Noviembre 2010 - Petroleum 250

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum 1

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Portada:

NOVIEMBRE 2010Año 26, Núm. 250

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

E & P

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6 Inauguración en Yopal, Colombia

1012141616

Perú adjudicó 14 lotes y supera los 100 contratos vigentesENAP descubrió nuevo pozo productor de gas natural en MagallanesEcopetrol alcanzará 620.000 barriles diarios a fines de año Alange Energy continúa explorando la prospectividad del bloque TopoyacoShell emprendió segunda fase de producción en Parque das Conchas

PREVIEW

Dos décadas, 20 años

El petróleo y el gas seguirán siendo las fuentes de energía más importante por mucho tiempo, de allí que las compañías mantienen su enfoque en la innovación en exploración y producción para recuperar

los valiosos recursos en zonas donde anteriormente se pensaba eran inalcanzables. (Foto: Cortesía Statoil)

IMP otorgó Premio Anual a la Innovación y Aplicación Industrial

IN SITU

Gracias al esfuerzo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, ahora Pemex podrá contar con normatividad propia para sus sistemas FPSO y un sistema mejorador del patrón de flujo que mejora la productividad de los pozos

VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de PozosDos décadas cumple este año el SefluCempo bajo la misión de fomentar la explotación de pozos productivos y económicamente rentables, mediante el manejo adecuado de los desechos y la conservación ambiental. Se realizará del 18 al 20 de Noviembre en la Isla de Margarita

Planta LMP y Unidad TCC de Halliburton en Colombia

Petrobras bautizó la P-57 en el campo Jubarte

Con nuevas instalaciones, ahora desde Yopal Halliburton está presta para cubrir las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de fluidos, así como recortes base aceite que demanda la industria petrolera colombiana, con soluciones adaptables en el manejo de residuos para maximizar la efectividad de la perforación de pozos

Con la unidad FPSO inauguró una nueva generación de plataformas, concebidas y ensambladas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será referencia para las futuras plataformas de Petrobras

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO

EVENTOSExpo Oil and Gas Colombia 2010La mirada de la industria petrolera mundial se vuelca nuevamente hacia Colombia con ocasión de la primera Expo Oil and Gas Colombia 2010, que del 2 al 5 de Noviembre se realiza en Cartagena

REPORTE

Capacidad tecnológica en aumento26

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum 3Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2010 Reservados todos los derechos. All rights reserved

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

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“Jorge Zajia, Editor

EdICIóNJorge Zajia, Editor

[email protected] Socorro, Directora

[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

vvi [email protected] Villalobos, Diseñador Gráfico

rvi l [email protected]

ADMINISTRACIÓN Elena Valbuena

[email protected]

CIRCulACIÓN Freddy Valbuena

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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

E-mail: [email protected]

OCCIDENTEArístides Villalobos / Cel: (0414) 629 2299

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CARACAS OFFICE Esteban R. Zajia

Terraza ‘A’ del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas.

Tel: (58 212)975 5387 / Cel: (0412)607 [email protected]

TEXAS OFFICERicardo Soto

5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: 713 663 7898. Tel/Fax: 469 362 2067. Cel. 832 265 6162

[email protected]

HOuSTONStephen loughlin / AD-EXPO Marketing Intl.

14714 Emerald Cypress Lane, Cypress, TX 77429, USATel/Fax: 1 281 373 1811 - Cel: 1 832 265 5054

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QuITOCésar Guerra N. / DYGOIL

Av. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, Quito. Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 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

REPRESENTANTES INTERNACIONALESREPRESENTANTES INTERNACIONALES

MERCAdEO y vENTASMERCAdEO y vENTAS

OFICINA CENTRALOFICINA CENTRAL

WORLD PETROLEUM CONGRESS

Lo importante no es ganar, sino competir”, pero a veces también es mejor ga-nar, aunque el sólo hecho de participar en una contienda muy selectiva es ya un triunfo; sobre todo si se compite contra grandes potencias, que alejan de entrada

las posibilidades de coronar la meta anhelada.Al cierre de esta edición de Petroleum –Octubre 21, 2010- se conoció que Moscú

(Rusia) había ganado la elección para ser la sede del XXI Congreso Mundial de Petró-leo, evento cumbre de la especialidad que se realizará en el 2014. La segunda potencia petrolera del mundo se alzó con 24 votos, seguida muy de cerca por Houston (Estados Unidos) que obtuvo 20 votos y en el tercer y último lugar quedó Bogotá (Colombia) con seis de los 30 votos válidos.

No sabemos en este preciso momento si la votación fue pública o secreta, pero ya habrá la oportunidad de conocer cuáles fueron las preferencias de las distintas na-ciones que hacen coro en el prestigioso y muy influyente World Petroleum Council, en esta formidable puja entre dos “Goliat”, donde un “David” suramericano tuvo la gallardía de retarlos y, aunque no triunfó, tampoco salió “a tabla raza”.

Este hecho lo queremos destacar, para nuevamente llamar la atención sobre los esfuerzos serios y sostenidos que está haciendo Colombia para atraer la atención mun-dial hacia su pujante industria petrolera y que la han convertido en el segundo país más atractivo para la inversión petrolera, después de Brasil.

El hecho de que el país neogranadino se haya medido en una batalla sin cuartel, fuerte, con las dos mayores potencias del mundo en todos los aspectos de la vida, para optar a la sede del evento petrolero más importante del orbe, que sólo se realiza cada tres años, viene a ser la confirmación fehaciente de un hecho manifiesto, que hemos venido destacando en las páginas de esta revista, y es que Colombia atraviesa un mo-mento estelar en su historia en el que las compañías petroleras de todos los tamaños y nacionalidades están asentándose en su territorio atraídas por las oportunidades que ofrece para la explotación de su riqueza de petróleo y gas natural.

Desde 2003, cuando se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, como ente regulador y administrador de la actividad de exploración y producción, el país ha flexibilizado la legislación petrolera, ha modificado las bases de los contratos y ha mejorado las condiciones fiscales y contractuales, para hacer la actividad más atractiva y segura para los inversionistas nacionales y extranjeros.

La lucha por obtener la sede –como en todas las oportunidades anteriores- fue tenaz. Moscú, a pesar de haber sido sede anteriormente, compitió y ganó. Houston se empleó a fondo y ofreció todo su potencial que es inmenso y se quedó en el camino.

El World Petroleum Council lo conforman 63 países y su cuartel general está en Londres. Si desea más detalles visite su portal web: www.world-petroleum.org.

Despedimos esta nota editorial destacando la realización del VIII Seminario de Fluidos de Perforación y Cementación de Pozos, SEFLU/CEMPO, que este año cele-bra su 20 Aniversario. Este evento de gran contribución para los profesionales dedica-dos a la perforación, terminación y reparación de pozos, ha sido reconocido a través de estas dos décadas de trayectoria por haber marcado pauta en las tecnologías más reta-doras para gerenciar y contar con pozos productivos y económicamente rentables.

Esta nueva edición del SEFLU/CEMPO se realizará en Puerto Ordaz, Venezuela, del 18 al 20 de Noviembre: www.seflucempo.com.

NOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Cuadrante

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Baker Hughes recibió un contrato valorado en 137 millones de dólares y de ocho años por parte de Repsol para el suministro y mantenimiento exclusivo de sistemas de bombeo electro-sumergible (ESP) en las áreas de producción bloque 16 y Tivacuna, en Ecuador. El contrato abarca unos 200 pozos en los que Repsol requiere sistemas ESP para maximizar la producción. Baker Hughes ha suministrado estos sistemas a Repsol desde 1998. “Los proyectos de producción mediante levantamiento artificial requieren un compromiso a largo plazo para mejorar constantemente el rendimiento del equipo, y este contrato significa que podemos continuar construyendo sobre los logros que hemos alcanzado en nuestra asociación de 12 años con Rep-sol”, comentó Andy O’Donnell, Presidente para el Hemisferio Occidental de Baker Hughes.

La agencia calificadora de riesgos Fitch Ratings publicó un reporte el 15 de Octubre en el cual mejoró la perspectiva de la calificación de Ecopetrol que pasó de estable a positiva, manteniendo la calificación de riesgo de largo plazo de moneda extranjera en BB+ y de moneda local en BBB-. La mejoría en la perspectiva de la calificación de la petrolera colombiana sigue a la de la República de Co-lombia, que pasó también de estable a positiva. De acuerdo a la agencia, la calificación de Ecopetrol refleja el sólido perfil financiero, los incrementos de la producción y los adecuados niveles de reserves, y espera que la empresa mantenga un perfil financiero y métricas crediticias consistentes con la calificación asignada al tiempo que implementa su estrategia de crecimiento.

Knight Oil Tools adquirió a la compañía Advanced Safety para expandir su oferta de servicios a la industria de los hidrocarburos en el área de seguridad. Los servicios de Advanced Safety incluyen inspecciones de instalaciones y sitios de trabajo, consultoría en seguridad, programas de planificación y ca-pacitación y certificación de calidad con entrenadores certificados en más de 50 áreas. Michael Pothier, con 12 años de experiencia en consultoría de seguridad y más de 30 años en campos petroleros, fue designado Vicepresidente y Gerente General de Advanced Safety, con base en Broussard, Louisiana.

WesternGeco inició el levantamiento sísmico multicliente Revolution, que marca la primera vez en realizarse una adquisición de azimut completo y de embarcación múltiple con la técnica Dual Coil Shooting de manera comercial en la industria. Revolution proporcionará la cobertura azimutal (FAZ) de más de 130 bloques en la Plataforma Continental Exterior (OCS), en el Golfo de México. “Despla-zamientos muy largos en combinación con la iluminación completa del azimut permite elevar significativa-mente la representación de complejas las estructuras subsalinas en el Golfo México”, dijo Thomas Scoulios, Gerente para Norteamérica de WesternGeco. FAZ Dual Coil Shooting es un método nuevo y avanzado de adquisición de datos sísmicos marinos mediante largos desplazamientos empleando cuatro buques que siguen una trayectoria circular.

Foster Wheeler anunció que su grupo de Ingeniería y Construcción ganó un contrato de ingenie-ría de diseño pre-feed y feed otorgado por Cardón IV, S.A., para nuevas facilidades de producción en el campo Perla, en el Golfo de Venezuela. Cardón IV, S.A. es una empresa conjunta propiedad de Eni Venezuela BV y Repsol YPF Venezuela Gas, S.A. para la exploración y explotación de gas natural no asocia-do en el bloque Cardón IV. El valor del contrato no fue revelado. Las nuevas instalaciones incluyen estructuras costa afuera, árboles marinos, líneas de flujo y de exportación submarinas, y otras facilidades desde los cabezales de pozos hasta una planta de gas en tierra, así como conexión a un sistema de transporte de gas y condensado existente.

Petrobras inauguró la ampliación de las instalaciones del Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), en Río de Janeiro, que suman avanzadas técnicas de construcción, sostenibilidad y ecoeficiencia y representan un salto para el desarrollo de tecnología en Petrobras. El complejo ocupará más de 300.000 m2, lo que lo convierte en uno de los mayores centros de investigación aplicada del mundo; con varios laboratorios para satisfacer las demandas tecnológicas de Petrobras en las áreas de Biotecnología, Medio Ambiente y Gas y Energía, y espacios para atender exclusivamente las demandas del pre-sal. Entre sus instalaciones innovadoras, cuenta con un Centro de Visualización Colaborativa (NVC) con ambientes para el desarrollo de estudios y proyectos con simulación tridimensional.

El Gobierno del Presidente de Estados Unidos, Barak Obama, anticipó el fin a la moratoria sobre las perforaciones petroleras en aguas profundas que impuso tras la fuga de BP en el Golfo de México. Podrán retomarse las perforaciones en aguas a más de 500 pies. Entre las nuevas condicio-nes, los presidentes ejecutivos de las compañías operadoras de plataformas deben certificar ante el Gobierno que cumplen con todas las normativas de seguridad, mientras que los actores del sector deben demostrar que cuentan con el equipo necesario para contener la explosión de un pozo de aguas profundas. El Departamento del Interior reiteró que tiene la intención de implementar más normativas con el objetivo de prevenir explosiones en aguas profundas, regulaciones que, de acuerdo con algunos representantes del sector, podrían incrementar significativamente los costos de operar en aguas estadounidenses.


In Situ

Desde Yopal atenderá las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de fluidos, así como cortes base aceite que demanda la industria petrolera colombiana

A

En la inauguración de la nueva Planta de Lodos en Yopal: Hermes Aguirre, Halliburton Colombia Country Manager; Lina María Serpa, BP Drilling & Completion Vice President, Roberto Muñoz, Halliburton VP Latin America. Detrás, Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal y Ron Morris, Halliburton Global Operations Manager, BSS

8

hora desde Yopal, capital del de-partamento de Casanare, a 387 km de Bogotá, y justo basada en el Piedemonte de la cordille-

Planta LMP y Unidad TCC de Halliburton en ColombiaSoluciones adaptables en el manejo de residuos para maximizar la efectividad de la perforación de pozos

ra Oriental en Colombia, Halliburton está presta para cubrir las necesidades en cuanto al manejo y tratamiento de flui-dos, así como recortes base aceite del área y del país.

El inicio de las operaciones de sus nuevas facilidades en esta localidad han convertido a esta compañía de servicios petroleros en la primera en materializar un proyecto pionero en Latinoamérica en desarrollo tecnológico y el manejo de procesos integrales, a fin de darle el tratamiento debido a los recortes genera-dos en la perforación de pozos, mediante soluciones de última generación y con las más estrictas normas de operación.

InauguraciónAl acto de inauguración, celebrado el

30 de Septiembre, asistieron ejecutivos y empleados de Halliburton, Ecopetrol, BP, así como invitados en representación de las fuerzas vivas de la región.

Hermes Aguirre, Country Manager de Halliburton Colombia fue el primero en dar sus palabras de bienvenida a todos los presentes por haber atendido la invitación a la puesta en marcha de la nueva planta de almacenamiento, acondicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP), así como de una unidad de tratamiento termo mecáni-co de limpieza de cortes (TCC).

Aseguró que la consolidación de este gran proyecto “es parte del esfuerzo de la compañía en materia de inversión para el desarrollo de nuevas tecnologías de procesos limpios”.

