I Petroleum 316
E&P
Saudi Aramco prevé duplicar su producción de gas en 10 años
De acuerdo a los planes, la producción de gas de la compañía se elevaría a 23.000 millones de pies cúbicos estándar diarios en 10 años
Amin H. Nasser, Presidente Saudi Aramco
La petrolera estatal de Arabia Saudí ha incrementado su producción de gas de
3.500 millones de pies cúbicos estándar diarios a principios de la década de 1980 hasta más de 12.000 millones de pies cúbi-cos diarios en la actualidad.
Adicionalmente trascendió que descubrió una gran cantidad de shale gas en la cuenca de Al Ayafura, cerca de Al Ahsá, en el sureste de Arabia Saudí. El Presidente de la compañía, Amin H. Nasser, dijo en el marco de un foro de Inversión que las cantidades “son muy
prometedoras y tienen viabilidad económica
por contener un gran porcentaje de líquidos”.
Al Ahsá es una de las zonas más ricas en petróleo y en gas en el mundo y uno de los mayores yacimientos de crudo convencional
en el planeta. El área ha sido trabajada du-rante 70 años y se continuará haciendo en las generaciones futuras”, indicó al Nasser.
Agregó que “los trabajos de evaluación de las reservas continúan en la cuenca de Al Ahsá” y espera que este descubrimiento tenga impactos positivos en la creación de grandes oportunidades para la inversión y de empleo.
Se estima que Aramco tiene reservas de crudo equivalentes de 265.000 millones de barriles, más del 15% de los depósitos del mundo.
La compañía también planea incre-mentar su capacidad de refinación entre 8 millones y 10 millones de barriles diarios desde los cerca de 5,4 millones de barriles diarios actuales, agregó Nasser.
12 MAYO 2016 I Petroleum 316
In S
ituE&
P
De acuerdo con la información difundi-da por Petroperú, el muelle de carga
MU2, está listo para recibir los materiales y equipos que se emplearán en las modernas unidades de proceso con las que contará la nueva refinería.
En cumplimiento con lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental, unas 2.867 personas trabajan en el PMRT, de las cuales 96% de la mano de obra no califi-cada y 33% de la mano de obra calificada
Colombia inició exportaciones de coque de petróleo
Avanza construcción de nueva Refinería Talara en Perú
Un embarque de más de 50 mil toneladas destinado a Asia marcó el inicio de las exportaciones de este subproducto derivado de la refinación del petróleo, producido en la Unidad de Coquización Retardada que opera en la nueva refinería de Cartagena
La ejecución del Proyecto Modernización Refinería Talara, PMRT, presentó para finales de Marzo un avance superior al 34%
Unidad de coquización retardada de la Refinería de Cartagena
E l coque de petróleo que se produce por primera vez en Colombia, es un
combustible sólido de alto poder calorífi-co que se usa en las industrias cementeras y siderúrgicas, y en algunos casos como materia prima para la fabricación de electrodos en la industria de aluminio. La refinería de Cartagena producirá al-rededor de 75.000 toneladas mensuales de coque de petróleo.
El coque es un sub producto sólido, de la fase final del proceso de refinación una vez extraído todos los gases y líquidos. El mismo tiene un alto valor comercial en el mercado de combustibles de refinación. Antes de disponer de esta tecnología en la refinería de Cartagena, el residuo que hoy alimenta a la Unidad de Coquización Retardada se comercializaba como combustóleo, el cual
tiene un valor entre un 20 y 30% menos que el crudo que se cargaba a la refinería.
Reficar cumple con las regulaciones de Ley colombiana e internacional como la del International Finance Corporation, IFC, del Banco Mundial, que exige para el traslado del coque al puerto de exportación, camio-nes con la mejor tecnología disponible, en los cuales el producto está completamente confinado y humectado, para evitar la emi-sión de material particulado.
El sistema de cargue directo a las bodegas del buque por medio de chute telescópico que permite descargar el material sin que haya emisiones, desde el punto de vista de operación logística es considerada la más moderna y segura para el manejo del coque, aceptada en países europeos y Estados Uni-dos, entre otros.
son talareños, superando ampliamente lo establecido en EIA.
De acuerdo a los estimados para 2016, el pico máximo de personal en obra se presentará en el mes de Sep-tiembre, con una cantidad aproximada de 4.500 personas, entre personal califi-cado en su mayoría y no calificado para labores de apoyo.
En los próximos meses, se irá incre-mentando las labores relacionadas a
metalmecánica. Las empresas contratistas del PMRT requerirán personal especia-lizado y con experiencia en estructuras metálicas, montaje de tuberías, soldadu-ra, andamieros, entre otros.
En 2017, la tendencia de la curva de la demanda de personal seguirá incrementán-dose. El pico más alto de personal en obra se presentará en Agosto, con una cantidad aproximada de 6.500 personas, entre per-sonal calificado y no calificado.
13MAYO 2016 I Petroleum 316
E&P
La producción va en aumento en el Golfo de México
El bombeo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017
E l Golfo de México EE.UU. ha estado produciendo hidrocarburos desde 1947
cuando el primer pozo perforado desde una plataforma fija marcó el debut de la indus-tria del petróleo y gas en alta mar.
La producción de crudo de la región se estima que aumente a niveles récord en 2017 a pesar de los altos precios bajos, de acuer-do con las perspectivas de energía a corto plazo de la Administración de Información de Energía de EE.UU.
La agencia gubernamental proyecta que la producción federal en el GoM alcanzará un promedio de 1,63 millones de barriles por día (mmb/d) en 2016 y 1,79 mmb/d en 2017, llegando a 1,91 en Diciembre de 2017. En total, se espera que la producción de la zona represente 18% y 21% de la previsión total
de producción de crudo de Estados Unidos en 2016 y 2017, respectivamente.
En aguas profundas del Terciario Infe-rior en el GoM, por ejemplo, el agua y la profundidad del yacimiento son un reto considerable para perforar y producir. Allí es posible observar el programa Jack / St. Malo de Chevron donde la plataforma de pata tensionada está posicionada a 7.000 pies de agua con algunos yacimientos objetivos sen-tados a miles de pies debajo del fondo marino. Este es un escenario típico de la región, un testimonio de por qué este tipo de proyectos se mueven a paso lento, con varios años entre el descubrimiento y la producción.
En el transcurso de la evaluación, la pla-nificación y la construcción de estos grandes proyectos de largo plazo y de alto costo, los
movimientos en los precios del petróleo a corto plazo, son relegados a un segundo plano, a diferencia de lo que ocurre en tierra, donde los productores deben extremar sus precauciones en torno a estos movimientos.
Aun así, la EIA señaló que los actuales márgenes de beneficios decrecientes y las bajas expectativas de una recuperación rápida de los precios del petróleo han con-vencido a muchos operadores del GoM a reducir a futuro el gasto en exploración en aguas profundas, la flota de taladros acti-vos mediante el desecho y apilamiento de plataformas viejas y la reestructuración de los contratos de plataforma de perforación.
Como resultado de estas acciones, aumen-ta la incertidumbre en relación con la puntua-lidad de un número de proyectos en el GoM.
E&P
14 MAYO 2016 I Petroleum 316
A través de cada ciclo de la industria, la SPE ha conservado su compromiso de
apoyo. Lo sé porque he sido asociado a la SPE desde mucho antes de llegar a ser su Director General. Cuando la industria atra-viesa por un declive, las empresas reaccio-nan. Los resultados se reflejan desde recortes de personal, ajustes presupuestales, hasta incremento de fusiones y adquisiciones, entre otros. Todo suena lógico, pero cuando uno está en medio del fuego cruzado, los obstáculos parecen infranqueables.
