Octubre 2014 - Petroleum 297

Octubre 2014

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Generación de energía en campos offshore

2° Simposio de ExploradoresESCENARIO TECNOlOgíAESpECIAl

¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?

Colombia 2014

Bogotá • Noviembre, 04 - 07

Revista Oficial

INTERVIEW

Germán Espinosa

3Octubre 2014 / Petroleum 297

Octubre 2014Año 30, Nº 297

Portada:Instalaciones de la empresa mixta

Petroboscán en el campo Boscán, de crudo pesado, situado 40 km al suroeste de

Maracaibo, estado Zulia (Foto: Mirna Chacín)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

IN SITU

REFINACIÓN

LMKR presentó nueva versión de GeoGraphixLa actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales

SECCIONESCUADRANTEWAREHOUSEGENTECALENDARIOÚLTIMA PÁGINA

846474850

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INTERVIEWGermán Espinosa se despide de la industria petrolera colombianaTras 43 años de servicio y contribución al crecimiento de la industria, tomó la decisión de pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de vida cuyo eje es la familia

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ESPECIAL¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana? México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas

24

COFLU&CEMPO Colombia

DuPont presentó su línea de Tecnología de Protección

La organización del Primer Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza. El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos

La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal, incluyendo algunas de las marcas más reconocidas en la industria

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14

E&PPetrobras declara la comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa

Pdvsa y Rosneft fortalecen alianzas para extracción de gas

Nueva base de PMI Energy Services en Louisiana

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1717

Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana

I Simposio Latinoamericano Talento Humano y Gestión del Conocimiento

2nd. Latam Oil&Gas Summit

Summer NAPE Expo 2014

En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto una actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico

La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región

El evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo en el sector de petróleo y gas

Del 20 al 22 de Agosto se realizó en Houston la más grande exhibición para el mercado upstream de E&P

ESCENARIO2° Simposio de ExploradoresDel 27 al 29 de Agosto se celebró en Bogotá la segunda versión del encuentro organizado por la Sociedad Colombiana de Geología para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales

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34

36

38

39

ICG brinda consultoría especializada al Proyecto ReficarIndustrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de ampliación de la Refinería de Cartagena

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TECNOLOGÍADesafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshoreMichael Welch, Gerente de Marketing Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial, Siemens

42

Contenido

El equipo de LMKR en el lanzamiento de GeoGraphix® 2014 en Bogotá

México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente

La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia

10

24

42

4 Octubre 2014 / Petroleum 297

www.petroleumag.com

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

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

COLOMBIAFabiola Villamizar / Marketing ManagerCalle 114A, No. 19A-05. Bogotá - ColombiaTel: (+57 1) 742 8002, ext. 122. Cel: (+57 317) 512 [email protected]

USA Ricardo J. Soto / Global Marketing Director5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 [email protected]

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

Jorge Zajia, Editor

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved

Cornisa

“La edad de piedra no terminó porque se acaba-

ron las piedras”. Esta manida frase se le atribuye

a Ahmed Zaki Yamani (La Meca, 1930), quien du-

rante un cuarto de siglo, de 1962 a 1987, copó la

escena petrolera mundial, primero como Ministro

de Petróleo del reino de Arabia Saudí y luego como

Presidente de Saudí Aramco, la empresa petrolera

más grande del mundo, y Secretario General y Pre-

sidente de la Organización de Países Exportadores

de Petróleo, OPEP.

El Jeque Zaki Yamani tuvo una gran influencia

en el desarrollo de la industria petrolera de nuestros

días y, gracias a la seguridad en sí mismo, a su talen-

to para la estrategia y las negociaciones, contribuyó

notablemente al aumento de los precios del petró-

leo en 1973-1974, que convirtieron a Arabia Saudí,

con el 30% de las reservas mundiales probadas en

ese momento, en una superpotencia económica. Esa

gran influencia la utilizó también para liderar las

exigencias de los países de la OPEP en su propósito

por lograr una mayor participación y el control ab-

soluto de su industria petrolera.

Eran otros tiempos y todavía subyace en la

memoria como las famosas “Siete Hermanas”

(frase creada por Enrico Mattei para referirse a

las compañías que monopolizaban el mercado

mundial del petróleo: Exxon, Shell, BP, Mobil,

Chevron, Gulf y Texaco), empresas que operaban

como un cartel que mantenía muy bajos los pre-

cios del oro negro y la lucha tenaz de los países

productores para obtener un precio justo por su

valioso recurso. La creación de la OPEP en 1960

y la ola de nacionalizaciones que se concretaron,

en su mayoría, en la década de los 70´s, son el

resultado más visible de esa etapa de la historia.

Vale la pena recordar la angustia que generó la

certeza del agotamiento dramático de las reservas

mundiales de hidrocarburos -según el pronóstico de

universidades e institutos de investigación y hasta

de la propia agencia de inteligencia de Estados Uni-

dos, la CIA-, lo cual ocurriría apenas llegara el Siglo

XXI; o sea en el lejano ya año 2000, lo que desper-

tó la necesidad imperiosa de ahorrar y desarrollar

fuentes alternas de energía.