Asimismo destacó que el proyecto representó un gran desafío en cuanto al tiempo de las obras, ya que el mismo cul-minó en un tiempo récord de seis meses “nadie creía que se podía alcanzar en ese lapso tan breve”.

Ron Morris, Global Operations Manager BSS Halliburton, intervino para compartir la serie de características técnicas y operacionales de las nuevas fa-cilidades, cuales aseguró fueron diseñadas atendiendo rigurosas normas de seguridad en cada etapa de los procesos.

El personal de Halliburton también recibió un merecido reconocimiento por parte de Roberto Muñóz, Vice President Latin America, Halliburton, quien agrade-ció a todos por el empeño y la capacidad de trabajo mostrada, y asimismo les instó a continuar empleando sus habilidades a la altura del nuevo compromiso. “El equipo con que contamos, nos permite brindar un buen desempeño y servicio a nuevos niveles de excelencia”.

Luego de un recorrido general por las instalaciones que brindó la oportunidad de apreciar de manera más visible la impor-tancia, alcance y envergadura del proyecto hecho realidad, se procedió al corte de cinta que simbólicamente marcó el inicio de las operaciones de las facilidades.

El acto estuvo en manos de Lina María Serpa, BP Drilling & Completion VP, acompañada por Hermes Aguirre, Roberto Muñoz, Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal y Ron Morris.

La celebración concluyó con un al-muerzo llanero, bajo el compás marcado por el arpa, el cuatro y las maracas, que animó a los anfitriones e invitados a cele-



...In Situ

Cuenta con 32 tanques verticales – 24 para lodos y 6 para fluidos base y agua- y dos tanques horizontales para mezclas. Adicionalmente posee equipos para el control de sólidos y acondicionamiento de lodos. Puede almacenar fluidos de has-ta 17 ppg de peso.

La nueva planta tiene como propósi-tos: mezclar y/o combinar fluidos a base de sintéticos y a base de aceite; mezclar fluidos a base de agua; mezclar y/o com-binar salmueras; y carga y descarga de materiales y fluidos base a granel. Toda la transferencia de los fluidos dentro y fuera de la planta y de la facilidad de almacenamiento es hecha tomando en cuenta la mayoría de los aspectos de se-guridad y rendimiento, en cada etapa de los procesos.

Unidad TCCLa unidad TCC incorpora la tec-

nología de servicios Baroid Surface Solutions™ de Halliburton para el procesamiento de recortes base aceite (OBM). Su diseño le permite proce-sar los desechos de perforación, como

brar el nuevo emprendimiento que refleja el creciente desarrollo que experimenta la industria petrolera colombiana.

Halliburton tiene actividades en Co-lombia desde hace más de seis décadas, un tiempo valioso que le ha permitido aportar experticia, tecnología y talento humano para el desarrollo del sector de hidrocarburos del país.

Planta LMPLa planta de almacenamiento, acon-

dicionamiento y tratamiento de fluidos (LMP) cubre un área operacional de aproximadamente 2.000 m2. La capaci-dad de almacenamiento de cada uno de sus tanques es de 500 barriles para un to-tal de 14.000 barriles de lodos y fluidos.

los típicos recortes, lodos derramados o utilizados, de manera amigable con el ambiente. Su sistema TCC elimina la necesidad y costos asociados de trans-ferir los cortes desde una plataforma de perforación en tierra hacia una facilidad de tratamiento, garantizando el mínimo impacto ambiental.

El proceso de desorción térmica es el principal método para el tratamiento de los desechos aceitosos. El aceite recupe-rado puede ser re-utilizado para preparar nuevo lodo y/o ser usado en otras acti-vidades operativas. El agua residual del tratamiento es reutilizada en la hidratación de la ceniza y el aceite recuperado tiene un valor adicional que reduce el costo del tratamiento del agua.

El sistema TCC ofrecido por BSS Halliburton tiene una capacidad operativa de procesar de 8 toneladas métricas por hora cumpliendo con todas las disposicio-nes ambientales para los residuos sólidos descartados por la unidad. La unidad puede ser instalada en cualquier área acondicionada para el proceso de desor-ción térmica.

Agrupación musical colombiana que interpretó la música llanera durante el almuerzo ofrecido a los invitados en Yopal

Ciro Ayala, Account Leader; Mario Serrano; Ba-roid Latin America Technical Manager; Gladys Merchán, Facility Administrator; y José Migue Ruiz, Gerente Financiero de Colombia

Roberto Muñoz, Halliburton Vice President Latin America Region; José Acosta, Halliburton BD & Tech. Regional General Manager Latin America; Greg Morris, Halliburton Service Supervisor 1; Ricardo Arenas, Halliburton Baroid Country Manager; Hermes Aguirre, Halliburton Colombia Country Manager; Jorge Enrique Trujillo, BP D&C Eng. Manager; Lina María Serpa, BP D&C Vice President; Ron Morris,

Edilberto Rodríguez; Halliburton Business Development Account

Leader; Roger Franco, Waste Ma-nagement and TFM; Supervisora; Gustavo Muñoz; Halliburton Ma-

nager Real Estate Services; Gladys Merchan, Facility Administrador;

Luis Zorrilla, Technical BaroidElkin Pacheco, Technical Advisor;

Mario Serrano, Baroid Latin America Technical Manager;

Deiver Jiménez, Operation Leader BSS; Osmed Herrera, Technical

Profesional; y Luis Fernando González, Technical Baroid

Halliburton Global Operations Manager, BSS; Lilian Fernanda Salcedo, Alcaldesa de Yopal; Carlos F. Acosta, Ecopetrol; Representante del Gobernador; Deiver Jiménez, Halliburton Operation Leader BSS; Jimmy Guerrero, Superintendente Ecopetrol, Gerencia Regional Nororiente; Señora de Guerrero; y Jorge Vélez, Halliburton Colombia BD Manager

Ricardo Soto, Director de Mercadeo, Petroleum,

acompañado por representantes

del folclor de los Llanos

colombianos



E&P

Perú adjudicó 14 lotes y supera los 100 contratos vigentes Siete empresas precalificaron al

presentar ofertas técnicas en la licitación de 14 lotes de exploración

y explotación de hidrocarburos ubicados en varias partes del país.

Se estiman inversiones por 700 millones de dólares durante la fase

exploratoria de estos lotes

Perupetro otorgó la buena pro a 7 de 26 empresas petroleras postoras que queda-ron precalificadas en el marco del proceso de selección, Ronda Perú 2010, donde la estatal ofreció 25 lotes de exploración y explotación de hidrocarburos en diversas cuencas de Perú.

Las ofertas técnicas fueron presenta-das para la licitación de 14 lotes. El resto de los lotes fueron declarados desiertos.

El consorcio conformado por Repsol

Exploración-Ecopetrol-YPF, se adjudicó los lotes 182, 184, 180 (Cuenca Ucayali), al ofrecer regalías mínimas de 15.50%, 19% y 17.11%, respectivamente. Este consorcio también obtuvo la buena pro del

lote 176, en la Cuenca Marañón, al ofer-tar regalías mínimas de 15.50%. Mientras que Ecopetrol individualmente se adjudicó el Lote 179, en la Cuenca Marañón, ofre-ciendo una regalía mínima de 15.50%.


La empresa Emerald Energy Perú, subsidiaria de Sinochem; obtuvo la bue-na pro de los lotes 178, 175, 165 y 185 ubicados en la Cuenca Marañón, y el lote 173 en la Cuenca Ucayali, proponiendo regalías mínimas de 27 y 33%.

Emerald Energy superó la oferta del consorcio YPF-Petrouruguay y de Hydro-carbon Exploration PLC, que pugnaban por obtener la buena pro del lote 185 y 175, respectivamente.

La argentina Tecpetrol se adjudicó el lote 174 en la Cuenca Ucayali ofreciendo una regalía mínima de 20.05%, mientras que Pitkin Petroleum obtuvo la buena pro del lote XXVIII, en la cuenca Sechura, proponiendo una regalía mínima de 15%.

La compañía Hydrocarbon Explora-tion se adjudicó el lote 183 en la Cuenca Marañón y el lote 188 en la Cuenca Uca-yali, con regalías mínimas de 45%.

Con la adjudicación de estas áreas, Perú supera los 100 contratos vigentes, de los cuales 89 son para la exploración, aumentando las posibilidades de más des-cubrimientos de hidrocarburos en el país.

“Este es el más exitoso de los procesos

que se han realizado. Se ha logrado una regalía mínima promedio de 26% y hemos marcado un récord en la historia del país superando los 100 contratos”, destacó el Presidente de Perupetro, Daniel Saba.

Saba resaltó que el consorcio Repsol Exploración Perú - Ecopetrol – YPF, “po-dría ser considerado como uno de los más grandes que va a trabajar en el país”.

Perupetro estima inversiones por 700 millones de dólares durante la fase explo-ratoria de estos 14 lotes en los próximos años. Conforme a la ley en Perú, una vez se publique la aprobación de los Contratos de Licencia, vía Decreto Supremo, se po-drá proceder a la suscripción de los contra-tos correspondientes para cada uno de los lotes, lo que se estima puede tomar alre-dedor de dos meses. Las empresas petrole-ras que ya operan en el país han invertido 5.300 millones de dólares en los últimos cinco años en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Ecopetrol incrementa presencia en PerúAl obtener la buena pro o declaración

de mejor oferta para cinco lotes durante

la Ronda Perú 2010, Ecopetrol del Perú S.A., incrementa su actividad en el país.

En el lote 179 será operador con una participación de 100% y en los cuatro res-tantes (lotes 176, 180, 182, 184) participa-rá con 50% en el consorcio conformado con Repsol Exploración Perú (25%), e YPF (25%), donde Repsol Exploración Perú será el operador.

Los cinco lotes cubren una extensión cercana a 2.5 millones de hectáreas en área continental (onshore). El lote 176 está ubicado en el área de Ucayali, los lo-tes 180, 182 y 184 en la cuenca Huallaga y el lote 179 en la cuenca Marañón.

Estos lotes se suman a la posición ac-tual de Ecopetrol del Perú en el lote 101 que explora junto a Talisman y Repsol, los lotes 134 y 158 con Talisman, y el lote 117 con la brasilera Petrobras y la japone-sa Inpex. En todos ellos Ecopetrol actúa como socio no operador.

Para la estatal colombiana, los resul-tados fortalecen su actividad explorato-ria con miras a alcanzar sus metas de producción y adición de reservas para el 2020.


...E&P

ENAP descubrió nuevo pozo productor de gas natural en Magallanes

El éxito exploratorio se produjo en el pozo Manantiales Oeste 1 del bloque Arenal, en la isla Tierra del Fuego

Se confirmaron caudales de 180.000 m3 por díaLuego de realizar pruebas de producción al pozo exploratorio Manantiales Oeste 1, en el bloque Arenal, sector de Manantia-les en Tierra del Fuego, ENAP confirmó el descubrimiento de un nuevo pozo pro-ductor de gas natural en la XII Región.

Las pruebas iniciales de producción realizadas en la formación Springhill, determinadas a una profundidad entre 2.200 y 2.250 metros, permitieron confir-mar caudales de 180.000 metros cúbicos día de gas natural (6,3 millones de pies cúbicos diarios), y 25 metros cúbicos día de condensado (150 barriles por día).

En lo inmediato, ENAP contempla pruebas de producción de mayor dura-ción, que permitan determinar volúme-nes bajo condiciones estabilizadas que

brinden una mayor información sobre las reservas, y por ende, de la dimensión total del yacimiento.

Al respecto, el Gerente interino de la Línea de Negocios de Exploración y Producción de ENAP, Rodrigo Bloom-field, admitió que “este hallazgo es muy auspicioso, porque este pozo forma par-te de una cartera de prospectos que es-tamos trabajando y que continuaremos desarrollando durante los próximos años. Hoy día producimos 4 millones de metros cúbicos de gas natural en Magallanes, y este nuevo hallazgo representa alrededor del 5% de nuestra producción en la XII Región, y para ser un pozo es muy buena noticia, pues cabe recordar que la pro-ducción de un yacimiento tiene que ver

con la producción de muchos pozos que arrojan buenos resultados”.

El programa exploratorio en el blo-que Arenal se inició con la adquisición de 940 km2 de sísmica 3D durante 2008 y sobre la base de ésta información sísmica y la información preexistente, la empresa definió una cantidad importante de opor-tunidades exploratorias y de desarrollo.

A la fecha se han perforado cinco po-zos, con los siguientes resultados: tres pro-ductores (Chañarcillo 37, 38 y Manantia-les Oeste 1), uno con manifestaciones de gas, pero con bajo aporte (Tyndall 1) y el restante resultó seco (Cachapoal 1).

Dentro del plan de trabajo 2010, ENAP planea la perforación de otros tres pozos similares, los cuales permitirán seguir co-rroborando los modelos geológicos en los que se fundamentan los descubrimientos realizados. Para el próximo año programa continuar la campaña de perforación de prospectos exploratorios en este bloque.

Con estas actividades y las desarro-lladas en los bloques Dorado-Riquelme, en el área continental, e Intracampos, en Tierra del Fuego, ENAP continúa con un plan exploratorio agresivo, cuyo ob-jetivo es incrementar las reservas de gas natural. En Chile, realiza actividades de exploración y producción de yacimientos de hidrocarburos, principalmente en la Duodécima Región de Magallanes, don-de cuenta con operaciones de producción de gas y petróleo en el área del continen-te, Isla Tierra del Fuego y en el Estrecho de Magallanes.

En los últimos años, ENAP ha redo-blado sus esfuerzos para prospectar nue-vos yacimientos de gas en Magallanes, logrando éxito en varios bloques, parti-cularmente en Dorado-Riquelme, don-de puso en producción dos nuevos pozos durante 2008.


...E&P

Ecopetrol alcanzará 620.000 barriles diarios a fines de año

El Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, aseguró ante inversionistas en Nueva York, que la meta de producción de la estatal

colombiana para el 2011 es alcanzar los 750.000 bpd

La meta de Ecopetrol de alcanzar los 620.000 barriles por día (bpd) a finales de año, fue corroborada por el Presidente de la compañía, Javier Gutiérrez, en Oc-tubre desde Nueva York, en el marco del tradicional día del inversionista.

En dicha jornada los inversionistas pudieron escuchar de primera mano la evolución de los principales indicadores operativos, comerciales y financieros de la petrolera.