Personalmente me enfrenté a este dile-ma en 1987 cuando estuve desempleado durante la crisis de los 80s. En un momento en el que los trabajos para ingenieros de petróleo eran escasos, acudí a los contactos que obtuve como asociado a la SPE, a través de mi involucramiento con la sección local. Participé en la conferencia anual
SPE Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE), interactúe con colegas, y pude encontrar otra oportunidad de laborar gracias a estos contactos. Esta experiencia me hizo apreciar aún más mi membresía en la SPE, ya que experimenté su valor tangible.
Ahora como Director General de la SPE, reitero el compromiso que la Sociedad tiene con sus asociados. Estamos aquí para servir-los a lo largo de sus carreras profesionales, sean ingenieros experimentados, jóvenes profesionales o estudiantes.
A medida que la industria va reaccio-nando, queremos que sepan que la SPE es proactiva en el manejo de sus recursos y programas para atender sus necesidades.
La SPE reafirma su apoyo durante la recesión de la Industria Petrolera
La Society of Petroleum Engineers (SPE) ha servido, de manera constante a sus asociados, durante los altibajos de la industria de exploración y producción de petróleo y gas,
desde 1957, dada su naturaleza inherentemente cíclica
Por Mark Rubin, Director General y Vicepresidente de la SPE
Algunos ejemplos a continuación: • El portal gratuito para la búsque-
da de empleo en nuestra industria: www.spe.org/industry/job
• Nuestros asociados pueden solicitar la exoneración del pago de su cuota anual de membrecía por desempleo o si están atravesando momentos financieros difíciles.
• Ofrecemos alrededor de 10 webinars gratuitos cada año para mejorar com-petencias técnicas en webevents.spe.org
• Contamos con Programas Virtuales de Men-tores a disposición de jóvenes profesionales.
• Incentivamos el uso del wiki en línea, Pe-troWiki y recomendamos a nuestros aso-ciados, jubilados o sin empleo, utilizarlo para mantenerse activos en la industria y demostrar sus conocimientos aprendidos: http://petrowiki.org/PetroWiki
• Ofrecemos la herramienta virtual para gerenciamiento de competencias CMT, a través de la cual nuestros asociados evalúan sus aptitudes profesionales en la industria E&P incluyendo geo ciencias, ingeniería de reservorios, ingeniería de pozos, ingeniería de producción y operaciones, ingeniería de proyectos y facilidades, y HSE. Los resultados pueden ser utilizados para desarrollar un plan individual dirigido a cubrir faltantes: www.spe.org/training/cmt
• Disponemos de un equipo dedicado a servir a nuestros asociados en América Latina y El Caribe, liderado por la Direc-tora Solange Ferreira.
• Animamos a nuestros asociados a compartir ideas de cómo podemos ayudar durante el de-clive industrial, escribiéndome a [email protected]
Las plataformas petroleras pueden dis-minuir, pero la demanda por innovación en E&P de gas y petróleo continúa creciendo y la SPE fortalece sus servicios y recursos de manera eficiente y efectiva. Los riesgos y reconocimientos de una carrera en la rama energética pueden ser impredecibles, pero nuestros asociados siempre podrán contar con la SPE.
Mark Rubin es Director General y Vicepre-
sidente de la SPE desde Agosto de 2001, y es
responsable por el manejo de las operaciones
de la organización a nivel global. Trabaja con
la Junta Directiva y los directores para desarro-
llar planes estratégicos y de negocios, formular
los objetivos organizacionales, metas, políticas,
y programas. Anteriormente, fue el gerente
general de upstream de la American Petroleum
Institute en Washington, DC. Como asociado
de la SPE desde 1979 e Ingeniero de Petróleo
trabajó en Unocal (Texas, 1981 – 1987), y
en Buttes Resources (Dallas, 1987 – 1988).
Obtuvo su título Profesional en Ciencias de In-
geniería de Petróleo de Texas A&M University
y su MBA en la Southern Methodist University.
16 MAYO 2016 I Petroleum 316
Repo
rte
Potencial petrolero no convencional argentino
La potencialidad de Argentina en materia de petróleo y gas no convencional se ha mantenido en primer plano en los últimos años. El país se ubica
entre los tres principales productores de shale a nivel mundial
En un informe reciente publicado por la revista de negocios de la Universidad
de Harvard, los analistas Bernhard Hart-mann y Saji Sam refieren que Argentina, más avanzado que otros países en la ex-plotación de formaciones de shale, contiene cerca de 801 trillones de pies cúbicos de gas no convencional y 27 millones de barriles de reservas de petróleo del mismo tipo, técnicamente recuperables.
Los expertos enfatizaron que varios otros países, como China, están comen-zando a desarrollar sus recursos de hidro-carburos no convencionales mediante la adopción de la tecnología y modelos de negocios, compatible con este desarrollo. “Sudáfrica, China y Argentina también
se están preparando para desarrollar sus
reservas en un intento de independencia
energética”, sostienen.
Shale Oil en Vaca Muerta
Los recursos de shale son conocidos desde principios del siglo XX, pero hasta hace algunas décadas no existía la tecnología para extraerlos. A comienzos de los 70, por iniciativa del gobierno de EE.UU., se asocian operadores privados, el Departamento de Energía de EE.UU. y el Gas Research Institute para potenciar el desarrollo de tecnologías que permitieran la producción comercial de gas de formaciones de shale. Esta asociación posibilitó el desarrollo de las tecnologías que son cruciales para la producción de shale gas, que ha producido un cambio de paradigma en la producción mundial de hidrocarburos y en los mercados energéticos, ya que EE.UU., el mayor consumidor mundial de energía, dejará de ser importador de gas en pocos años gracias al aumento de su producción de recursos de shale. También se espera que producirá un gran cambio en Argentina,
cuyos recursos técnicamente recuperables, le ubican como la segunda potencia en shale gas, detrás de China.
Otro informe publicado por la Agencia de Información Energética de los Estados Unidos -Energy Information Administra-tion- que aporta datos sobre los recursos de shale gas en regiones fuera de Estados Unidos, analizó cada una de las cuencas sedimentarias de Argentina.
Para el Shale Gas: Cuenca Neuquina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Los Molles y Vaca Muerta): 2.184 TCF (93.083 miles de millones de m3). Recursos no pro-bados técnicamente recuperables utilizando un factor de recuperación del 27: 583 TCF (15.741 miles de millones de m3 o 49 veces las reservas probadas de gas). El 53% de este volumen se halla en Vaca Muerta (8.308 miles de millones de m3).Cuenca San Jorge: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo en las formaciones Aguada Bandera y Pozo D-129: 438 TCF (11.831 miles de millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamen-te recuperables con factor de recuperación
El desarrollo de yacimientos no convencionales abre nuevos desafíos a geólogos, geofísicos e ingenieros”
17MAYO 2016 I Petroleum 316
Repo
rte
del 20%: 86 TCF (2.322 miles de millones de m3 ó 7,2 veces las reservas probadas de gas del país).Cuenca Austral Magallanes Argentina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo de las formaciones Inoceramus y Magnas Verdes: 606 TCF (16.348 miles de millones de m3). De este valor los recursos no probados técnicamente recuperables con factor de recuperación del 21%: 130 TCF (3.510 miles de millones de m3 u, 11 veces las reservas probadas de gas del país).Cuenca Paraná-Chaco Argentina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo de la formación Ponta Grossa: 16 TCF (440 miles de millones de m3). De este valor los recursos no probados técnicamente recu-perables (obtenidos a partir de un factor de recuperación del 20%), daría un total de: 3,2 TCF (86,4 miles de millones de m3 ó 0,3 veces las reservas probadas actuales de gas del país).
El valor total para Argentina resulta: recursos de shale gas in-situ con ajuste por riesgo: Cuenca Neuquina: 2.184 TCF (58.968 miles de millones de m3); Cuenca San Jorge: 438 TCF (11.831 miles de mi-llones de m3); Cuenca Austral Magallanes: 606 TCF (16.348 miles de millones de m3); Cuenca Paraná-Chaco: 16 TCF (440 miles de millones de m3).
A partir de Junio de 2010 Argentina comenzó la explotación de hidrocarburos no convencionales mediante la perforación llevada a cabo por YPF Repsol del primer pozo de shale en Loma de La Lata. Se sabía del recurso desde los 60´s y 70´s, cuando YPF estudió en los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata los hidrocarbu-ros no convencionales en las formaciones de Vaca Muerta y los Molles, pero carecía de las capacidades y condiciones tecno - eco-nómicas para explotarlos en ese entonces.
Vaca MuertaEn los primeros años de la década del
20 del siglo pasado, el geólogo estadouni-dense Charles Edwin Weaver describió en las laderas de la Sierra de Vaca Muerta, en Neuquén, la presencia de una nueva roca generadora. Weaver recorría Neuquén y Mendoza contratado por la Standard Oil de California -hoy, Chevron-, prospectando el prometedor territorio. En 1931 Weaver publicó sus descubrimientos, entre ellos,
el de la Formación Vaca Muerta, la roca generadora de la mayor parte del gas y el petróleo que se extrae históricamente de la Cuenca Neuquina.
Esta formación se encuentra a distintas profundidades, al punto que en zonas como la sierra homónima, directamente aflora sobre la superficie. Pero para la extracción de hidrocarburos interesa la formación cuando se encuentra a más de 2000 metros de profundidad.
La extracción de hidrocarburos de reservorios no convencionales ha dejado de ser algo novedoso para ser una reali-dad. Desde 2010 a la fecha, y con especial énfasis durante los últimos años, se han perforado alrededor de 500 pozos en la formación Vaca Muerta, dejando un am-plio aprendizaje. Hoy, la participación de los hidrocarburos no convencionales en el total de la producción del país pasa a ser significativa, y crece día tras día.
Asociaciones estratégicasEn 2012 el contrato YPF – Chevron
marcó el inicio en la serie de asociaciones estratégicas del Estado con empresas inter-nacionales. En EE.UU., la curva de apren-dizaje ha sido distinta en yacimientos que parecían similares en cuanto a su potencial. Observadores locales estimaban entre 5 y 10 años para llegar a la cantidad de pozos que permitieran, a partir de la interpretación de la información obtenida, obtener con-clusiones útiles sobre las ventaja de apostar masivamente a la explotación en este tipo de yacimientos desde el punto de vista técnico, económico y ambiental.
El monto que se comprometió invertir Chevron para la perforación piloto de 20 km2 en Loma Campana fue de US$1.240 millones. El clima financiero facilitó la llegada y participación de diversas empre-sas en la Cuenca Neuquina, asociadas con YPF, entre ellas Dow Argentina, Petronas, Gazprom, Exxon, Shell, BP, Total, Tecpetrol, Petrobras, Pan American Energy y Apache, además de otras empresas de menor tamaño.
La explotación de no convencionales se presenta como un recurso que permitirá recuperar la independencia energética, sien-do claro que es necesario establecer regula-ciones específicas referidas a la extracción, que tengan en cuenta no solo los aspectos técnicos, sino también las preocupaciones ciudadanas y de la academia respecto a los riesgos de la actividad.
Expertos han enfatizado que el futuro energético de la humanidad se encontrará definido por la posibilidad de explotar los yacimientos no convencionales, y Argen-tina tiene una gran oportunidad en: 1) la Formación Vaca Muerta que cuenta con enormes reservas de petróleo y gas de tipo shale; 2) el conocimiento científico y tec-nológico para explotar esas reservas; y 3) la decisión política de un país que entiende que su futuro depende en gran medida del éxito de este proyecto.
Entre tanto el interés en la poten-cialidad de Argentina sigue creciendo, dando pie a nuevas alianzas, la más reciente con la Texas A&M Internatio-nal University,TAMIU, centrado en la promoción de desarrollo de las áreas de infraestructura y energía, la integración de la academia y la investigación entre Estados Unidos y Argentina, y un acuerdo con el Instituto Tecnológico de Buenos Aires.
Estas alianzas, añadió, orientado a la formación de una asociación para investi-gación conjunta en proyectos energéticos sostenibles, renovables y no renovables.
Por otra parte Y-TEC, brazo de investi-gación y desarrollo de tecnología de la com-pañía YPF, se unirá a TAMIU en proyectos de investigación en el yacimiento petrolero del Eagle Ford Shale y su equivalente en Argentina, Vaca Muerta.
Fuentes: Heinrich Boll Stiftung, Energy
Information Administration, IAPG y
Agencias
Argentina se ubica en el segundo puesto de la lista de países con los mayores recursos recuperables de shale gas”
18 MAYO 2016 I Petroleum 316
Repo
rte
Algunas veces cuesta el asumir la situa-ción de un país con relación al sector
energético de las renovables ante la cantidad de información, tanto de noticias positivas como negativas que podemos encontrar. Recordando el concepto de infoxicación amparado en la famosa ley de Pommer… “La opinión de una persona puede cambiar
tras leer información al respecto en Internet.
La naturaleza del cambio es tal que se pasa
de no tener opinión a tener una opinión
equivocada”… Esto se llama Infoxica-
ción”. Hemos querido mostrar la realidad de las renovables desde la perspectiva de los números para poder debatir posibles contradicciones, con documentos e infor-mación en mano.
El recorrido de las renovables en los últimos 5 años
Los últimos cinco años han sido testigos de un cambio dramático en el sector de la energía mundial. El tablero de instrumentos
Las renovables en númerosCompartimos a continuación un análisis actualizado sobre el sector de las energías renovables desde una perspectiva global, publicado por Ovacen,
portal de eficiencia energética
Global Renewable Energy Capacity - By Region2010: 1,348GW 2015: 1,985GW
Global New Investment in Renewable Energy by Region. 2015. SBN
Los principales hitos alcanzados en las renovables a nivel mundial• En 2015, el carbón y el
gas captaron menos de la mitad de la capacidad de inversión que las energías renovables del año pasado.
• En 2015, las renova-bles aumentaron más la capacidad mundial de generación de energía en comparación al resto de tecnologías combinadas.
• Por primera vez, las inversiones en energías
renovables de los países en vías de de-sarrollo encabezados por China e India (19% más en el 2015) sobrepasaron a los países desarrollados (8% menos).
de arriba proporciona una instantánea de este lustro de transición energética global, y mira hacia adelante a lo que debe llevarse a cabo en 2030 con números.
20 MAYO 2016 I Petroleum 316
Repo
rte
20 MAYO 2016 I Petroleum 316
Global New Investment in Renewable Energy by Asset Class. 2004-2015. SBN
New Investment in Renewable Energy by Country and Asset Class, 2015, and Growth on 2012, SBN
• Récord mundial total de $286 billo-nes invertidos en energías renovables en 2015; hace $2.3 trillones durante 12 años.
• Si miramos los países industrializados, por ejemplo, las inversiones en Europa bajaron un 21%, desde los $62 billones
en el año 2014 a $48.8 billones en el 2015, el porcentaje más bajo del con-tinente desde hace nueve años a pesar de las inversiones récords en proyectos eólicos – offshore.