En Junio, la empresa ya estaba en los 594.000 bpd, lo que implica que el incre-mento de la producción en el segundo se-mestre de este año será cercano al 3.5%. En 2011 la meta es alcanzar una producción promedio año de 750.000 bpd y en 2015 un millón de barriles, dijo Gutiérrez a un gru-po de 70 inversionistas en Estados Unidos.

En exploración y producción, las in-versiones durante 2011 superarían los 4.300 millones de dólares. En los planes también está la oferta de nuevos títulos a inversionistas en 2011 ó en 2012, en un ejercicio similar a la venta de acciones al público de 2007, cuando se ofreció una participación del 10%.

Cabe mencionar que aún tiene auto-rización para vender otro 10%. El tiem-po que tomaría cualquier nueva venta de acciones dependerá de las necesidades de financiación, sostuvo Gutiérrez.

Los inversionistas también tuvieron la oportunidad de conocer en detalle el marco estratégico de la empresa al 2020, que requerirá inversiones por 80 billones de dólares, el cual busca producir 1,3 mi-llones de barriles de petróleo equivalente

y adicionar 6.000 millones de barriles en nuevas reservas.

Uno de los proyectos en los que ac-tualmente trabaja la compañía tiene que ver con el oleoducto Bicentenario, cuyos planes iniciales estiman un costo de 1.200 millones de dólares y para lo cual está buscando socios.

Al menos 16 productoras de petróleo de los Llanos Orientales ya han firmado cartas de intención para participar en el oleoducto, dijo la Vicepresidente de Fi-nanzas de la compañía, Adriana Echeve-rri. En la lista están las compañías Pacific Rubiales y Petrominerales. El oleoducto podría ser extendido hasta Coveñas, y enviar hasta 600.000 bpd al 2013.

La meta de Ecopetrol hacia 2020 es producir 1.3 millones de bpd.

En los procesos propios de la industria petrolera se generan y utilizan volúmenes muy grandes de información, desde la exploración (geología de superficie, sísmica, etc), perforación (litología, permeabilidades), datos del yacimiento (presión, temperatura, permeabilidad, °API del petróleo), análisis de la producción, características de la refi-nación, entre otros.

Lamentablemente la información generada du-rante cada etapa de la operación petrolera no siem-pre se usa para optimizar la siguiente fase, así por ejemplo, los datos litológicos recabados durante la exploración no siempre se usan para el diseño de las mechas o de los fluidos de perforación.

Por ello, un nuevo grupo de empresas especializadas colombianas han conformado PetroAliados, bajo el concepto de brindar servi-cios y productos de alta calidad con ventajas com-petitivas en todos los servicios relacionados con la perforación y producción de pozos, con el objetivo claro de aplicar toda la información acumulada para garantizar la optimización de las operaciones, sus resultados y costos. El caudal de conocimientos que así se genere, permitirá además mejorar las

operaciones petroleras futuras, para así acumular un caudal de conocimientos que permitan mejorar y tecnificar las operaciones en Colombia.

Dentro del grupo de PetroAliados se encuentra Cocuy Tecnología Integral, empresa especialista en el diseño y servicio de una amplia gama de flui-dos de perforación, completación y rehabilitación, utilizando la información que el cliente posee de cada área a ser perforada. Así, cada pozo a perfo-rarse tendrá su propio diseño de fluidos de perfo-ración, los cuales generarán máxima productividad de los hidrocarburos, con mínimo efecto sobre la roca yacimiento.

Cada una de las empresas que conforman este grupo siguen este concepto dentro de su área de especialidad, proveyendo productos y servicios que cumplen altos estándares de calidad, nece-sarios para solventar problemas específicos de la perforación y producción petrolera. Estas empre-sas son representantes exclusivos de productos altamente comprobados a nivel internacional, al igual que su tecnología utilizada por personal de experiencia en su especialidad. Cuentan además con buena capacidad de investigación y con las

instalaciones ne-cesarias para ase-gurar un excelente servicio.

La Información en la Industria Petrolera

Metas de producción de Ecopetrol

La asociación de estas empresas asegura el uso adecuado de la información disponible en las diferentes fases de la operación, su aplicación en beneficio de los resultados y propone un análi-sis de resultados al final de la operación, que le sirvan al cliente para evaluar el trabajo realizado y para acumular información técnica para futuras operaciones.

PetroAliados está conformada por Equip-ment Solutions Group Colombia S.A., Ulterra Colombia S.A.U., Blackstone Energy Colombia S.A., Master Drilling Services y Cocuy Tecnolo-gía Integral S.A.S.

Las actividades de estas empresas cubren ge-rencia de proyectos de perforación e ingeniería pe-trolera, brocas de perforación, cabezales de pozo, fluidos de perforación, control de sólidos, químicos anti-evasivos, bombas (ESP, PCP, Hidráulica) y proyectos “Turn-key”.

Por Francisco Pradas y Steve Letters


...E&P

Alange Energy continúa explorando la prospectividad

Alange Energy anunció que el pozo Topoyaco-2, perforado para explorar la prospectividad de las formaciones Villeta y Ceballos alcanzó una profundidad total de 8.700 pies, y se hallaron 114 pies de es-pesor neto de arena petrolífera y 125 pies de carbonatos saturados de petróleo en la formación Villeta.

Los análisis petrofísicos indicaron ave-rajes de porosidad y saturaciones de pe-tróleo en rangos que van de 14 a 17% y 55 a 72% respectivamente. Los registros petrofísicos permitieron identificar un to-tal de 10, 65 y 50 pies de calizas saturadas de hidrocarburos en los basales M1, M2 y B, respectivamente.

Las labores de perforación del pozo Topoyaco-2 iniciaron en Agosto 2010, el cual encontró el tope de la formación Vi-lleta a 7.346 pies y una columna vertical de petróleo de 114 pies en las tres zonas.

El objetivo de los trabajos era perforar la estructura conocida como “Prospecto C”, con cálculos de recursos prospectivos

certificados por Petrotech Engineering Ltd. en su informe fechado el 30 de Abril del 2010 de 19,2 MMbbl (mejor estimación).

Luis E. Giusti, CEO de Alange co-mentó que “los resultados confirman las muchas expectativas que se tienen para Topoyaco. Creemos firmemente que Alange Energy está en proceso de liberar los grandes recursos de hidrocarburos de esta nueva provincia petrolera”.

La compañía planea perforar un hoyo de 7 pulgadas a una profundidad total de 8.510 pies PM, 100 pies en la formación Villeta, 270 pies en la formación Caballos y otros 100 pies en la formación Mote-ma (basamento). Indicó que las secciones que aún deben perforarse en las arenas U y T de la formación Villeta, las cuales son productoras en campos cercanos, así como la formación Caballos, son de alta prospectividad.

Por su parte, la perforación del pozo exploratorio Topoyaco-1 en el prospec-to “B“ que inició el 28 de Julio de 2010,

alcanzó los 6.156 pies PM en la forma-ción Villeta y continuará hasta alcanzar la profundidad estimada total de 6.306 pies PM. Las formaciones objetivo de este prospecto geológico son las mismas que las de Topoyaco-2.

Otro pozo apuntará al prospecto “D” de Topoyaco a finales de año. La estrate-gia de la empresa consiste en continuar con la exploración de sus perforaciones a fin de incrementar regularmente su base de recursos y su ritmo de producción a corto plazo.

Alange posee una participación del 50% en el bloque Topoyaco, en alianza con Pacific Rubiales Energy Corp., y tie-ne el control operacional. Con un área de más de 60.000 acres, Topoyaco constitu-ye la porción sin explorar más grande en esa zona del piedemonte de la Cordillera de los Andes, en una tendencia que ha sido altamente prolífica en muchos cam-pos, tales como Costayaco, Mary, Linda, Toroyaco, Juamambu y Azar.

Shell emprendió segunda fase de producción en Parque das Conchas

La producción durante la primera fase sobrepasó las expectativas. Shell tiene 50% de interés en este proyecto en Brasil conocido como BC-10, localizado a profundidades entre 1.500 y 2.000 metros y cuya producción

máxima ha sido estimada en 100.000 bpd

Topoyaco-2 es uno de los primeros dos pozos de exploración que Alange Energy Corp perfora en el bloque Topoyaco,

ubicado en la cuenca Putumayo de Colombia, con el objetivo de explorar la prospectividad de las formaciones Villeta

y Caballos en el bloque

La energética anglo-holandesa anunció inversiones para apoyar la segunda etapa de producción en el prolífico prospecto Parque das Conchas, en aguas brasileñas, como parte de “una ola de exitoso cre-cimiento de la producción en el negocio aguas arriba de Shell en el continente”.

del bloque Topoyaco

El proyecto, igualmente conocido como BC-10, está localizado a 110 kiló-metros sureste de la costa Brasil, donde los recursos de crudo pesado se encuentran bajo las aguas a unos 2.000 metros de pro-fundidad, en la cuenca de Campos. Según la compañía, tiene una fuente de energía

de aproximadamente 300 millones de ba-rriles de petróleo equivalentes, con una producción de unos 100.000 bpd.

Shell inició la producción de la pri-mera fase del Parque das Conchas en 2009 con la producción de nueve pozos en tres campos - Abalone, Ostra y Argo-


nauta B-Oeste. La segunda fase incluye siete pozos de desarro-llo adicionales, que llegarán a profundidades de aproximada-mente 1.100 metros (3.600 pies) por debajo del lecho marino. La producción de la primera fase del Parque das Conchas so-brepasó las expectativas.

Parque das Conchas fue el primer desarrollo en su clase en incluir la separación y bombeo de petróleo y gas totalmente en el lecho marino. El desarrollo Perdido, también de Shell en el Golfo de México, fue el segundo.

Bombas eléctricas de 1.500 caballos de fuerza impulsan el petróleo 1.800 metros hasta la superficie para su procesamien-to en la embarcación “Espirito Santo”. Se trata de una unidad FPSO (flotación, producción, almacenamiento y descarga) de más de 330 metros de largo, con capacidad para procesar 100.000 barriles de petróleo y 50 millones de pies cúbicos de gas natural, y almacenar cerca de 1,5 millones de barriles de petróleo para su envío a la costa a través de cisternas.

La producción en la primera fase involucró dos innova-ciones técnicas: Tuberías de acero, especialmente diseña-das, con una innovadora curvatura que permiten al buque moverse de manera segura con el oleaje marino. Asimismo enorme cables de energía eléctrica para alimentar el sistema de separación y de bombeo para llevar el petróleo pesado (16°- 42°API) hasta la FPSO.

La geología de Parque das Conchas también exige la per-foración extendida y horizontal para una mejor producción.

Shell Brasil Ltda. es el operador de este proyecto (50%), donde también participan Petrobras (35%) y ONGC Cam-pos Ltda. (15%).

“Este es otro hito importante en nuestro crecimiento en las Américas”, dijo Marvin Odum, Upstream Americas Director. “En los próximos cinco años, vamos a ver más proyectos en al-canzar puntos de entrega importantes en esta región, como el anuncio del mes pasado de nuestra decisión de invertir en el proyecto Mars B en el Golfo de México”.

“Que esta fase de Parque das Conchas cobre vida representa otro momento de orgullo para el equipo en costafuera y aguas profundas de Shell”, agregó Odum.


etrobras bautizó en el astillero Brasfels, la plataforma P-57, que va a operar en el campo de Jubarte, localizado en la cuenca

Petrobras bautizó la P-57 en el campo JubarteCon la unidad FPSO inauguró una nueva generación de plataformas,

concebidas y ensambladas a partir del concepto de ingeniería

que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será

referencia para las futuras plata-formas de Petrobras

Reporte

Pde Campos, a 80 Km. de la costa del estado Espirito Santo.

La unidad es la primera de una nueva generación de plataformas, concebidas y en-sambladas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. Un modelo que será referencia para las futuras plata-formas de Petrobras, como la P-58 y P-62, y para las unidades que irán a operar en el pre-sal de la cuenca de Santos.

La P-57 es una plataforma tipo FPSO (unidad flotante de producción, almace-namiento y descarga de hidrocarburos) que formará parte de la segunda fase de desarrollo del campo Jubarte. Anclada a una profundidad de 1.260 metros, pro-ducirá petróleo de 17°API, con capacidad para procesar diariamente hasta 180.000 barriles de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas.

Comenzará a operar este año, inter-conectada a 22 pozos, de los cuales 15 son productores y 7 inyectores de agua. Será la primera unidad de esa complejidad en operar en la costa de Espírito Santo, dijo la compañía. La nueva unidad alcanzará el pico de producción a principios de 2012. El petróleo producido será transferido por navíos aliviadores hasta tierra. Y el gas será enviado por gasoducto submarino hasta la Unidad de Tratamiento de Gas Sul Capixaba, localizada en la región de

Ubu, en el municipio de Anchieta, a 100 Km. de Vitória.

La ceremonia de bautizo, en Angra dos Reis, contó con la presencia del Presidente de Brasil, Luis Inácio Lula da Silva, y otras autoridades del gobierno federal, además del Presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, y de los Directores Guilherme Estrella, de Explotación y Producción; Paulo Roberto Costa, de Abastecimiento; Renato Duque, de Ser-vicios, y Graça Foster, Directora de Gas y Energía.

Innovaciones tecnológicasEl sistema de producción de la P-57

está equipado con una tecnología inédita de recolección de datos sísmicos en 4 D, instalada permanentemente en lecho ma-rino. Esa solución brinda mayor agilidad en la obtención de datos sísmicos, además de mejorar la calidad de interpretación del yacimiento, con la consecuente op-timización de la producción. La unidad adoptará, también un método innovador para llevar el petróleo del yacimiento a la plataforma, constituido por un sistema de bombeo centrífugo sumergible submarino (BCSS) instalado en un compartimiento especial en el lecho del mar, separado de los pozos productores. La ventaja será la reducción de costos de intervención para reparaciones del equipo.

El contrato de ingeniería, procura y construcción de la P-57 fue firmado en Febrero de 2008 entre Petrobras y la em-presa Single Buoy Moorings Inc. (SBM).

El casco de la plataforma resultó de la conversión de la embarcación Island Accord en el astillero Keppel Shipyard, en Singapur, entre Octubre de 2008 y Marzo de 2010. Simultáneamente, fu-eron construidos en Brasil los módulos de procesamiento de petróleo y gas en el patio de obras de la UTC Engenharia, en Niterói (RJ), y en el astillero Brasfels, en Angra dos Reis (RJ). El casco llegó al astil-lero Brasfels en Abril de este año, donde concluyó la instalación de los módulos, la interconexión de todos los sistemas y las pruebas finales de la unidad.

La construcción de la P-57 alcanzó un índice de contenido nacional contractual de aproximadamente 68%. La estrategia de Petrobras de priorizar la adquisición de bienes y servicios en el parque industrial brasileño, como forma de contribuir al desarrollo y ampliación de la industria nacional, resultó en la generación de más de 2.000 empleos directos en el país.

Localización: Campo Jubarte, en Espírito Santo, a 80 km del litoralProfundidad de operación: hasta 1.260 metrosCapacidad de producción de petróleo: 180.000 barriles por día de crudo 17˚APICapacidad de compresión de gas: 2 millones de metros cúbicos por díaLongitud: 312 m (equivalente a tres campos de fútbol)Anchura (boca): 56 mAltura máxima: 105 m (equivalente a un edificio de aprox. 30 pisos)Acomodaciones: 110 personasPeso Total: 54.000 toneladas

Características técnicas de la P-57



Hallazgo de gas natural en Perú

Petrobras hizo un nuevo descubrimiento de gas natural en el lote 58 - en el que su subsidiaria Petrobras Energía Perú S.A. (PEP) es la operadora con el 100% de participación-, localizado al norte del De-partamento de Cusco, cerca de Camisea.

El hallazgo fue resultado de la perfo-ración del pozo exploratorio Picha 2X,

con una profundidad final de cerca de 4.400m. El pozo se encuentra en fase de evaluación y constituye el segundo descu-brimiento en este lote. El primero, deno-minado Urubamba 1X fue anunciado a fines de 2009.

Las estimaciones preliminares indican que en conjunto, los dos pozos explora-torios contienen un volumen potencial y recuperable de gas evaluado en 1,7 TCF (48 mil millones de m3).

Fuentes extraoficiales indican que en el Lote 58 habría nada menos que 4 ó 5 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas. Eso convertiría al yacimiento, en manos de la brasileña Petrobras, en el segundo más importante del país, superando a Pagore-ni (Lote 56) y tan sólo por detrás de su célebre vecino Camisea (Lote 88).

De ser así, constituiría una excelente noticia, que abriría las puertas para que los proyectos vinculados al gas en Perú se sigan desarrollando sin mayores contra-

tiempos, pues se ampliaría el horizonte de abastecimiento.

De esa manera, al elevarse conside-rablemente las reservas del hidrocarburo, quedaría asegurada la oferta para nuevas plantas térmicas y el gasoducto del sur (y con este las probables nuevas petroquími-cas de Ilo y Matarani), así como la expor-tación de gas licuado a México. Además, se abriría la posibilidad para la primera petroquímica de etano y se cubriría la creciente demanda residencial y vehicu-lardel país.

Lo más importante es que se demos-traría que esta zona aún tiene mucho que ofrecer en cuanto a nuevos hallazgos del hidrocarburo.

Petrobras también explota petróleo en el lote X de la cuenca de Talara, en la costa norte de Perú, donde produ-ce 16.000 bpd y planea invertir 1.000 millones de dólares en sus proyectos en Perú hasta 2013.

...Reporte


Eventos

El panorama de la industria petrolera en la región Latinoamericana, con énfasis en las perspectivas en Colombia, será tema de análisis en el marco de la primera exposi-ción industrial petrolera: Expo Oil and Gas Colombia 2010, organizada por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, CAM-PETROL, en la cual reconocidas empresas nacionales e internacionales mostrarán sus productos, bienes y servicios para el sector de hidrocarburos.

Entidades de Gobierno como el Minis-terio de Minas y Energía, la Agencia Nacio-nal de Hidrocarburos, representaciones di-plomáticas como la Embajada de Estados Unidos y de Canadá y empresas como Eco-petrol y Pacific Rubiales, se cuentan entre los principales patrocinadores del evento, que además de la muestra técnico comer-cial, ofrecerá a los participantes un progra-ma conformado por Ruedas de Negocios y Conferencias Especializadas, enfocadas en temas de actualidad, a tono con el creci-miento que experimenta hoy a industria de hidrocarburos colombiana.

Instalación y foro sectorialEl programa de instalación se realizará

el Martes 2 de Noviembre, en el Teatro He-redia, a las 5:00 de la tarde, comenzando con una presentación sobre la Expo Oil and Gas Colombia 2010, a cargo de Margarita Villate, Directora Ejecutiva de Campetrol, seguida de la disertación que sobre Retos y oportunidades del desarrollo del sector de Bienes y Servicios Petroleros hará Jorge E. Motta, Presidente de la Junta Directiva de Campetrol, como abreboca a la interven-ción del Presidente de la República de Co-lombia, Dr. Juan Manuel Santos.

La agenda de apertura se complemen-tará con el foro sectorial Desarrollo Integral

Centro de Convenciones Cartagena de Indias, Julio César

Turbay Ayala, 2 al 5 de Noviembre

La mirada de la industria petrolera mundial se vuelca nuevamente hacia Colombia con ocasión de la primera Expo Oil and Gas Colombia 2010, que del 2 al 5 de Noviembre se realiza en Cartagena, concebido como un escenario especializado para promover las

ultimas innovaciones tecnológicas, nuevos productos y servicios, y para abordar aspectos fundamentales del desarrollo del sector de hidrocarburos suramericano y en particular el colombiano

del Sector de Servicios Petroleros en Colom-bia, en el cual participarán como panelistas los Ministros Carlos Rodado Noriega, de Minas y Energía, y Juan Carlos Echeverry, de Hacienda y Crédito Público; Hernando José Gómez, Director General de Depar-tamento Nacional de Planeación: Armado Zamora, Director General Agencia Nacio-nal de Hidrocarburos, ANH; y Javier Gutié-rrez P., Presidente de Ecopetrol.

Conferencias Especializadas

Miércoles 3 de Noviembre9:00 – 10:000 Exploración: Oportunidades y Retos en Colombia• “Evolución y presente de la actividad exploratoria en Colombia”, Armando Zamora, Director, ANH

10:30 – 12:00Panel de Exploración• “Presente y tendencias de la exploración de petróleo y gas en el Mundo y la Región”, Luis Giusti, CEO, Alange Energy Corp. • “Exploración Offshore: Oportunidades y retos para la industria del petróleo y gas en Colombia”, Clovis Francisco Santos - Di-rector Exploración & Producción, Petro-bras de Colombia Ltd. • “Exploración Continental: Oportunidades y restos para la industria del petróleo y gas en Colombia”, Mario Da Freitas - VP Ex-ploración y Nuevos Negocios, Hocol S.A.

12:00 – 12:30Charla Emerson Process Management• “Next Generation Oil & Gas Field Ope-rations Require Collaboration and Best in Class Technology”, Dave Reif - VP Global Industry Marketing and Sales, Emerson Process Management

14:30 – 15:00 Charla Drillmec de los Andes• “Ventajas de la perforación de pozos con taladros hidráulicos automáticos DRILL-MEC de última generación”, Diego Ber-gonzi/Brando Ballerini, Drillmec de los Andes

15:10 – 16:20Panel Onshore Tecnologías para me-jorar la prospección y producción• “Perforación y/o corazonamiento de pozos estratigráficos… Una excelente opción para obtener información geológica y petrofísica en áreas de baja prospección”, Ricardo José Correa, Presidente C&Co Group. • “Tecnología líder en métodos de ensayo no destructivos aplicados a tubing usados”, Marcelo Campeotto, Gerente de Operacio-nes América Latina NOV Tuboscope, Na-tional Oilwell Varco.• GC Tracer: Gas Chromatograph Tool for Real-Time Analysis Characterization and Evaluation of Reservoirs, Sebastian J. Lonsdale, Business Unit Manager Surface Logging Systems Weatherford.

16:30 – 18:00Panel Offshore Operaciones Offshore: Nuevos retos para Colombia • “Planning for Offshore projects (People, Equipment, Performance, Safety): A joined effort for operations and services companies”, Richard Bymes, Senior Director Global Con-sulting, Halliburton Latin America S.A.• “Deepwater technology and integrated prac-tices, impacts, economics and technical risks”, Chris García Schlumberger Surenco S.A.• “Cadena de suministro y apoyo para las operaciones costa afuera en Colombia”, Alberto Torres, Gerente Comercial Divi-sión Offshore (Grupo Coremar), Tayrona Offshore


Jueves 4 de Noviembre 9:00 – 10:00 El 1.000.000 BOED y los nuevos retos para la industria del petróleo y gas en Colombia UPSTREAM

10:30 – 12:20 • “Más allá del 1.000.000 BOED”, Javier Genaro Gutiérrez - CEO, Ecopetrol S.A.El 1.000.000 BOED y los nuevos retos para la industria del petróleo y gas en Colombia DOWNSTREAM• “Oportunidades y retos del transporte de petróleo y gas en Colombia”, Álvaro Casta-ñeda, VP Transporte, Ecopetrol S.A.• “Modernización de la Refinería de Carta-gena: El corto y largo plazo”, Luis Arroya-ve, VP Operaciones, Refinería de Cartage-na (Reficar S.A.)• “Demanda de crudos pesados: Presente y futuro”, Federico Maya, VP Refinación y Petroquímica, Ecopetrol S.A.

12:30 – 13:00Charla Petrotiger• “Soluciones integradas para la resolución de problemas relacionados con el transpor-te, procesos y producción”, Knut Hammar-skjöld, Co. CEO, PetroTiger

15:10 – 15:40Servicios Petroleros: Socios estratégicos• “Metodología para evaluación y selección de tecnologías de plantas de gas”, Luis Joya, Director Mercadeo y Nuevas Tecnologías y Licencias, Tipiel S.A.

15:50 – 17:30Panel Crudos Pesados: • “Heavy Oil Plays and their Challenges: from insight to execution”, Jacob Thomas – Director of Research, Completion and Production Division, Halliburton Latin America S.A.• “Heavy Oil Technologies”, James Forrest, Faja HO Ctr. Manager, Principal Reservoir Engineer, Schlumberger Surenco S.A.• “Aseguramiento de flujo crudos pesados/extra pesados/parafínicos - producción - transporte - grandes distancias”, Bernardo Silva, Insurcol Ltda.• “Tecnología de Bombeo Multifásico – Aplicaciones y Beneficios para el Desarrollo de Campos de Crudos Pesados”, Patricia Núñez Tucker, Gerente de Nuevos Nego-cios, Inglotech Colombia S.A.S.• “Toma de muestras de fluidos en intervalos saturados con petróleo pesado y extrapesa-do”, René Lugo, Baker Hughes, Colombia

• “ROTAFLEX y su aplicación en la pro-ducción de crudos pesados”, Weatherford Colombia Limited, Anselmo Gil

Viernes 5 de Noviembre9:00 – 10:00 Crudos pesados: Hidrocarburo estratégico• “Perspectivas y retos de los crudos pesa-dos en el sector de petróleo y gas colom-biano”, Ronald Pantin - CEO, Pacific Ru-biales Energy

11:00 – 12:30Panel Crudos Pesados: • “Crudos pesados: Retos y oportunidades para la industria del petróleo y gas en Co-lombia”, Héctor Castaño - VP Producción, Ecopetrol S.A.• “Crudos pesados: Experiencias y reco-mendaciones en la cuenca del Valle Me-dio del Magdalena”, Psn Kutty, Presidente Mansarovar Energy Colombia.• “Licencias ambientales, requerimientos de ley y de industria: operaciones eficientes y acertadas cuidando del medio ambiente”, Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desa-rrollo Territorial

Mayor información: www.expocolombiaoilandgas.com


Pantin pasa a formar parte de una galería de profesionales

excepcionales, en una amplia gama de campos de trabajo

e industrias

E

Especial

l actual CEO de Pacific Rubiales Energy, Ronald Pantin, fue nombrado como “CEO pionero del año” por la publicación

Ronald Pantin – CEO pionero del añoGalardonado con los Premios de Negocios BRAVO de Latin Trade

Latin Trade, en el marco de los Premios de Negocios BRAVO que anualmente concede este medio a la excelencia en América Latina y El Caribe

Varios de los ganadores de este año han seguido caminos no convencionales hacia el éxito; otros han superado obstáculos para lanzar segundas carreras aun más exitosas que las primeras. Todos comparten una cualidad: la dedicación al progreso de sus empresas, sus comunidades y sus países.

A continuación un reportaje escrito por John Otis desde Bogotá para Latin Trade, sobre este notable petrolero venezolano.

Ronald Pantin – Un experto petrolero

que perseveraDiez años atrás, la llegada al poder del

Presidente Hugo Chávez y su proyecto revolucionario pusieron punto final a la carrera de Ronald Pantin en Petróleos de Venezuela S.A.

Pero este hombre nacido hace 61 años en Caracas no se dio por vencido y lanzó una carrera aun más impresionante.

Basado en Colombia, Pantin es el Director Ejecutivo de Pacific Rubiales Energy, uno de los éxitos comerciales más rotundos del país. Pacific Rubiales ha superado a Occidental y a otros grandes del petróleo colombiano. En apenas tres años multiplicó su producción por diez y se convirtió en la segunda petrolera más grande de Colombia, después de la estatal

Ecopetrol. “Siempre he enfrentado los desafíos

con mucha pasión”, dijo Pantin en una entrevista con Latin Trade. “Si se pone pasión en lo que se hace, siempre se tiene éxito”.

Así ha sido sin duda para Pantin y para Pacific Rubiales. La producción diaria de petróleo de la empresa ha crecido de 15.000 barriles en 2007 a 150.000 en 2010, lo que convirtió a la compañía en la petrolera independiente más grande de América Latina. Pantin estima que la producción diaria superará los 500.000 barriles en los próximos tres a cinco años.

Hace no mucho tiempo, una caída en la producción petrolera colombiana generó temores de que el país fuera a verse obligado a importar petróleo. Pero el surgimiento de Pacific Rubiales es una de las principales razones por las cuales el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas estimó recientemente que la producción del país se duplicará desde 764.000 barriles actualmente a 1.5 millones de bpd en 2018.