• Estados Unidos subió con 19% ($44.1 billones) y las inversiones en Japón fue-
ron más o menos iguales que las de año pasado en $36.2 billones. Información perteneciente a la síntesis
del “Global Trends in Renewable Energy
Investment“ preparado por Frankfurt School – UNEP Centre y Bloomberg New Energy Finance.
22 MAYO 2016 I Petroleum 316
Anál
isis
La oferta mundial de petróleo sigue sien-do estructuralmente “superabundante”,
señaló la Organización en su informe men-sual, previo a la reunión de países produc-tores OPEP y no OPEP celebrada en Doha en un intento por reducir el excedente, que en el primer trimestre fue de 2,52 millones de barriles diarios, mbd. Las cotizaciones petroleras terminaron el 12 de Abril en su más alto nivel del año.
El barril de WTI para Mayo ganó ese mismo día US$1,81 para ubicarse en US$ 42,17, precio que no alcanzaba desde Noviembre. En el mercado londinense, el precio del barril Brent para entrega en Junio terminó también en su valor más alto del año al subir US$1,86 a US$ 44,69.
De acuerdo a consultoras, la confianza pareciera estar retornando, si bien de ma-nera generalizada la cautela se impone para muchos observadores.
OPEP: Oferta mundial de petróleo sigue siendo “superabundante”
En su reporte de Abril la Organización de Países Exportadores de Petróleo indicó que el consumo de crudo este año será en promedio de 94,18 mbd, menos de lo previsto por la desaceleración de la economía planetaria. Reiteró que la oferta
mundial de crudo supera la demanda
Foto Reuters
Demanda global de petróleo crecerá 1,2 millones de barriles diarios
Ese es el señalamiento que hizo la Opep en su informe, 50.000 barriles menos de lo estimado en Marzo por la organización, debido a la desaceleración del crecimiento de las economías de China, Unión Europea, Estados Unidos y América Latina.
“Preocupan los acontecimientos en América Latina y China. Los factores nega-tivos actuales parecen superar a los positivos y posiblemente impliquen revisiones a la baja en el crecimiento de la demanda petro-lera”, puntualizó la organización.
Asimismo, la Opep subrayó que Arabia Saudita -el mayor exportador- mantuvo su producción estable en Marzo respecto a Febrero.
En cuanto al precio presionado a la baja desde el año pasado por el exceso de oferta, la Opep aseguró que los espe-
culadores han vuelto a apostar por una nueva subida.
El precio de la cesta de referencia de la Opep se ubicó para el 12 de Abril en US$38,91 por barril. Este precio es calcu-lado como media de trece tipos diferentes, y para Marzo se situó en un promedio de US$34,65 dólares por barril, 20% más que en Febrero.
Según las estimaciones de la Opep, la economía mundial crecerá este año 3,1%, después del 2,9% del año pasado, ambos datos sin cambios con respecto al informe de Marzo. Los países industrializados cre-cerán este año un 1,9 % de media en 2016, frente al 2,0% en 2015. China e India seguirán tirando este año del carro con un fuerte crecimiento, del 6,3 y 7,5%, respec-tivamente, Brasil y Rusia se mantienen en territorio recesivo, con contracciones del 2,9 y 1,1% respectivamente.
23MAYO 2016 I Petroleum 316
AIE: Crecimiento de la demanda muestra nuevos signos de congelamiento
En su publicación mas reciente sobre el mercado internacional del petróleo, la Agencia Internacional de Energía hizo sus proyecciones sobre el suministro y la
demanda global en los próximos 12-18 meses
El crecimiento de la demanda mundial de petróleo se reducirá
a alrededor de 1,2 millones de ba-rriles por día (mb/d) en 2016, por debajo de la expansión de 1,8 mb/d del año pasado, reza el informe de la AIE sobre el mercado petrolero de Abril, el cual incluye notables deceleraciones que se afianzan a través de China, los Estados Unidos y gran parte de Europa.
Los datos preliminares para el primer trimestre de 2016 revelan que así ya está ocurriendo, con un crecimiento interanual por debajo de 1,2 mb/d, luego de ganar 1,4 mb/d en el último trimestre de 2015 y 2,3 mb/d en el trimestre anterior.
Los suministros mundiales de petróleo se hundieron en 0,3 mb/d en Marzo para ubicarse en 96,1 mb/d, con ganancias anuales que se reducen a 0,2 mb/d, de 1,7 mb/d del mes anterior y 2,7 mb/d del año anterior. La AIE muestra las pers-pectivas para la producción fuera de la OPEP en 2016 sin cambios
Anál
isis
desde su informe emitido en Marzo, en 57mb/d, 710.000 barriles por día menos que el promedio 2015.
Por su parte, la producción de crudo de la OPEP se redujo 90 mil b/d en Marzo para ubicarse en 32,47 mb/d por las interrupciones en curso en Nigeria, los Emiratos Árabes Unidos e Irak más que por un aumento adicional de Irán y mayores flujos de Angola. El suministro de Arabia Saudita bajó en Marzo, pero se sostuvo en 10,2 mb/d.
La AIE estimó las corridas en refinación a nivel mundial en el primer trimestre en 79,3 mb/d, 1,2 mb/d más que en el primer trimestre de 2015, en línea con el crecimiento de la demanda mundial. El pronós-tico de rendimiento para el segun-do trimestre es de 79,7 mb/d, un aumento de sólo 0,8 mb/d año tras año, más lento que el pronóstico de crecimiento de la demanda de 1,1 mb/d. Todo el crecimiento neto en la primera mitad de 2016 proviene de las refinerías fuera de la OCDE.
No hubo acuerdo en Doha Tras todo un día de negociaciones la
reunión de países productores de crudo cele-brada el 17 de Abril en Doha, Qatar, finalizó sin acuerdo para congelar la producción de crudo ni fecha para alcanzarlo.
18 países productores Opep y no Opep que representan cerca del 75% de la pro-ducción mundial, asistieron a este encuentro en pos de un consenso que permitiera la recuperación de los precios del petróleo y devolver la estabilidad del mercado del
crudo, aminorando la brecha entre la oferta y la demanda. De ello dependía si el precio caería de los US$40 o subiría.
Irán, tal como había anunciado, no asistió, negado a frenar sus exportaciones -cuando recién volvió al mercado tras el levantamiento de una década de sanciones y aspira a recuperar terreno rápidamente- empujando a Arabia Saudí a dar un giro en su posición y exigir que Irán aceptase las mismas condiciones que los demás países.
Estos resultados solo confirmaron los
señalamientos previos de los analistas respecto a la dificultad de concretar una pacto por el momento, sobre todo cuando los recelos geopolíticos no terminan de diluirse. Aunque a nadie interesa un precio por debajo de US$40, el recorte de producción es una decisión cuyas probabilidades son muy reducidas.
“Necesitamos más tiempo para hacer
consultas entre nosotros los países de la
OPEP y los productores fuera de la OPEP”, dijo el Ministro de Energía de Catar, Moha-mend Saleh al Sada.
24 MAYO 2016 I Petroleum 316
Espe
cial
Las facilidades de almacenamiento de petróleo están prácticamente desbor-
dadas, los precios siguen languideciendo con repuntes al alza de vez en cuando, y la angustia se extiende a lo largo y ancho de la industria.
Muchos toman la comodidad que pue-den ante el hecho de que el mundo funciona con petróleo, y los movimientos de precios extremos del pasado han demostrado acer-tadamente que los altos precios tienden a alcanzar su punto máximo y en última instancia van a pique en algún momento, sólo para subir de nuevo.
Hoy día, la industria en general está a la espera de ver que la historia se repita.
Si embargo, un aspecto positivo de las caídas de los precios es que aportan un regalo de tiempo para desarrollar tecnologías nuevas y más eficientes para mejorar las alzas anticipadas a través de economías de escala, por ejemplo.
Con este fin, están en marcha muchas mejoras en el ámbito de las tecnologías ya existentes, tales como aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR),
La tecnología EOR crea un mercado
para las emisiones de CO2
Si bien el carbono es considerado un gas de efecto invernadero
amenazante en el epicentro del cambio climático-, su uso en
aplicaciones para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) además de aumentar la producción de crudo,
proporciona un mercado para las emisiones de CO2, concluye Louise S.
Durham en un artículo publicado en Abril en la revista AAPG Explorer
Diseño de tuberías para el transporte de CO2
dada la previsión de una mayor demanda y altos precios en el futuro.
La tecnología EOR y su potencial para aumentar la producción obtuvo una significativa atención a finales de 1970 y continuó atrayendo el interés y entusiasmo hasta que el gran colapso de los precios de
las materias primas a principios de 1980 llevó en picada a la industria.
Las aplicaciones más costosas de re-cuperación de petróleo se desvanecieron rápidamente de los titulares hasta que los precios mejoraron.
Actualmente, gran parte del futuro su-ministro de petróleo en los Estados Unidos se espera que provenga de los pozos existen-tes, donde los yacimientos convencionales que producen con frecuencia conservan alrededor de dos tercios del crudo allí, dejando alrededor de 400 mil millones de barriles varados en el lugar, según el Labo-ratorio de Tecnología de Energía Nacional del Departamento de Energía de EE.UU. Una parte de ello será un objetivo definido para aplicaciones de EOR.
CO2, entre otros métodosLos programas de EOR utilizando mé-
todos térmicos, químicos, CO2 y otros han demostrado ser comerciales en el suelo terres-tre en los Estados Unidos y en otros lugares.
En el offshore está un poco rezagado dado su logística más exigente y la economía. Aun
La eliminación del CO2 requiere energía, por lo que el proceso puede ser costoso. Pero su uso como una aplicación de EOR - además de aumentar la producción de petróleo - facilita un mercado para las emisiones de CO2”
25MAYO 2016 I Petroleum 316
Espe
cial
Proceso EOR mediante el uso de CO2 en yacimientos petroleros
así, varias tecnologías están siendo estudiadas, mejoradas y evaluadas para ser usadas allí, incluyendo biológicos, agentes surfactantes y polímeros secundarios, entre otros. La inyec-ción de CO2 parece ser el líder del paquete.
Y es que una descripción relativamen-te sencilla de este proceso EOR oculta su complejidad.
El CO2 se inyecta en el yacimiento a alta presión y la vaporización de los hidrocar-buros altera la composición del sistema al invadir el frente de gas en la medida en que los dos líquidos inmiscibles de otro modo se vuelven miscibles. En pocas palabras, el CO2 disminuye la viscosidad del petróleo y permite que fluya más fácilmente al pozo. Una parte del CO2 inyectado queda secues-trado en los poros de la roca del yacimiento.
A menudo se dice que el carbono es un producto de desecho peligroso - un gas de efecto invernadero amenazante, en el epicentro del cambio climático. Eso es sólo una parte de la historia.
Hay un lado positivo según el veterano que tiene 35 años en la industria de energía Charles McConnell, Director Ejecutivo de la Iniciativa de Energía y Medio Ambien-te de la Universidad Rice y Exsecretario asistente en el Departamento de Energía. McConnell fue designado para dirigir la sesión “Avances en EOR en el Medio Am-
biente Offshore” en la próxima Offshore Technology Conference, en Houston.
Al unirse a DOE, McConnell barrió un poco de la mala vibra asociada con este gas. En lugar de enfocarse en la captura y secues-tro de carbono (CCS), cambió el énfasis al añadir la utilización de la mezcla para hacerla “CCUS” (Carbon Capture, Utilization, and Storage). En resumen, reconoció la necesidad de centrarse en este gas de carbono como una camino hacia la seguridad energética y el beneficio de generación en lugar de sólo como una amenaza ambiental.
En realidad es una especie de Catch-22 (callejón sin salida) en que lo que podría considerarse como “demasiado” por algunos, podría no ser suficiente para otros por ahora.
Fuentes de Suministro de CO2En EE.UU. los suministros en tierra de
origen natural de CO2 son limitados. Por lo tanto, McConnell se centra en el CO2 antropogénico, que puede ser capturado en las centrales eléctricas que utilizan com-bustibles fósiles.
La eliminación del CO2 requiere energía, por lo que el proceso puede ser costoso. Pero su uso como una aplicación de EOR - además de aumentar la produc-ción de petróleo - facilita un mercado para las emisiones de CO2.
Estas fuentes antropogénicas abundan en diversas partes del mundo, a menudo a lo largo de las costas. Un ejemplo, el Golfo de México estadounidense rico en hidrocar-buros. La contigua región costera de EE.UU. está repleta de centrales eléctricas, refinerías, plantas químicas y similares, sobre todo en el sur de Louisiana y el sur de Texas.
La contratista NETL Bill Pike ha seña-lado que con la aplicación de la tecnología EOR CO2 de actual rendimiento modera-do en el offshore del Golfo de México, la recuperación de petróleo económicamente viable y la demanda de CO2 son modestos.
Sustituyendo las tecnologías de mayor rendimiento de “próxima generación”, la proyección es de un aumento de diez veces en la recuperación - unos 15 mil millones de barriles de petróleo adicional. Esto supone 3.910 millones de toneladas métricas (tm) de la demanda de CO2.
Este desempeño más eficiente de CO2, además de una mayor recuperación por pozo, significa que muchos campos de petróleo offshore adicionales pueden ser económicamente viables.
Además del nivel de rendimiento de estas tecnologías, Pike comenta sobre dos factores rectores adicionales para el poten-cial de CO2 en esta región offshore:• Precio del CO2 con los gastos de envío
al campo tenidos en cuenta: un estudio de NETL utilizó $50/mt (precio de compra de CO2 = $30/ mt + $20 para el transporte de CO2).
• Precio mundial del petróleo: la agencia estudió el potencial EOR del CO2 y de almacenamiento de CO2 usando un pre-cio del petróleo de $90/bbl y un futuro precio del petróleo de $135/bbl.Además del aumento de la producción
petrolera en la Plataforma Continental Exterior y de suministrar un importante mercado para las emisiones de CO2, hay otros beneficios que se pueden obtener del uso del CO2 en el medio ambiente offshore. El potencial de almacenamiento ocupa un lugar destacado entre éstos.
A diferencia del almacenamiento en tie-rra, existe un menor riesgo para las fuentes subterráneas de agua potable. Además, los corredores y la infraestructura de petróleo y gas existentes pueden ser utilizados por tuberías de CO2 en el offshore, reduciendo así los costos de capital iniciales.
26 MAYO 2016 I Petroleum 316
Esce
nario
Tecn
olog
ía y
Com
erci
o
Los ganadores de los premios 2016 Spotlight simbolizan la misión de la OTC de avanzar en el conocimiento científico y técnico para
el desarrollo seguro, respetuoso con el medio ambiente de los recursos de petróleo y gas en alta mar. Así lo expresó Mark Kalman, Presidente del Comité de Spotlight Award.