“Colombia es un gran país. La gente nos ha recibido con los brazos abiertos”, dijo Pantin. “Eso nos permitió convertirnos en un ícono comercial en muy poco tiempo”.

Pantin creció en Caracas en la década de 1960 y el petróleo no figuraba entre sus intereses. Su familia estaba ligada

a negocios agrarios, por lo que parecía natural que estudiara ingeniería agrícola. Pero por esa época el sector petrolero venezolano comenzaba a despegar y un buen amigo le preguntó por qué no consideraba enfocarse en la ingeniería del petróleo.

No fue mal consejo. Pantin estudió administración en Mississippi State University en los Estados Unidos e hizo luego un máster en ingeniería industrial y de petróleo en Stanford.

Cuando volvió a Venezuela, ayudó a abrir a Pdvsa a inversores extranjeros, un proyecto que convirtió a la empresa estatal — al menos por un tiempo — en el segundo productor de petróleo más grande del mundo después de Saudi Aramco.

A lo largo de 23 años en Pdvsa, Pantin ascendió hasta llegar a ser Presidente de Servicios. El ejecutivo fue uno de los 22.000 empleados de Pdvsa que fueron despedidos o renunciaron en 2002.

“Fue una gran decepción”, dijo Pantin. “Pero comprendí que los tiempos estaban cambiando”.

Tras un breve período como Presidente de Enron Venezuela, Pantin se enfocó en Colombia, un país que también pasaba por un período de fuerte transición. El Presidente Álvaro Uribe, quien terminó sus ocho años de mandato en Agosto pasado, había lanzado una ofensiva militar que desplazó a los guerrilleros marxistas del país de varias áreas petroleras. El gobierno


de Uribe también bajó las regalías, extendió las licencias de exploración y permitió a inversores extranjeros ser dueños del 100% de sus proyectos petroleros.

“Los planetas se alinearon”, dijo Pantin. “Fue una combinación de las políticas de Uribe, las nuevas leyes de hidrocarburos, las políticas de seguridad nacional y una geología muy prometedora”.

El campo Rubiales, en el sur de Colombia, fue descubierto por Exxon en la década de 1980 y estaba subexplotado a causa de la falta de caminos y el peligro de los ataques de la guerrilla. Pero sus condiciones geológicas eran similares a las del cinturón petrolero del Orinoco en el este de Venezuela que, se estima, es la mayor reserva de petróleo del hemisferio.

“Es posible que el campo Rubiales contenga más reservas que todo el resto de Colombia. Es el futuro”, dijo Pantin. “No es tan masivo como el Orinoco. Pero el petróleo es más liviano y fluye muy bien”.

En 2007, Pantin y varios socios compraron Meta Petroleum, la empresa que en ese entonces operaba el campo

Rubiales. Luego se fusionaron con Pacific Stratus y adquirieron Kappa Energy Holdings y se convirtieron en Pacific Rubiales Energy.

El campo cuenta con una base del ejército y no ha habido nunca un ataque guerrillero o un secuestro. De los 48 pozos

en los que la empresa hizo prospección, 42 fueron exitosos.

Pacific Rubiales cotiza en las bolsas de Toronto y Bogotá y ha usado su acceso a los mercados de capitales para expandirse rápidamente. La empresa inauguró el año pasado un oleoducto de 146 millas en asociación con Ecopetrol. Pacific Rubiales también explora varios bloques en el Amazonas peruano y pronto comenzará prospección en Guatemala y Belice.

“Hay muchas oportunidades en América Latina”, dijo Pantin. “Pero es una cuestión de conocimiento y capacidad. Si se entiende de geología se pueden conseguir buenos resultados. En nuestro caso, 86 por ciento de nuestros pozos preliminares han sido exitosos. En los 35 años que llevo en el negocio, nunca vi un porcentaje tan alto de éxitos”.

Con tantas cosas buenas en su nueva empresa, Pantin no mira demasiado hacia atrás. “No haría nada diferente”, dijo. “Cuando uno se compromete y se dedica, la vida lo recompensa”.

Hay muchas oportunidades en América Latina (...) pero es una cuestión de conocimiento y capacidad. Si se entiende de geología se pueden conseguir

buenos resultados. En nuestro caso, 86 por ciento de nuestros pozos preliminares

han sido exitosos


Gracias al esfuerzo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, ahora Pemex podrá contar con

normatividad propia para sus sistemas FPSO y un sistema mejorador del patrón de flujo que mejora la

productividad de los pozos

IMP otorgó Premio Anual a la Innovación y Aplicación Industrial

Parte del grupo de investigadores del Programa de Investigación de Explotación de Campos en Aguas Profundas: Roberto Montes Iturizaga, Gregorio Inda Sarmiento, Ernesto Heredia Zavoni (Jefe del proyecto), Francisco Silva González y Omar Vázquez Hernández

ecientemente el Instituto Mexi-cano del Petróleo (IMP) distin-guió el proyecto “Análisis de confiabilidad estructural para

Investigación y Desarrollo

Rel diseño integral de sistemas flotantes” con el Premio Anual IMP 2010, en la categoría Innovación, mediante el cual ofrecerá a Petróleos Mexicanos, Pemex, nuevos servicios en la generación de cri-terios de diseño de sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga de hidrocarburos (FPSO, por sus siglas en inglés), basados en una filosofía de riesgo y confiabilidad.

Llevado a cabo por un grupo de inves-tigadores del Programa de Investigación de Explotación de Campos en Aguas Profundas, el proyecto estuvo enfocado en la caracterización probabilista de los peligros meteorológicos y oceanográficos, al análisis de riesgos y a la evaluación de la confiabilidad estructural de sistemas FPSO, los cuales tienen una mayor pro-babilidad de ser utilizados inicialmente en aguas profundas.

Ahora Pemex podrá administrar los riesgos, estableciendo niveles de confia-bilidad óptimos y factores de seguridad calibrados para condiciones ambientales asociadas a huracanes y nortes, y condi-ciones normales de operación, propias de sus ámbitos de explotación; además de contar con parámetros metoceánicos que representan adecuadamente las características del oleaje, viento y co-rrientes para los procesos de planeación, diseño y evaluación de instalaciones costafuera.

El innovador proyecto incluye la asi-

milación y desarrollo tecnológico tanto para el análisis cuantitativo de riesgo de sistemas FPSO, mediante el uso de redes probabilistas bayesianas, como para la generación de factores de seguridad de diseño del casco, líneas de amarre y risers, mediante méto-dos avanzados de análisis de confiabilidad estructural.

El IMP incrementa su capacidad tecnológica y la normativa

generada le permitirá a Pemex optimizar la inversión de recursos económicos y reducir riesgos de pérdidas futuras por interrupción

de producción, afectación de vidas humanas y daños a las

instalaciones y al medio ambiente

criterio de diseño estructural de sistemas flotantes de producción, almacenamiento y trasiego (FPSO), que ya fueron validados por Pemex y aplicados en algunos proyec-tos facturables.

Con proyectos de esta naturaleza, Pemex en lo sucesivo podrá contar con una normatividad propia para sistemas FPSO, acorde con la filosofía de normas internacionales, y a la vez que responda a sus condiciones propias, con el objeti-vo de optimizar la inversión de recursos económicos y reducir riesgos de pérdidas futuras por interrupción de producción, afectación de vidas humanas y daños a las instalaciones y al medio ambiente.

Dispositivo mecánico que mejora la productividad de los pozos

También el IMP reconoció la labor de un equipo de ingenieros con el Premio Anual IMP 2010, en la categoría Apli-cación Industrial, por la participación en el desarrollo del proyecto “Servicio de instalación y mantenimiento de siste-ma mejorador del patrón de flujo para pozos productores de gas con carga de líquido”.

Los ingenieros Edwin Daniel San Vicente Aguillón, Miguel Ángel López López, Isaac Miranda Tienda, Juan Antonio Castro Rodarte y José Ma-nuel Perafán del Valle trabajaron en

Nueva línea de serviciosAdemás de los modelos, métodos y he-

rramientas de cómputo que se produjeron en el desarrollo del proyecto, se originaron tres obras técnicas, que han sido registra-das ante el Instituto Nacional de Derechos de Autor. Asimismo se crearon dos servi-cios nuevos: Caracterización probabilista de variables metoceánicas y definición de parámetros para la planeación, diseño y evaluación de instalaciones costa afuera y


Edwin Daniel San Vicente muestra el sistema mejorador del patrón de flujo IMP

un innovador sistema mejorador del patrón de flujo, que consiste en un dispositivo me-cánico instalado en el extremo de la tubería de producción, que permite mejorar la productividad de los pozos de gas con pro-blemas de carga de líquidos y controlar la producción de arena y agua, al tiempo que administra la energía del yacimiento y pro-longa la vida fluyente

8

de los pozos, así como la presión de fondo.Este innovador desarrollo es el resultado de un grupo de

tecnologías aplicadas para mejorar las condiciones productivas de pozos marginales, desarrolladas en el marco del proyecto de investigación: Recuperación de hidrocarburos por el empleo de sistemas no convencionales.

Los objetivos fundamentales fueron la incorporación de tec-nologías nacionales para mejorar la productividad de los pozos; el ahorro de recursos adicionales presentes en sistemas artificiales convencionales; la administración de la energía de los yacimien-tos; la reincorporación de la producción de pozos abandonados en yacimientos maduros; así como el incremento del factor de recuperación, entre otros.

El mejorador del patrón de flujo IMP permite también la reconversión de pozos con sistema de recuperación de líquidos a fluyentes; incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; disminuir la producción de agua; incrementar el gasto neto de gas y evitar que el pozo produzca con flujo inestable.

Está orientado a la búsqueda de soluciones para resolver la problemática que afecta la explotación eficiente de campos marginales con problemas de baja producción.

Uno de los problemas que aquejan los pozos de baja pro-ductividad es la escasa energía que tienen, lo que conlleva a un agotamiento súbito del pozo. Requieren, por lo tanto, de mayor energía para elevar los fluidos del fondo a la superficie, por lo que el sistema mejorador del patrón de flujo prácticamente optimiza y dosifica la energía del yacimiento, con el fin de prolongar la vida fluyente del pozo, optimizando las caídas de presión ocurridas a lo largo de toda la tubería de producción.

Cuando la velocidad de flujo decrece por el decaimiento natural de la presión, como en el caso de los pozos de gas con problemas de cargas de líquidos, hace que no sean capaces de barrer todos los líquidos acumulados en el fondo del pozo, lo que lleva a tener pérdidas importantes de energía a lo largo de la tubería de producción. Esto puede ocasionar que las caídas de presión del pozo sean tan grandes que deje de fluir con la energía natural del yacimiento. 8


Alrededor de 40 especialistas y técni-cos conforman actualmente el Grupo de Sistemas y Herramientas para la Adqui-sición de Información de Pozos, que da respuesta inmediata a los requerimientos de Pemex.

El funcionamiento del sistemaEl dispositivo se instala en el punto

más profundo de la tubería de produc-ción, lo que genera una restricción al flujo y provoca una expansión del gas que permite incrementar la velocidad de los fluidos, de tal forma que se atomice todo el líquido presente en el pozo y se reduzcan sustancialmente las caídas de presión por fricción.

Su instalación no requiere de gran in-fraestructura, ya que en su configuración dispone de un cuello de pesca que opera con líneas de acero, lo que minimiza los costos de operación. Asimismo, cuenta con cuñas de anclaje, lo que le permite permanecer completamente fija a la

tubería; así como un sistema de hermeti-cidad, de tal manera que el flujo circule únicamente en su interior, que es donde se localizan los expansores, que homoge-nizan el flujo para llevarlo del fondo del pozo a la superficie.

La mejora de la productividad de los pozos, el incremento del factor de recupe-ración, la prolongación de la vida fluyente de los pozos y la disminución de costos por producción y de los volúmenes de produc-ción de agua, son algunos de los beneficios que ofrece este nuevo sistema desarrollado en su totalidad en el IMP. No requiere el uso de sistemas artificiales de producción ni tampoco inyección de químicos y barras efervescentes.

Un caso ejemplo fue la instalación, en Diciembre de 2008, de este dispositivo IMP en el pozo Cuitlahuac-802, del Ac-tivo Integral Burgos, cuya producción se ha mantenido de manera ininterrumpida (un millón de pies cúbicos por día), con un incremento en producción de 700.000

pies cúbicos por día (280 millones acumu-lados a la fecha).

Burgos cuenta con más de 80 sistemas instalados; en el Activo Aceite Terciario del Golfo, del orden de 12 sistemas; en el Activo Integral Muspac, alrededor de 15; en Veracruz, 1 sistema; en Macuspa-na, 4; en Bellota Jujo, 2; y actualmente se planea bajar el primer sistema me-jorador de patrón de flujo de pozo en Ku-Maloob-Zaap, con lo que se estaría abarcando prácticamente toda la red de producción de Pemex. Aún faltaríann los activos Samaria, Altamira y Cinco Presidentes, pero el propósito del grupo de especialistas del IMP es llegar hasta Cantarell.

Para dar respuesta inmediata a Pemex, el Instituto cuenta con el Grupo de Siste-mas y Herramientas para la Adquisición de Información de Pozos, integrado por aproximadamente 40 especialistas y téc-nicos, el cual se encarga de la fabricación del sistema, y de un laboratorio en las instalaciones del IMP sede, en donde se manufactura.

En el mercado existen herramientas que compiten con este innovador siste-ma del IMP, como el estrangulador de fondo convencional, pero éste genera una restricción del flujo en el fondo y no incorpora esa mejora que tiene la he-rramienta del IMP —que homogeneiza el flujo del fondo de la superficie— ni permite tener un requerimiento mínimo de energía para hacer producir los pozos en etapa marginal, al ser explotados con este sistema.

Fuente: Gaceta IMP

...Investigación y Desarrollo

Isaac Miranda Tienda (en primer plano) y parte del grupo de especialistas que colaboran en la manufactura de este innovador sistema para mejorar la productividad de los pozos.