“Gracias al espíritu pionero estos ganadores, la exploración
y producción costa afuera seguirá desempeñando un papel clave
en el suministro de energía del mundo de una manera sostenible”, apuntó Kalman.
Este programa de premios que anualmente realiza la Offshore Technology Conference – OTC en Houston, reconoce las últimas y más avanzadas tecnologías
de hardware y software que liderarán la industria offshore en el futuro. Este año son 13 las tecnologías ganadoras
Entre los criterios que predominaron una vez más para la selección de las tecnologías ganadoras, destacan: la condición de ser innovadoras, con fecha reciente, probadas mediante la aplicación a gran escala o pruebas de prototipo con éxito, de interés amplio para la industria y con impacto significativo más allá de las tecnologías existentes.
Por segundo año consecutivo, OTC apoya y reconoce las tecnologías innovadoras desarrolladas por las pequeñas empresas con la entrega del Spotlight on Small Business Award a alguna firma de propiedad independiente y con no más de 300 empleados.
AFGlobal CorporationRiser Gas Handling (RGH) System
Este sistema de próxima generación para el manejo de gases por elevación (RGH) de AFGlobal cuenta con un diseño único, especialmente diseñado que ofrece la simplicidad, flexibilidad y fiabilidad necesarias para mitigar eficientemente el gas en equi-pos de perforación de amarre y posicionamiento dinámico. El sistema RGH maneja actualizaciones y nuevas construcciones utilizando conexiones verticales y equipos especializados, to-dos los cuales son transparentes a los procesos de perforación.
Spotlight WinnersBaker HughesIntegrity eXplorer™ Cement Evaluation Service
Este servicio de evaluación de cemento establece un nuevo es-tándar para la medición directa de la resistencia del cemento, me-diante una tecnología única de sensores transductores electromag-néticos-acústico. Esta técnica revolucionaria de verificación del aislamiento zonal da a los operadores la confianza que necesitan para tomar decisiones fundamentales sobre la integridad del pozo.
Riser Gas Handling (RGH) System Integrity eXplorer™ Cement Evaluation Service
27MAYO 2016 I Petroleum 316
Tecn
olog
ía y
Com
erci
o
FMC TechnologiesInLine ElectroCoalescer (IEC)
Esta tecnología compacta electro-coalescente permite la se-paración eficiente del petróleo y el agua y ayuda a maximizar la producción de crudo mediano y pesado en aguas profundas. Basada en tubería, la tecnología utiliza corriente alterna de alta frecuencia con alto voltaje para polarizar, fusionar y ampliar las gotitas de agua, que luego se pueden separar mucho más rápido en el equipo de separación aguas abajo.
Lankhorst RopesLankoDeep - Soft Rope Systems
Una colaboración entre Lankhorst Ropes, Deep Tek y DSM Dyneema, este sistema de amarre suave es capaz de manejar cargas pesadas a profundidades de más de 3.000 metros en pozos. El siste-ma comprende la cuerda Lanko®Deep de Lankhorst Ropes y DSM Dyneema, y un sistema de malacate de tambor de compensación activa de Deep Tek.
BaraLogixTM Density and Rheology Unit (DRU)
InLine ElectroCoalescer (IEC)
Remote Piloting and Automated Control Technology
LankoDeep - Soft Rope Systems
GE Oil & GasSeaPrime™ I Subsea MUX BOP Control System
Este sistema de control submarino permite continuar la perfora-ción en caso de que un componente del contenedor presente fallas. Su nuevo diseño simplifica el acceso a los componentes vitales, utiliza sólo dos contenedores y redirige las funciones de error dentro de un contenedor para entregar tres veces más disponibilidad sin aumentar el mantenimiento.
HalliburtonBaraLogixTM Density and Rheology Unit (DRU)
Esta unidad de reología y densidad es un dispositivo autónomo, automatizado que permite efectuar mediciones en tiempo real de la reología y la densidad del fluido, en combinación con el análisis de tendencias visibles para el equipo de construcción del pozo. Puede ayudar a reducir el riesgo, aumentar la eficiencia y transmitir en tiempo real el rendimiento de la perforación.
Oceaneering InternationalRemote Piloting and Automated Control Technology
Esta tecnología de control automatizado y pilotaje a distancia de Oceaneering revoluciona la eficiencia operacional. Pilotos SMEs o ROVs pueden establecer el control a través de un enlace de red de satélite o inalámbrico para apoyar las operaciones en un sitio de trabajo a distancia. RPACT disminuye el riesgo operativo y medio ambiental al tiempo que reduce el daño potencial a herramientas, operadores y activos submarinos.
28 MAYO 2016 I Petroleum 316
Tecn
olog
ía y
Com
erci
o
OES Oilfield Services GroupDOPP
DOPP consiste en una tableta tecnológicamente innovadora basada en 4 etapas que evalúa la capacidad de cada sitio de per-foración para controlar, ejecutar y aminorar los objetos caídos. Con esta información, se crea un paquete de conciencia hecho a la medida para ser entregado a todo el personal en el taladro en forma de aula y en las manos en el sitio de entrenamiento.
OneSubsea®OneSubsea® AquaWatcher™ Water Analysis SensorEste exclusivo sensor de análisis de agua detecta cantidades mi-núsculas de agua en los flujos de gas húmedo multifase, además determina la salinidad del agua. La tecnología pendiente de patente también puede medir la concentración de productos químicos en el agua para determinar la dosis exacta, lo que permite la reducción significativa del riesgo y de los costos.
OneSubsea® HyFleX™ Subsea Tree System
OneSubsea®OneSubsea® HyFleX™ Subsea Tree System
El sistema de árbol submarino HyFleX™ proporciona las venta-jas de los árboles convencionales tanto vertical como horizontal. El colgador de tubería y el árbol pueden ser instalados y recuperados independientemente uno de otro, lo que proporciona la flexibilidad funcional y la capacidad de agrupar conjunto de pozos, asimismo disminuir los riesgos, y el ahorro de costos significativo en el desa-rrollo y vida del campo.
Small Business Winner
DOPP
OneSubsea® AquaWatcher™ Water Analysis Sensor
SkoFlo Industries, Inc.Subsea Back Pressure Regulator Valve
Estos reguladores de contrapresión submarinos son dispositivos de autorregulación de presión anti desvío, que crean presión en las tuberías de inyección química para impedir la entrega incontrolada de químicos en los pozos de producción. Evita el drenaje de quí-micos por los puntos de inyección cuando una carga hidrostática química supera la presión, manteniendo una presión preestablecida de la columna de fluido.
Teledyne Oil & GasElectrical Optical Flying Lead (EOFL)
Este cable aéreo óptico y eléctrico incluye un conector de acople húmedo híbrido y otro eléctrico en cada extremo de un conjunto de puente, con un convertidor eléctrico/óptico integrado a la presión equilibrada de la manguera llena de aceite. Incluyendo el EOFL en una red de transmisión de datos puede permitir una mayor flexibi-lidad de la arquitectura de campo a un menor costo.
Barge MasterBarge Master T40
La grúa BM-T40 con compensación de movimiento per-mite el levantamiento seguro desde un barco en movimiento hacia una instalación offshore. Esta singular pieza de equipo elimina los movimientos en la base de la grúa lo que permi-te continuar con los trabajos con seguridad en altos cambios de la mar, descartando la necesidad de grúas de platafor-ma y reduciendo los costos de manera considerablemente.