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Preview

E

18 al 20 de Noviembre, 2010 Puerto Ordaz, Venezuela

Dos décadas cumple este año el SefluCempo bajo la misión de fomentar la explotación de pozos productivos y económicamente rentables, mediante el manejo adecuado de los desechos y la conservación ambiental

1990 - I SEFLUCEMPODel 11 al 13 de Julio de 1990 se celebró

en los salones del hotel Caracas Hilton el I Seminario de Fluidos de Perforación y Ter-minación de Pozos – I SEFLU, convocado y organizado por Petróleos de Venezuela y sus empresas filiales. Reunió a más de 400 expertos de la especialidad tanto a nivel nacional como internacional.

Fueron presentados 37 trabajos téc-nicos por investigadores de las filiales de PDVSA, universidades y compañías de servicios nacionales y extranjeras. Al final

VIII Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos

l VIII Seminario Internacio-nal de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos, SefluCempo, se realizará

del 18 al 20 de Noviembre en la Isla de Margarita, con un matiz especial por la celebración de su 20 aniversario.

Además del objetivo de compartir innovaciones técnicas y operacionales en construcción y mantenimiento de pozos, esta edición se propone presentar las ex-periencias en pozos perforados en aguas profundas, alcance extendido, crudos pesados y extrapesados, alta presión y temperatura y alto impacto ambiental, entre otros.

Desde su institución en 1990 este Seminario se considera único en su clase en Latinoamérica, y ha marcado pauta en las tecnologías más retadoras para gerenciar y contar con pozos productivos y económicamente rentables.

Este escenario ha permitido calibrar las experiencias en fluidos de perforación, rehabilitación y cementación de pozos, tarea que nuevamente se proponer al-canzar en otra nueva edición, para tratar temas referidos a Fluidos de Perforación y Reparación de Pozos, Control de Sóli-dos, Manejo de Efluentes, Ambiente y su Preservación, Regulaciones Especiales en Venezuela y otros países, Fabricación de

Productos, Invenciones Técnicas y Opera-tivas, Programas de Computación, Control y Estabilidad de Hoyos, Preservación de la Transmisión de fluidos en las zonas de interés de hidrocarburos, Gerencia, y algo muy especial: Preservar el Acervo Técnico y Operacional de las diferentes experiencias en los Fluidos de Perforación y operaciones relacionadas.

Además de los trabajos técnicos pre-sentados, las organizaciones que laboran en el ramo, mostrarán sus tecnologías de-sarrolladas, en una exposición comercial paralela al evento, haciendo al evento una experiencia de integración e interacción tecnológica.

Dos décadas - 20 añosde la jornada se realizó un Mesa Redonda acerca de la Problemática Actual de los Fluidos de Perforación y Reparación de Pozos en Venezuela.

1993 - II SEFLUCEMPODel 24 al 26 de Noviembre de 1993 se

realizó en Caracas el II SEFLU y reunió a la élite de la perforación de pozos y, en particular, a los químicos de lodos más renombrados de Venezuela y el mundo, pertenecientes a las tres operadoras de Pdvsa, el Intevep, el Cepet, la UCV y las

principales empresas de servicio en el área de fluidos de perforación y completación de pozos.

Asistieron 180 personas entre técnicos y especialistas en el área. Se presentaron un total de 33 trabajos técnicos y dos Charlas Magistrales. Asimismo una Sesión sobre “Avances Técnicos en Fluidos de Perfo-ración y Visión Futurística” y una Mesa Redonda sobre Fluidos de Perforación.

1996 - III SEFLUCEMPOPara la realización del III SEFLU se

unieron los esfuerzos de Petróleos de Ve-nezuela y sus empresas filiales Lagoven, Corpoven, Maraven, Cied, Intevep, y la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos, SVIF.

El evento se realizó del 16 al 19 de Octubre de 1996 en el hotel Morichal Largo de Maturín y reunió a más de 300 expertos en la materia. Se presentaron 24 trabajos técnicos sobre los tópicos de: Daño a la Formación, Estabilidad del Hoyo, Preservación Ambiental y Calidad Total. Asimismo tres Charlas Magistrales y al final una Mesa Redonda.

Se incluyó por primera vez una Exhi-bición Tecnológica con participación de empresas de servicios especializados, de control de sólidos y efluentes, contratistas de perforación, la SVIF, Petroleum y Pdvsa.

2001 - IV SEFLUCEMPOLa cuarta versión del SEFLU se rea-

lizó en la Isla de Margarita del 5 al 8 de Junio. Más de 300 científicos, ingenieros y técnicos discutieron las innovaciones y experiencias que representan el estado-del-arte de la tecnología mundial de esta especialidad, mediante la presentación de 44 trabajos técnicos, 4 Charlas Magistrales y una Exhibición Tecnológica. Se anunció que el V SEFLU sería un seminario mucho más completo que daría cabida a todas las especialidades tecnológicas.

2004 - V SEFLUCEMPOCon el auspicio de Pdvsa, la Sociedad

Venezolana de Especialistas de Fluidos y los ministerios de Energía y Minas, Am-biente y Recursos Naturales y Ciencias y Tecnología, del 25 al 28 de Mayo se cum-plió la quinta jornada de este Seminario que incorpora oficialmente el tema de la Cementación de Pozos, pasando a denomi-narse en adelante Seminario de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos - SEFLU CEMPO.

En la Isla de Margarita cerca de mil personas disfrutaron de un programa que enfatizó las innovaciones en fluidos de per-foración y de rehabilitación, cementación, control de sólidos, seguridad higiene y ambiente, equipos y accesorios, retratadas en la presentación de 76 trabajos técnicos, cuatro charlas magistrales y una exhibición

tecnológica. También incluyó la acos-tumbrada Mesa Redonda que permitió presentar las experiencias que en materia de condiciones de perforación y requeri-mientos tecnológicos tenían las distintas áreas operacionales de Pdvsa.

2006 - VI SEFLUCEMPOLa Isla de Margarita volvió a ser es-

cenario del SefluCempo, del 23 al 26 de Mayo, para abrir campo a la presentación de las nuevas tecnologías y avances.

La presencia internacional fue con-tundente con la participación de países como Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, México, Noruega, Perú, Reino Unido, Trinidad y Tobago, Cuba -que asistió por primera vez- y Venezuela.

En esta sexta edición se dieron cita 880 participantes de 14 países y en represen-tación de 88 empresas. Se efectuaron 78 presentaciones orales, 33 poster, 4 charlas magistrales y 3 foros especiales. La exhibición comercial permitió a 17 empresas mostrar sus más recientes avances tecnológicos.


8

En la acostumbrada Mesa Redonda se presentaron los resultados y estadísticas sobre las tendencias de los 117 trabajos expuestos.

2008 - VII SEFLUCEMPOEl evento más importante en la disciplina

de fluidos de perforación, cementación y completación de pozos en América Latina, registró una cifra récord de asistencia al congregar a 900 participantes provenientes de Afganistán, Arabia Saudita, Argentina, Australia, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecua-dor, Estados Unidos, Francia, México, Países Bajos, Perú, Trinidad & Tobago y Venezuela, que durante una semana intercambiaron co-nocimientos en la materia, compartieron las mejores prácticas y conocieron los avances tecnológicos más recientes.

El programa técnico incluyó 143 tra-bajos presentados, de los cuales 75 fueron presentaciones orales y 68 presentaciones de poster, 2 foros técnicos, 6 charlas ma-gistrales y se incorporaron por primera vez 5 foros gerenciales. La muestra comercial acogió a 23 empresas.

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JUEVES 18 DE NoVIEMBRE DE 2010HORA AGENDA LUGAR

6:00 pm a 8:00 p.m. Ceremonia InauguralGrAn SALón

A cargo del Vicepresidente de Pdvsa, Eulogio del Pino8: 00 pm a 10:00 pm Cóctel de bienvenida ÁREA DE PISCINA /

PooL árEACortesía de la empresa Samán Tecnología Integral en Petróleo

PRoGRAMA GENERAL - Al 15 Octubre 2010 -

VIERNES 19 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N C A R O N Í

HORA NOmbRE DEL tRAbAjO ÁREA DE INtERés / tOPIC

8:00 a 8:30

am

Consideraciones teóricas y modelado del comportamiento mecánico de probetas usadas para la determinación de la resistencia a la tensión del cemento. Geralf Pineda, Vicente Ciccola, Julio César Millán, PDVSA INTEVEP, Venezuela

Cementación/ Cementing

8:30 a 9:00Nanotecnología y lechadas flexibles una nueva visión para la cementación de pozos en la faja del Orinoco. Cesar Jiménez, Alfredo Saras, Luisana Mora, Juan Ojeda, Diomar Delgado, PDVSA SERVICIOS PETROLEROS, Venezuela


9:00 a 9:30

Novedoso sistema surfactante como aditivo antiacreción y reductor de fricción para perforar yacimientos de crudos pesados/extrapesados de la FPO. Ogalde Harry, Arellano Jesús, Pernía Domingo, Rengifo Richard - PDVSA INTEVEP; Muñoz Nilson, Lisboa Mary, Mariño Rubén, PDVSA SERVICIOS; Lunghi Flaminio SERVICIOS PARA PETRÓLEO Y PETROQUIMICA, PPS, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling Fluids

9:30 a 10:00Formulación de un fluido de perforación, completación y rehabilitación de pozos utilizando la mezcla surfactante TOFA y sus sales. Blanco José, Gutiérrez Xiomara, Arellano Jesús, Ojeda Abel, Rivas Hercilio, Carrasquero Migdalia, Martínez Edward, Marcano Luis - PDVSA INTEVEP, Venezuela


10:00 a 10:30

Simulação e monitoramento de parâmetros hidráulicos em tempo real para perfuração de poços críticos: aplicação pioneira no Brasil em centro integrado de apoio operacional remoto. Alexandre L. Barroso, Alexandre S. Zaccaro, Bernardo P. M. C. Duarte, Luciano M. Genuncio, Rogerio A. Pereira, Xandel Miranda, M-I SWACO, Brasil


10:30 a 11:00 COFFEE bREAK

11:00 a 12:00Gran salón, CHARLA mAGIstRAL:

Seguridad y Medio Ambiente en actividades de exploración y producción de petróleo Costa Afuera. Luiz Molle Jr. Petrobras, Brasil

12:00 a 2:00 pm ALmUERZO GENERAL

12:00 a 2:00 pm

salón Dorado, ALmUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera.

Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación)


Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador


3:00 a 3:30Estrategia de perforación y completación de las arenas del campo Corocoro para maximizar la productividad del pozo. Carénil Lunar, E.M. PETROSUCRE; Luís Torres, José Velásquez, Carlos López, M-I SWACO, Venezuela


3:30 a 4:00Herramientas especializadas usadas en el Proyecto Cardón IV Pozos Perla 1 y Perla 2 para limpieza de revestidor, prueba de integridad del tope del liner de producción y programa de desplazamientos.Marcos Añez, José Luis Velásquez, Roberts Bastidas, Will Guedez, M-I SWACO, Venezuela

Equipos y Accesorios /

Equipments and Accessories

4:00 a 4:30Optimización de tratamientos en el fluido de perforación para minimizar pérdidas de circulación atravesando surcos sedimentarios de la formación Carapita del campo Corozo - Norte de Monagas. Miguel Herdes, Carlos Martínez, PDVSA; Luis Andérico, Stalin Uzcátegui, HALLIBURTON, Venezuela

Estabilidad de hoyo/ Wellbore Stability

4:30 a 5:00 High-performance freshwater drilling fluid maximizes wellbore stability and eliminates environmental issues related to KCL MUDS. José Manuel Ramírez, HALLIBURTON, Colombia


8:00 -11:00 pm CENA ANIvERsARIO 20 AñOs sEFLUCEmPO / Anniversary Dinner 20 years SEFLUCEMPO

ÁREA DE PISCINA / POOL ÁREA

PRESENTACIoNES oRALES


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VIERNES 19 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N O R I N O C O


8:00 a 8:30

am

Experiencias de aplicación en campo de la tecnología Litecem® en PDVSA, División Occidente.Fedymar Pereira, Wuilmen Jiménez, Vannesa Bastos, Urbano Medina, PDVSA INTEVEP; Gabriel Espinoza, Ana Pineda, PDVSA TECNOLOGÍA PRYS, Oslando Parra, Claudia Faria, PDVSA SERVICIOS, Venezuela


8:30 a 9:00Diseño de una píldora de emplazamiento para liberar tubería pegada por presión diferencial en fluidos base aceite. Norbado Hernández, PDVSA; Ali Ávila, Hilda Sardinha, SAMAN TECNOLOGÍA INTEGRAL EN PETRÓLEO; María Gabriela Morillo, Darimar Ysea, UNIVERSIDAD DEL ZULIA, Venezuela

ºº

9:00 a 9:30

Alternativas de manejo y disposición final de los ripios generados en los pozos DR-05 y DR-06 del campo Dragón, Proyecto Mariscal Sucre. Carrillo V., Lozada R., Salcedo M., Figueras J., Díaz M., Rivero E, PDVSA INTEVEP; Sánchez D, EYP PDVSA COSTA AFUERA; Vásquez P., Aguilar K. PDVSA INTEVEP, Venezuela

Ambiente / Environment

9:30 a 10:00 Solution for lost circulation event during conductor cement job operations at major offshore Project. Elias José Morales Luna, SCHLUMBERGER, Venezuela


10:00 a 10:30 Uso de revestimiento interno en tuberías de producción en el Distrito Gas Anaco, estado Anzoátegui.Mo-rales Jhonles, Sánchez Carlos, PDVSA SERVICIOS; Sanoja Marcos, Guerra Oly, UDO, Venezuela

Equipos y Accesorios / Equipments and

Accessories10:30 a 11:00 COFFEE bREAK




12:00 a 2:00 pm

salón Dorado, ALmUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera.

Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación)


Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador


3:00 a 3:30 Aplicación de metodología experimental desarrollada para evaluar la eficacia de los sistemas de remoción de revoques. López Fazael, Rodríguez Carlos, CPVEN, Venezuela


3:30 a 4:00 Método práctico para la determinación de la viscoelasticidad de fluidos de perforación en campo.Hernán Valera Martínez, COCUY TECNOLOGÍA INTEGRAL, Colombia


4:00 a 4:30Optimización del punto de asentamiento revestidor intermedio 13-3/8 pulgadas perteneciente al Proyecto Mariscal Sucre - Campo Dragón. Renso David Ríos Farrera, Ambar Adriana Bontemps Carreño, PDVSA E y P COSTA AFUERA, Venezuela


Accessories

4:30 a 5:00Aplicación exitosa de la tecnología de perforación direccional usando señal electromagnética con el empleo de fluidos gasificados como estrategia para hacer viable la revitalización de campos maduros.Raider Rivas P., Julio Casares, PDVSA, Venezuela


8:00 -11:00 pm CENA ANIvERsARIO 20 AñOs / Anniversary Dinner 20 years sEFLUCEmPO


VIERNES 19 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N A N G O s T U R A


8:00 a 8:30

amDiseño de lechada de cemento antimigratoria aplicada al yacimiento EOC/PAL P-003 Formación Guasare / Marcelina del Campo La Paz. Carlos G. Montiel , CPVEN, Venezuela Cementación/ Cementing

8:30 a 9:00Aplicação de tecnología de fluidos base água de alta performance para a perfuração exitosa de folhelhos altamente reativos. Eliabe Moreira Moura, BAKER HUGHES; Emilio Cockeis Guimaraes, PETROGAL DO BRASIL; Alcimar Almeida, GALP ENERGIA, Brasil


9:00 a 9:30 Horizontal well successfully drilled with high performance water-based fluid in Marlim leste, campos Basin – Deepwater Brazil. Andre Mendonca, Ivan Arevalo, Frank Fornasier, HALLIBURTON, Brasil


9:30 a 10:00 Comparative analysis of advanced hydraulics simulator values and PWD values. Christian Ferreira, Blass Molina, HALLIBURTON, Ecuador


10:00 a 10:30

Nova filosofia de aplicação de fluidos de perfuração para áreas depletadas e microfraturadas. Luciano Genuncio, Carlos Rico, Paulo F.S. Junior, M-I SWACO, Brasil







12:00 a 2:00 pm

salón Dorado, ALmUERZO CONFERENCIA: Plan de Negocios de PDVSA: Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera.Faddi Kaboul, PDVSA, Venezuela (Previa invitación)

2:00 a 3:00 Gran salón, CHARLA mAGIstRAL: Nuevas Tecnologías en Equipos de Control de Sólidos. Larry Dunlap, National Oilwell Varco, Ecuador


3:00 a 3:30 Evaluation of tension reduction on surface using backscattering theory. Daniel Felipe Algarra, Paulo Pauferro Júnior, M-I SWACO, Brasil


3:30 a 4:00 Drilling fluid design enlarges the hydraulic operating windows of managed pressure drilling. Douglas J. Oakley, Nicholas D. Roberts, Jamt Alfonzo, M-I SWACO, Reino Unido


4:00 a 4:30Proyecto piloto de inyección profunda de desechos de las actividades de perforación EyP costa afuera – Petrosucre. Guillermo Morgado, Carlos Trousselot, José Rollinson, PDVSA EYP COSTA AFUERA, Venezuela

Aspectos gerenciales / Management Issues

4:30 a 5:00 A novel aplication of crosslinked polymers to cure masive losses at the middle Magdalena Basin in Colombia. Jairo Medina, Carlos Montoya, Mario Serrano, HALLIBURTON, Colombia


8:00 -11:00 pm CENA ANIvERsARIO 20 AñOs sEFLUCEmPO / Anniversary Dinner 20 years SEFLUCEMPO


EXPoSICIóN DE PoSTER

VIERNES 19 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N s I m Ó N B O L Í v A R

HORA NOmbRE DEL tRAbAjO ÁREA DE INtERés

9:00 a 11:00 a.m

1.

Desarrollo y aplicación de almidón natural de yuca como aditivo de control de filtrado en fluidos de perforación base agua. María José Perozo, Ramón Colina, PDVSA INTEVEP; Juan Romero, PDVSA SERVICIOS; Eulalio Méndez, PDVSA AGRÍCOLA; Venus Acevedo, PDVSA INDUSTRIAL, Venezuela

Fluidos de Perforación/ Drilling

Fluids

2. Evaluación de tecnologías de membranas para tratamiento de aguas de producción de PDVSA DCS. López Miguel, Cárdenas Antonio, Torres Luis, Marcano José, Camacho Fernando, PDVSA INTEVEP, Venezuela


3. Establecimiento de experimento a escala de campo empleando fitorremediación de suelos impactados con cortes de perforación (ripios) de la fase productora en San Tomé, estado Anzoátegui. Pedro Pablo Colombo, Juan Figueras, PDVSA INTEVEP, Venezuela


4. Evaluación de un aceite mineral desaromatizado para ser usado en la formulación de fluidos de perforación amigables al ambiente. Vanessa Hernández Quijada, Carlos Julio Pereira, Gabriela Rivas, PDVSA INTEVEP, Venezuela


5. Caracterización química e implicaciones ambientales de aceites minerales y fluidos de perforación utilizados en actividades de exploración y producción. Tovar F., López D., Losada R., Salcedo M., García J. V.,PDVSA INTEVEP, Venezuela


6. Potencial aplicación de la química computacional en la industria petrolera. Surga, José; Machin, Iván; Blanco, Aiskely; Colina, Alicia, PDVSA INTEVEP, Venezuela

Cementación Cementing

7. Aplicación y evaluación de la tecnología de acido espumados ceinpet en yacimiento de crudos pesados, reservorio carbonatado. Félix S. Echevarría, Lourdes Lesmes, Lourdes Gutiérrez, Elsa Bárbara Martín, CEINPET. Cuba


Fluids

8. Limpieza de pozos horizontales. Uso de herramientas especiales en Bloque-16. Ecuador.Edison Endara, M-I SWACO, Renato Muñoz Valdivieso, Santiago Javier Cortez Navas, Manuel Willian Chile Quinatoa, REPSOL, Ecuador


Accessories

9.

Tecnología de reducción en el arrastre axial y fricción en hoyos abiertos 8-1/2” en pozos altamente desviados/horizontales – costa afuera – oriente de Venezuela casos históricos. Francisco Paz, José Manuel Alvarado, Gledimar Morales, E.M PETROSUCRE – PDVSA; Filiberto Zapata, DaiIa Mendoza, Rod Santoyo, WEATHERFORD; Venezuela


Accessories

10.

Emulsiones de aceite en agua como una alternativa para fluidos de perforación en yacimientos con baja presión del campo Tía Juana Lago. Mayerling Morales, PDVSA INTEVEP; Luis Navarro, PDVSA SERVICIOS; Yacquelin Sandoval, Daniel Fernández, Nelson Medina, PDVSA INTEVEP, Venezuela


Fluids

11. Logros en la aplicación de la tecnología de ultra baja invasión en la perforación de pozos del lago de Maracaibo.Alí Ávila, Elvis Castillo, SAMAN TECNOLOGÍA INTEGRAL EN PETRÓLEO, Alan Arbizu, José Guillermo Moreno, IMPACT DRILLING FLUIDS, Venezuela


Fluids

12. Fiabilidad de tanques metálicos ante acciones sísmicas aplicando especificaciones PDVSA. Julio Manzanares, PDVSA INTEVEP, Venezuela

Seguridad e Higiene / Safety and health

13. Evaluación operativa de los equipos de control de sólidos en las operaciones de perforación costa afuera del campo Corocoro - costa afuera - oriente de Venezuela. Pedro Parra, UDO; Pamela Sarti, Ramón Pérez, EMPETROPARIA; José Luis Velásquez, M-I SWACO, Venezuela

Control de sólidos / Solids control


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VIERNES 19 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N s I m Ó N B O L Í v A R


3:00 a 5:00pm

1. Uso de cemento cubano para la cementación de pozos de petróleo. Miriam Legón Morgado, Regla Antolín, Hernán Velázquez, José A Goicochea, Ramón Acosta, CEINPET CUPEP, Cuba

Cementación / Cementing

2. Sistema de recolección y transferencia neumática de cortes de perforación. G.V. Chernozubov, S.A, Obukhov; GAZPROM; J Ramcharam, L. León, E. Endara, M-I SWACO, Venezuela

Equipments and Accessories

3. Uso de lechadas antimigratorias de alta densidad en pozo exploratorio: PUNA-1X, proyecto Bloque-4, Golfo De Guayaquil Ecuador. Miguel Castañeda, BJ Services; Edween Chirinos, PDVSA Ecuador


4. Aplicación de nueva formulación de surfactantes no iónicos para solucionar problemas de bloqueo por emulsiones en el campo el Furrial. Nathaly Rodríguez, Julio De La Hoz, Eusebio Duque, María Goita; BJ SERVICES; Iris Pérez, PDVSA, Venezuela

Fluidos de Perforación / Drilling Fluids

5. Evaluación de las oportunidades de reactivación, rehabilitación y/o estimulación de los pozos pertenecientes al yacimiento TU,M BUD 14, del campo budare, de la unidad de yacimientos liviano-mediano del Distrito Sur San Tomé. Raúl Vizcaino, UDO; Jhonles Morales, PDVSA, Venezuela


6. Sistema de fluido de perfuração drilplex e performance de Peneiras Mongoose Na Bacia de Parnaíba-Ma, Brasil. Alexandre Barroso, Baltazar Pedro, Luciano Genuncio, Carlos Rico, Rogerio Amadeu, Waldney Souza, M-I SWACO, Brasil


7. Método para determinar la estabilidad de emulsiones a partir de medidas de reometría dinámica. Sergio Rosales-Anzola, Oscar Vernáez, Edeluc López, Alejandro Tomassi, Migdalia Carrasquero, Manuel Mas, Emir Escalona, Luis Marcano, Argenis Torres, PDVSA INTEVEP, Venezuela


8. Fluido base agua de alta densidad utilizado en el pozo exploratorio: Puna-1x, proyecto Bloque-4, golfo de Guayaquil, Ecuador. Alexandra Gamboa José Tovar, PDVSA Ecuador; Adrián López, Neiro Rodríguez, Diego SanMartin, Baker Hughes, Ecuador


9. The use of a new change in thickening agent bentonite employees in fluid in early stages of drilling. Roberta Cristina R. Souza, Viviane X. Moreira ,Renan O. Yoshida, Gizelle de Fátima G. de Vasconcellos Gonçalves, Sandra Regina da Silva; POLAND QUIMICA LTDA, Brasil


10. Factibilidad técnico-económica del uso de fluidos de perforación base aceite en la fase intermedia de los pozos del campo dragón. Linda J. Hernández, José Rollinson Jiménez, María Machuca, PDVSA E y P COSTA AFUERA, Venezuela


11. Norma para el control de la inyección subterránea de desechos de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos. José Contreras-Quintero, Blanca Navarro Laguna, PDVSA INTEVEP, Venezuela


12. Estudio del daño a la formación causado por fluidos de baja densidad estabilizados con la mezcla surfactante TOFA y sus sales. Arellano Jesús, Medina Nelson, Gutiérrez Xiomara, Blanco José, Ojeda Abel, PDVSA INTEVEP, Venezuela



SABADo 20 DE NoVIEMBRE DE 2010s A L Ó N C A R O N Í


8:00 a 8:30

amReutilización de fluidos en zonas productoras. Nuevas tecnologías para evaluar daños a la formación. José Guzmán, Edison Endara, MI SWACO, Colombia


Fluids

8:30 a 9:00 Plan to customize drilling fluids for pre-salt deepwater drilling operations in Brazil. Frank Fornasier, Remberto Manuel Gómez Pérez, HALLIBURTON, Brasil


Fluids

9:00 a 9:30Tratamiento integral de agua de producción reduce costos, cumple las exigencias ambientales y recupera aceite con fines comerciales. Pablo Aristizabal Acevedo, Diego Bermeo Medina, M-I SWACO, Colombia


9:30 a 10:00 Modelo para predicción de la permeabilidad dinámica para fluidos viscoelásticos. Sergio David Rosales-Anzola, Edeluc López, Manuel Mas, PDVSA INTEVEP, Venezuela


Fluids

10:00 a 10:30Uso de los fluido viscoelástico en las operaciones de completación y rehabilitación de pozos del Distrito Gas Anaco. Morales Jhonles, Marin María, Sánchez Carlos, PDVSA SERVICIOS; Lezama Erick, PDVSA EyP, Venezuela


Fluids10:30 a 11:00 COFFEE bREAK

11:00 a 12:30 mesa redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep: miguel Ford

s A L Ó N O R I N O C OHORA NOmbRE DEL tRAbAjO ÁREA DE INtERés

8:00 a 8:30

am

Experiencias de Cubapetróleo (CUPET) en la perforación de pozos de largo alcance en el sector Varadero Oeste. Julio A. Jiménez, Dania Alvares Santos, Alain García León, EPEP CENTRO, Cuba

Aspectos gerenciales / Management

IssuesManagement

8:30 a 9:00Metodología integral para la evaluación y el diseño de completaciones de pozos en campos con problemas de arenamiento. Somogyi Grace, Pineda José, Oliveira Danny, Belisario Rafael, PDVSA INTEVEP; Tovar Juan, INNOVATIVE ENGINEERING SYSTEMS IESL, Venezuela

Estabilidad de hoyo/ Wellbore Stability

9:00 a 9:30Uso de humus lombriz como mejorador orgánico de la biodegradación de suelo de sabana con cortes de perforación (ripios) de la fase productora en san tomé, estado Anzoátegui. Pedro Pablo Colombo, †Marianela Coromoto Arias De Flores, PDVSA INTEVEP, Venezuela


9:30 a 10:00 Logros de la utilización de lubricante mecánico en pozo de alcance extendido. Ocdomar Casanova, Ricardo Rojas, SCHLUMBERGER; Alfonso Martínez, M-I SWACO, México


Fluids

10:00 a 10:30Selective flocculation, the key to keep under control a drilling Fluid, generating environmental protection and operators afe’s compliances. Humberto Sierra, Carlos Montoya, Juan Carlos Garzón, Mario Serrano, HALLIBURTON, Colombia


Fluids


11:00 a 12:30 mesa redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep: miguel Ford

s A L Ó N A N G O s T U R AHORA NOmbRE DEL tRAbAjO ÁREA DE INtERés

8:00 a 8:30

am

Aplicación de fluido base agua espumado en la perforación de campos maduros del sur de México con inyección de nitrógeno. Garé Avelar, SCHLUMBERGER; Nixklafe Atencio, Alfonso Martínez, M-I SWACO, Mèxico


Fluids

8:30 a 9:00 Centralizer placement for deviated wells. Gefei Liu, PEGASUS VERTEX INC; James Patrick Brennan, TUCKER ENERGY SERVICES, Estados Unidos


9:00 a 9:30

Caso histórico: uso de lechadas tixotrópicas, minimizan problemas de cementación del revestidor conductor en los pozos costa afuera del campo Dragón en el área Norte de Paria – Venezuela. Moreno Candelaria, Rollinson José, Mata Gilberto, Machuca María, PDVSA EyP COSTA AFUERA; Marcano Andrés, PDVSA SERVICIOS, Venezuela


9:30 a 10:00 New flat rheology invert drilling fluid with thermally independent rheological profile for multiple applications. N. Rife, J. Friedheim, N. Roberts and D. Cullum, M-I SWACO, Estados Unidos


Fluids

10:00 a 10:30Procedure for hole clean up and use of filter cake breaker system to maximize productivity in wells in the Amazonian Basin in Ecuador. José Javier Brito Campana, Henry Paúl Romero Cortéz, HALLIBURTON, Ecuador


Fluids


11:00 a 12:30 mesa Redonda y Acto de Clausura a cargo del Presidente de Intevep, miguel Ford


Warehouse

La empresa venezolana Inpark Drilling Fluids, S.A. alcanzó el pasado 20 de Octubre una década de operaciones ininterrumpidas en el país, suministrando productos y servicios, y empleando una plataforma con una extensa capacidad técnica y productiva, que abarca tradicionales e innovadores campos de la in-dustria petrolera.

A lo largo de 10 años, Inpark ha brinda-do servicios y productos de alta calidad con ventajas competitivas, desde sus oficinas en las principales ciudades del país. La extensa variedad incluye:

• Servicios integrales de fluidos de perfo-ración, terminación y reparación de pozos de petróleo y gas

• Geología e ingeniería de yacimiento, estudios del comportamiento de campos y su mantenimiento preventivo y correctivo.

• Control, remediación y saneamiento ambiental

• Suministro y aplicación de productos químicos para perforación y producción

• Servicios completos de laboratorios para todo tipo de pruebas y análisis

• Transporte terrestre y lacustreCon oficina principal en Ciudad Ojeda, Es-

tado Zulia y otras en Caracas, Barinas y Anaco, continuará con el compromiso de proveer un servicio con una calidad que responda a las más altas exigencias de los mercados nacionales e internacionales.

KLA-SHIELD

El sistema promueve la estabilidad del pozo y la limpieza eficaz del hoyo para reducir los costos por tiempos de perforación. Además, el siste-ma reduce de forma efectiva el manejo de los residuos de perforación y los costos de fluidos debido a menores necesidades de dilución, de volumen de residuos y reciclaje.

Está compuesto de productos formulados para enfrentar los asuntos ambientales y puede ser usado en campos ubicados en tierra y costa-fuera. En tierra, el sistema puede ser adaptado para ofrecer la inhibición de lutitas sin el uso de sales, haciendo recortes perfectamente ade-cuados para la producción en tierra. El sistema es igualmente ajustable en operaciones en alta mar, al mostrar una baja toxicidad marina y tasas de biodegradación rápida.

En Bolivia, un operador fue capaz de mejorar la ejecución de un pozo en el campo Villamontes con el uso de KLA-SHIELD, logrando excelentes resultados en la per-foración de una sección de 8,5 pulgadas a una profundidad total de 9.350 pies en

10 años Inpark Drilling Fluids

un área frecuentemente asociada con retos tales como: tubería atascada, inestabilidad del hoyo, embolamiento de la mecha y del ensamblaje de fondo (BHA) y contaminación significativa de sólidos.

“El fluido rindió bien con el tratamiento mínimo requerido para mantener las especifi-caciones de la propiedad”, dijo Jorge Moyano, Gerente de MI SWACO en Bolivia. “Se obser-vó una buena integridad de los recortes.

El KLA-SHIELD es un fluido a base de poliamina, diseñado como un sistema inhibidor de nivel medio. Las poliaminas aumentan la estabilidad térmica del biopolímero Duo-VIS de goma xántica FLO-VIS y del PAC de almi-dones modificados y utilizados.

La selección de los inhibidores de poliaminas KLA-SHIELD incluyen los aditivos KLA-GARD*, KLA-GARD B*, KLA-GARD DRY*, KLA-CURE* y KLA-STOP*, lo que brinda flexibilidad en el diseño mediante la elección del inhibidor y opcionalmente del encapsulador.

Información: www.inparkdf.com

M-I SWACO lanzó el nuevo sistema de fluidos de perforación de base agua y de alto rendimiento KLA-

SHIELD, diseñado específicamente para campos caracterizados por formaciones de lutitas reactivas, pozos de gran diámetro y perforación de alcance extendidoKLA-SHIELD para el manejo de los residuos de perforación

Zerust, tecnología inhibidora de la corrosiónLa tecnología de Inhibidores Volátiles de Co-rrosión (VCI, por sus siglas en inglés) ha sido introducida en Venezuela bajo la reconocida marca mundial Zerust® por Northern Tecno-logies International Corporation (NTIC), que desde hace más de 34 años desarrolla e im-plementa sistemas integrales para el manejo e inhibición de corrosión, mediante soluciones integrales probadas en más de 51 países.

“La tecnología VCI elimina la presencia de los electrolitos (humedad) sobre el metal, evitando así el flujo de electrones entre las áreas anódicas y catódicas de las superficies metálicas interrumpiendo por ende el proce-so natural de oxidación y brindando protec-ción total por un tiempo prolongado”, expli-ca Raul Ducoing Arjona, Director de Ventas en México de NTIC.

NTIC incorporó esta tecnología al porta-

folio de productos Zerust® de uso en diversos sectores de la industria como la automotriz, metal-mecánica, petroquímica, aviación, eléc-trica, electrónica, marítima y militar, entre otras, que requieren mantener en perfecto estado y por un tiempo prolongado maqui-narias, repuestos, herramientas, estructuras, instalaciones eléctricas e incluso armamento y tanques de almacenamiento de crudo, o me-tales en general.

Los productos Zerust® ofrecen un óptimo rendimiento de la maquinaria, ya que forma una capa invisible y seca sobre las piezas que no afecta las propiedades físicas o la funcio-nalidad del equipo en operación, ni reduce la conductividad de los componentes eléctricos.

NTIC, representada en Venezuela por Comercializadora Oxicut C.A., introdujo cuatro líneas de estos productos inhibidores:

Tecnología Venezolana en Fluidos de Perforación

Axxaclean, un potente removedor líquido de óxido no tóxico ideal para piezas metálicas pequeñas y medianas; Z-Maxx, una grasa lubricante a base de aceite hidrofóbica resis-tente a altas temperaturas (200°C); cápsulas de vapor, mediante dispensadores portátiles diseñados para emitir, hasta por dos años, po-derosas moléculas inhibidoras de corrosión en espacios cerrados; y protectores para bridas y válvulas, que protegen estas estructuras de los efectos de la oxidación. Además, Zerust®, po-see la certificación ISO 14001.

Protector para bridas y válvulas Zerust®


Calendario 2010 - 2011

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

NOVIEMBRE

01 - 05 – Introduction to Reservoir Engineering - Calgary, Canadá - www.spe.org

01 - 05 - Oleoductos: Dimensionamiento, Ingeniería y Operación - Maracaibo, Venezuela - www.petroleum.com.ve

02 - 04 - Deepwater Operations Conference & Exhibition - Galveston, USA - www.deepwateroperations.com

03 - 05 - Expo Oil & Gas Colombia 2010 - Cartagena, Colombia - www.expocolombiaoilandgas.com/

06 - 09 - Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica - Río de Janeiro, Brasil - www.apla.com.ar

09 - 11 - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico - PECOM 2010 - Villahermosa, México - www.oilonline.com

10 - 12 - VII Southern Cone Energy Summit - Lima, Perú- www.scenergysummit.com

18 - 20 - VIII SefluCempo 2010 - Puerto Ordaz, Venezuela - www.seflucempo.com

FEBRERO

DICIEMBRE

01 - 03 – SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2010 - Lima, Perú - www.spe.org/events/lacpec/2010/en/

01 - 02 - Lignofuels 2010 - Madrid, España - http://www.acius.net

02 - 2010 - Platts Global Energy Awards - Nueva York, USA - geaweb.platts.com

08 - 10 - DeepGulf 2010 / Deepwater Spill Forum - Galveston, USA - www.deepgulfconference.com/

17 - 19 – Summer NAPE Expo 2011 - Houston, USA - www.napeexpo.com/summer-nape.html

MARZO

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

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

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

29 - 31 – II Conference Exhibition EXPO MINAS 2011 - Quito, Ecuador -www.hjbecdachferias.com/


E

ANUNCIANTESNOVIEMBRE 2010 / No 250 / Petroleum

Última Página

ANUNCIANTES

BRASIL y PERÚ: Desafíos Tecnológicos y de Talento HumanoPor Alvaro Ríos Roca*

Alange Energy Group...............7Area......................................39Baker Hughes.........................2Caterpillar.............................C.P.I.Confurca.............................21Clampon..................................11Expo Oil & Gas Colombia 2010....21Fugro Jason.............................20Geospectro...........................15Halliburton............................C.P.IHS Energy.............................5Impact Solutions Group............13Insurcol..............................31LHR Americas.............................19Lindsay CA USA......................10Parko Services........................25NCT Energy Group...............23PetroAliados..........................17Petroleum..............................27Saxon.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9Servitrans..............................35Schlumberger........................P.I.SefluCempo...........................29Sugaca.................................28Transmerquim.... . . . . . . . . . . . . . . . .27Wabash Power.........................12

n días pasados, Petrobras logró reunir 70,000 MMUS$, en lo que se considera como la mayor oferta de acciones de la historia mundial. El plan de capitalización, otorgó

a Petrobras los derechos exclusivos para desarrollar 5.000 millones de barriles de petróleo en el Presal, donde se estima existen más de 50.000 millones de barriles de crudo equivalente.

Los recursos recaudados, ayudarán a financiar parte de los 224,000 MMUS$ que se estarán invirtiendo durante el período 2010-2014, que apuntan a convertir al ve-cino país en una gran potencia mundial en materia de hidrocarburos con incrementos en producción y reservas de petróleo y gas natural, consolidando un liderazgo interno y expandiéndose al mercado regional e

internacional. De la mano de una empresa tecnológica, competitiva con el sector pri-vado y manejada con gestión empresarial, en lo que va de una década, Brasil pasará a convertirse de un país neto importador de energía a un gran exportador de petróleo y gas natural.

Durante el reciente Rio Oil and Gas 2010, los allí presentes, aun no conocíamos los resultados del plan de capitalización de Petrobras, pero en el ambiente del evento, era posible respirar un inusitado optimismo sobre el desarrollo futuro de la industria. Tanto en las conferencias que se presenta-ban, como en los stands de los expositores, se podía percibir una especie de “buen humor” en base a un muy alentador futuro.

La única preocupación de conferencistas y expositores parecía más bien centrarse en cómo conseguir todo el talento humano y tecnología necesarios para atender los retos exploratorios y de desarrollo que se avecinan. Las tareas en el Presal y en aguas ultra pro-fundas no son pan de todos los días y mucha innovación humana, tecnológica y científica son necesarias.

En Brasil, parece ser que han tomado al toro por las astas en este tema de acrecen-tar la capacitación para generar talento y desarrollo tecnológico, que es el motor de esta industria. No así la gestión meramente política, como muchos aun creen.

Más allá de lo que ha forjado CENPES (Petrobras), se vienen dando otros certeros impulsos: a) Se ha destinado el 1% de las ganancias de las empresas para financiar centros de investigación y desarrollo tecnoló-gico; b) Se han firmado numerosos acuerdos de investigación con universidades estatales y privadas; c) Las empresas privadas están creando diversos centros de investigación tecnológica para poder participar con los elevados requisitos de contenido local; d) la iniciativa del Prominp, etc.

En Perú, de no mediar cambios profun-dos en la política económica y de inversiones, se pronostican también enormes inversiones en exploración, explotación y desarrollo de infraestructura en la industria de los hidrocarburos. La producción de petróleo y líquidos asociados al gas natural está en pleno ascenso. En el norte, se están dando grandes inversiones en exploración y explotación de

petróleo y gas natural. Muchas sorpresas vendrán en los próximos dos a tres años.

En el área aledaña a Camisea, en los próximos cuatro años se tiene previstos perfo-rar cerca de 24 pozos exploratorios, algunos de los cuales ya muestran resultados favorables. Todo señala que un hallazgo reciente de gas natural y líquidos asociados, traerá importan-tes inversiones en producción en la zona de la selva en pozos de desarrollo y construcción de plantas de separación de líquidos.

Para evacuar el gas y líquidos de la selva a la costa, se requerirá también la construcción del Gasoducto Andino del Sur y poliducto asociado, que incluyen además las concesiones para distribución de gas (uso eléctrico, industrial, vehicular, comercial y domiciliario) en ciudades importantes como Arequipa, Cuzco, Juliaca y otras. Finalmente está la consolidación de un polo industrial petroquímico integrado en la costa sur de Perú, que incluye petroquímica de clase mun-dial del etano, metanol, urea, electricidad y exportación de gas vía GNL.

Se estima que en el periodo 2011 a 2016 las inversiones en hidrocarburos Perú llegarían a los 15,000 a 20,000 MMUS$. En un reciente evento en Lima, se pudo debatir qué es lo que necesitaba hacer Perú para conseguir o desarrollar el talento humano que necesita para estos desafíos, así como los pasos para anclar tecnología en el país. Lastimosamente no podemos decir que Perú tiene los avances y los planes que está concre-tando Brasil. Sólo le podríamos recomendar una muy seria mirada a los pasos que se dan en el país de la samba, para garantizar la sostenibilidad de una industria que siempre será tecnológica y de largo aliento.

Concluimos manifestando que la evi-dencia nos demuestra que la industria de los hidrocarburos presenta muchos mejores resultados cuando centra sus esfuerzos en factores de inversión, de desarrollo de talento humano y aspectos tecnológicos. La gestión política no puede llegar a 7,000 mts., bajo el nivel del mar, ni tampoco puede hacer viable gasoductos y oleoductos que crucen selvas con acaudalados ríos, ni elevadas montañas.

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

Documents

Noviembre 2010 - Petroleum 250