30 MAYO 2016 I Petroleum 316
War
ehou
se
Shell selecciona sistema de aislamiento térmico de Materia
Baker Hughes lanza FieldPulse™
Los materiales de aislamiento serán utilizados en el desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México
Un nuevo software de análisis predictivo que facilita a los operadores maximizar su producción en campos, proporcionándoles una comprensión precisa y en
tiempo real del rendimiento de un activo
Materia, en conjunto con Aegion Corporation, fue seleccionada por
Shell Offshore, subsidiaria de propiedad total de la Royal Dutch Shell, para suministrar los materiales de aislamiento de tuberías para el desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México.
El sistema de aislamiento es único entre los polímeros existentes en su capacidad
de proporcionar una barrera térmica efectiva entre líneas de flujo y agua de mar. El polímero de hidrocarburo reticulado termoestable mantiene la integridad estructural en entornos de operación en profundidades de agua de más de 10.000 pies. Esta tecnología de aislamiento avanzado también pueden ser aplicada de forma rápida y segura en el campo.
Michael Giardello, Co-fundador y Asesor principal de Materia, destacó que “los requisitos de seguridad y
rendimiento de Shell fueron rigurosos,
más el suministro de materiales de
aislamiento de tuberías cumplen sus
requisitos de rendimiento, al tiempo que
reduce en gran medida la complejidad
del sistema”.
Proyecto de desarrollo Appomattox en aguas profundas del Golfo de México
FieldPulse™ monitorización en tiempo real de producción y análisis predictivo basado en modelos para yacimientos petrolíferos digitales
“Cuando los operadores tienen la capa-
cidad de predecir y mitigar los proble-
mas que ponen en peligro la producción,
pueden gestionar sus activos para cumplir
con su máximo potencial y ofrecer el más
alto rendimiento de la inversión”, destacó
Martin Brudy, Vi-cepresidente de Ser-vicios de Desarrollo de Yacimientos de Baker Hughes, quien agregó que FieldPulse brinda esa capacidad, lo que ayuda a com-prender en tiempo real el potencial de producción del pozo y en consecuencia gestionar el activo.
El software se puede integrar fá-cilmente, así como
Los indicadores de rendimiento se supervisan continuamente, así como las advertencias y se proporcionan alertas para ayudar a los operadores a tomar decisiones relacionadas con la rehabilitación de los pozos de bajo rendimiento.
FieldPulse recoge la información gene-rada a partir de bases de datos de produc-ción y terminación existentes, datos que los operadores pueden utilizar para evitar invertir en nuevos medidores, sensores o bases de datos. El software actúa con un motor incorporado de nodal que facilita la integración en tiempo real entre los datos de campo y modelos de pozos sin necesidad de ningún otro software de modelado de pozos.
Puede ser utilizado en salas de colabo-ración mejoradas, en centros de operaciones en tiempo real, en ordenadores portátiles táctiles, dispositivos de tableta, así como en los portátiles tradicionales y de escritorio. www.bakerhughes.com
interpretar grandes volúmenes de datos de producción y modelos de datos de prueba entre una amplia gama de fuentes. Se puede a través de cálculos automáticos de ingenie-ría de petróleo común, ayudar a reconocer y clasificar los pozos de bajo rendimiento.
31MAYO 2016 I Petroleum 316
War
ehou
se
Herramientas de perforación RFID de
WeatherfordLa firma fue contratada para completar un
proyecto de perforación y fresado cerca de la isla de Sakhalin, Rusia, que arrojó un gran éxito en términos de tiempo, costo y
eficiencia operativaEliminación de el rathole y limpieza del pozo en un solo viaje
En el desarrollo de un pozo costa afuera Weatherford desplegó un conjunto de
fondo de pozo que incluye los ensanchado-res de pozo mientras de perfora RipTide® y RipTide Rathole Killer®.
La identificación por radiofrecuencia (RFID) para activar ambas herramientas permite abrir y cerrar remotamente y de forma selectiva a lo largo de la corrida.
Este método permitió a la tripulación per-forar y ensanchar la sección de hoyo a una profundidad total de 14.629 pies, 4.459 m), eliminar el rathole (orificio de manio-bra) y limpiar el pozo en un solo viaje.
Con la eliminación de un viaje de lim-pieza, con un promedio de 52 horas en este campo, las herramientas RFID producen un valor significativo en términos de tiem-
po, costo y eficiencia operativa. “Este tra-
bajo fue un ejemplo de cómo el esfuerzo
del equipo puede producir resultados en
un mínimo plazo de tiempo”, dijo Nico-le Carpenter, Vicepresidente y Director de Cuentas Globales en Weatherford. “Espe-ramos con interés la aplicación de estas herramientas para operaciones futuras en este campo”, agregó.
32 MAYO 2016 I Petroleum 316
18 Mayo3rd Annual colombia energy summitBogotá, Colombia - www.marketsgroup.org
17 - 18 MayoPlatts 5th Annual North American Refined ProductsHouston, Texas, USA - www.platts.com/events/americas
10 - 11 MayoPlatts 9th Annual Global crude Oil summitLondres, Inglaterra - www.platts.com
19 MayoIAdc drilling Onshore conference & exhibitionHouston, Texas, USA - www.iadc.org
07 - 09 JunioGlobal Petroleum showCalgary, Alberta, Canadá - www.globalpetroleumshow.com
08 - 10 Junio - sPe Argentina exploration and Production of unconventional Resources symposiumBuenos Aires, Argentina - www.spe.org/events/calendar
19 - 22 Junioconvención Anual y exposición AAPG - AceCalgary, Alberta, Canadá - www.ace.aapg.org/2016
19 - 20 AgostonAPe veranoHouston, Texas, USA - www.napeexpo.com/shows
01 septiembreGas congreso y exposición MéxicoVillahermosa, México - www.petroleumshow.com
02 - 05 MayoOtc 2016Houston, Texas, USA - www.2016.otcnet.org
09 - 11 MayoArgus Rio Oil conferenceRío de Janeiro, Brasil - www.argusmedia.com
09 - 10 MayoArgentina shale Gas and Oil summitBuenos Aires, Argentina - www.a-sgos.com
09 - 10 MayoArgentina shale Gas
and Oil summitBuenos Aires, Argentina
www.a-sgos.com
Media Partner
Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos
2 0 1 6
Cale
ndar
io 10 - 12 AgostoHeavy Oil Workshop
Villavicencio, Colombiawww.spe.org.co/heavyoil2016.html
Revista Oficial
04 - 07 septiembreXII simposio Bolivariano
exploración Petrolera en las cuencas subandinas
Cartagena, Colombiawww.simposiobolivariano.org
Revista Oficial
30 noviembre - 02 diciembre
Bogotá, Colombiawww.expooilandgascolombia.com
Revista Oficial
expo Oil & Gas colombia 201607 - 09 Junio
Global Petroleum show
Calgary, Alberta, Canadáwww.globalpetroleumshow.com
Media Partner
33MAYO 2016 I Petroleum 316
El Consejo de Administración de Petrobras aprobó los nombres
de Directores y Gerentes Ejecutivos de la compañía, de acuerdo con la nueva estructura de la compañía, presentada en Enero de este año. La lista incluye a: Roberto Moro, en De-sarrollo de Producción y Tecnología; Solange da Silva Guedes, Exploración y Producción; Jorge Celestino Ramos, Refinación y Gas Natural; Ivan de Souza Monteiro, Financiera Relaciones con Inversores; Hugo Repsold Júnior, Recursos Humanos, SMS y Servicios; y João Adalberto Elek Júnior, Gobernan-za, Riesgo y Cumplimiento.
Además de la reducción de las funciones de gerencia, la nueva es-
Nueva Dirección Ejecutiva de Petrobras
Randolph S. RichardsVicepresidente y Tesorero de Chevron
Chevron anunció la designación de Randolph S. Richards como Vicepresidente y Tesorero de la empresa, a partir del 1 de
Mayo de 2016, en sustitución de Paul V. Bennett, quien se retira de la posición tras 36 años de servicio.
Richards estaba al frente de la Vicepresidencia de Finanzas Upstream, y en su nuevo rol estará liderando las gestiones de fi-nanciación, gestión de efectivo, seguro, inversiones de pensiones, y las actividades de crédito y cuentas por cobrar. “La experiencia financiera de Randy le califican para guiar nuestras estrategias de financiación en esta importante coyuntura”, dijo Patricia E. Yarrington, Directora de Finanzas de Chevron.
Richards posee una licenciatura en Ingeniería Industrial en Stanford en 1977 y Maestría en Administración de Empresas por la Universidad de Chicago en 1979. Se unió a la compañía en 1979 y ha ocupado distintas posiciones de alto nivel corporativo y operaciones relacionadas con las posiciones financieras, incluyendo Interventor Adjunto, Relaciones con Inversores, Gerente General y Gerente de Financiación dentro del Departamento del Tesoro.
Roberto Moro
Solange da Silva Guedes
Gen
te
33MAYO 2016 I Petroleum 316
tructura también prevé la redistribución de actividades y la fusión de áreas. Con esas medidas se estima lograr una reducción de costos de hasta R$1,8 mil millones por año.
La empresa informó que el nuevo modelo de gobernanza fortalecerá el mecanismo de rendición de cuentas de los gestores. Se crearán seis Comités Técnicos Estatutarios, compuestos por gerentes ejecutivos, quienes serán corresponsables de las decisiones y tendrán la función de realizar análisis previos y emitir recomendaciones sobre los temas que serán deliberados por los ejecutivos. Por su carácter estatuario, los actos de esos comités estarán suje-tos a la fiscalización de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM).
El área de Exploración y Producción será organizada por clases de activos, con la creación de estructuras para Aguas Pro-fundas, Aguas Ultraprofundas, Terrestre y Aguas Someras, posibilitando una mejor gestión del valor agregado por los activos y la optimización de la producción de petróleo y gas.
34 MAYO 2016 I Petroleum 316
Últi
ma
Pági
na
Empresas estatales: Insistiremos en blindarlas o desaparecerán
Nos adherimos al sentimiento que existe
en toda la región de mantener nuestras
estatales y la decisión de hacerlo es algo soberano
de cada país
Álvaro Ríos Roca*
Recientemente se han destapado nuevos
y variados escándalos de corrupción
y de ineficiencias en varias de las empresas
estatales de hidrocarburos de Latinoamérica.
A Petrobras, la empresa abanderada de la
región por todo lo que vamos informándonos
día a día, se suman pruebas y denuncias de
corrupción e ineficiencias en Pdvsa, Pemex,
Ancap, Ecopetrol, YPFB y en casi todas las
demás estatales regionales. Lo anterior debe
hacernos reflexionar una vez más sobre cuál
es el destino que estamos forjando en el largo
plazo para estas empresas.
Hemos observado diversos procesos de pri-
vatización y nacionalización en las pasadas déca-
das en toda la región. Los procesos de privatiza-
ción (desaparecerlas) se han dado generalmente
porque las empresas ya no podían sostenerse
más por gestiones corporativas y administrativas
totalmente ineficientes, politizadas y también por
una muy fuerte dosis de corrupción.
Nos adherimos al sentimiento que existe en
toda la región de mantener nuestras estatales y
la decisión de hacerlo es algo soberano de cada
país. Empero, si se decide mantenerlas es para
que se fortalezcan y se conviertan en pilares
estratégicos de largo plazo para nuestros países
y debemos imprescindiblemente blindarlas del
poder político de turno.
La historia se repite en nuestra región y
una gran cantidad de gobiernos a través de
los últimos cien años han utilizado a estas
empresas para: 1) Fuente de empleo para
allegados políticos y parentela, 2) Hacerlas
subsidiar y ganar votos vía populismo, 3)
Forzarlas a invertir en proyectos poco o nada
rentables y visibles en un afán electoralista;
4) Objeto de recaudación para mantener
la maquinaria política de los gobiernos de
turno (léase Petrobras), 5) Etc.
Lo anterior las torna en empresas no com-
petitivas, las deja sin gobierno corporativo, sin
gestión, sin tecnología y con magros resultados
a la postre. Las arcas del Estado deben ir luego
a socorrerlas y/o se las debe privatizar o vender
(desparecer), las más de las veces a precio de
gallina muerta. En este derrotero camina Pe-
trobras vendiendo y privatizando gran parte
de sus activos y en breve lo tendrá que hacer
Pdvsa. Eso no queremos los Latinoamericanos
que suceda con nuestras empresas estatales.
Institucionalizarlas y blindarlas del poder po-
lítico de turno es el camino que demandamos.
Blindarlas y dejarlas actuar en forma
corporativa, competitiva e independiente
trae un alto valor para los países, los cuales
pueden: 1) romper acuerdos de control de
precios y mercado que muchas veces pacta el
sector privado. 2) estudiar proyectos estraté-
gicos para el país y apoyar en decisiones muy
frágiles Ministerios de Energía, 3) participar
en proyectos que se consideren estratégicos y
rentables y allí donde los privados no deseen
participar, 4) generar utilidad para que las
mismas se queden en los países, 5) Etc.
Como blindarlas? En primer lugar, los di-
rectorios deben estar compuestos por miembros
estatales (Ministerios, Regiones Productoras, etc.)
y también independientes (Colegio de Ingenieros,
Colegio de Economistas, etc.) y los requisitos
profesionales y responsabilidades claramente
establecidos para su contratación y nombra-
miento. Mejores resultados se observan cuando
los independientes son mayoría en los directorios.
Este directorio, a su vez, debe elegir al
presidente de la empresa y encargar una terna a
una empresa caza talentos o de recursos huma-
nos con los requisitos claramente establecidos.
Es decir otorgarle un gobierno corporativo que
no responda a los designios y caprichos del
poder político de turno.
Tampoco deben tener características so-
ciales (no se las puede hacer subsidiar) y su
contribución al Estado debe ser a través del
pago de dividendos e impuestos. No deben
pedir permiso a los gobiernos de turno para
comprar, vender, asociarse y/o participar en los
negocios (asociarse en las diferentes actividades
al capital privado e internacional es también un
tipo de blindaje). Estas son tareas del presidente
y su directorio no del poder político de turno.
Se las debe sacar de las amarras del Estado
en cuanto a contrataciones y procesos de ad-
quisiciones, fusiones o asociaciones para que
se torne competitiva y dinámica. Se las debe
estructurar de manera que pueda levantar capi-
tal nacional e internacional (esto también es un
tipo de blindaje). Se debe dejar que las empresas
en función de sus objetivos, logros y competiti-
vidad de mercado remuneren los salarios de su
planta directiva, gerencial, profesional y técnica.
Hay mucho más pero el espacio es insu-
ficiente. Resumiendo, las empresas que sigan
este norte tendrán larga y exitosa vida y serán
estratégicas. Las que no lo hagan, muy pro-
bablemente correrán a los Ministerios a pedir
recursos y o serán privatizadas en su totalidad
o por partes (véase Petrobras) tarde o tempra-
no, situación que nadie quiere. Los ejemplos
exitosos internacionales de blindaje del poder
político se conocen y hay que aplicarlos.
* Actual Socio Director de Gas Energy Latín
América y Drillinginfo