El aumento sostenido de los precios de los hi-

drocarburos -con una caída severa, pero coyuntu-

ral a finales de los 90´s-, estimuló el desarrollo de

nuevas tecnologías que han permitido monetizar

reservas de petróleo y gas, que jamás se hubiesen

podido desarrollar en un escenario de precios ba-

jos. Los gigantes descubrimientos costafuera y, más

recientemente, la producción de petróleo y gas de

las formaciones no convencionales (lutitas), han

contribuido a que en la actualidad exista una so-

breoferta del preciado carburante y que el mundo

se sienta seguro de contar con una fuente de energía

relativamente abundante, y realmente no tan bara-

ta, pero accesible al bolsillo de la gran mayoría de

los consumidores.

Estamos tratando de justificar y comprender

la realidad del negocio petrolero en la actualidad,

porque en el ambiente se percibe que ha habido una

desaceleración de la febril actividad de exploración

y producción de petróleo y gas, a la que existía un

lustro atrás. No es una caída brusca como la de ci-

clos anteriores de subida y bajada de los precios,

sino una situación más suave, que podría ser la con-

secuencia directa de una sobre oferta del recurso,

combinado con un cambio sostenido, sutil e imper-

ceptible, del patrón de consumo de energía.

La evolución de la humanidad es una constante

vital. El progreso y desarrollo de nuevas y mejores

formas de vida es indetenible. Esos nuevos estados

del comportamiento humano, con una marcada

influencia espiritual y filosófica ajena en el pasado

reciente, incide en un ahorro y reducción del consu-

mo de bienes y servicios. Si bien es creciente e inde-

tenible la masa humana que accede al consumo de

energías “nobles”, bien vale la pena incorporar a la

ecuación energética global el consumo per cápita.

Es casi evidente que este consumo individual

tiende hacia la baja. Hoy, por ejemplo se tiene más

conciencia de la necesidad de ahorrar electricidad

y gasolina. La alimentación, el vestuario y los bie-

nes de consumo en general, se han optimizado.

Esta tesis puede parecer temeraria, pero ha-

bría que conceptualizarla en un escenario distinto

al actual, donde la industria energética en general

y en particular la industria petrolera, están diseña-

das para atender una demanda futura basada en la

incorporación de mayor cantidad de personas con

un patrón de consumo de energía tal y como lo es

en la actualidad, sin tomar en cuenta que, aunque

el consumo de energía va a seguir en ascenso, lo va

hacer a una tasa individual menor que la actual.

En conclusión, a la luz de los recientes des-

cubrimientos de hidrocarburos a nivel mundial,

parafraseando a Yamani podemos decir “Que la

era del petróleo no se va a terminar porque se

acabe el petróleo”.


INDICE DE ANUNCIANTES

www.winsted.com

www.gruposugaca.comwww.slb.com

21

23 44

48 33 9

www.panthersmachinery.com

www.anteksa.com5 2211

52

12

www.lmkr.com/geographix

41 272 17

www.jereh-pe.com

49

www.lhramericas.com

1519 7

www.tradequip.com

www.welltec.com

2551

www.clampon.com

13

www.expooilandgascolombia.com

37

www.halliburton.com

www.tescocorp.com

www.magnetrol.com

www.varelintl.com

29www.ihs.com

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Nuevos Ministro de petróleo y Minería y presidente de pdvsa

Asdrúbal Chávez asumió como Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela, en

reemplazo de Rafael Ramírez, quien pasó a ser Canciller de la República y comandará la Vicepresidencia de Soberanía Política, que tiene como misión la transformación del Estado.

Chávez es ingeniero químico egresado de la Universidad de Los Andes en 1979 y comenzó su carrera en la industria en el pro-yecto de expansión de la refinería El Palito.

En 1989 fue asignado a la empresa UOP, en Estados Unidos, para realizar una especialización en procesos. En 2001 fue nombrado Gerente de Recursos Humanos de Bitúmenes del Orinoco pasando luego a formar parte de la junta directiva de la empresa. En 2003 fue nombrado Director

Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería de Venezuela

Eulogio del Pino, Presidente de Petróleos de Venezuela

Ejecutivo de Recursos Humanos de Pdvsa.En 2004 fue designado Director Ejecuti-

vo de Comercio y Suministro de la petrolera estatal y en 2005 Director de Pdvsa y de Citgo. También fue representante de dife-rentes filiales y empresas mixtas vinculadas a la estatal venezolana.

En 2007 fue nombrado Vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de Pdvsa, y en 2009 Viceministro de Petroquímica.

Nuevo Presidente de PdvsaEulogio del Pino fue designado como

nuevo Presidente de Petróleos de Venezuela.

Del Pino, quien desde 2005 ejerció como

Vicepresidente de Exploración y Producción

de la estatal petrolera venezolana, es inge-

niero geofísico graduado en la Universidad

Central de Venezuela, UCV, en 1979, con

maestría en Exploración en la Universidad

de Stanford en 1985.

Inició su carrera profesional en la filial

de Investigación y Desarrollo Intevep, donde

permaneció desde 1979 hasta 1990, cuando

comenzó a trabajar con una empresa esta-

dounidense. A su regreso al país se reintegró a

Pdvsa donde ha ocupado distintas posiciones

en el área de Exploración y Producción.

Desde 2005 es miembro de la Junta Di-

rectiva de Pdvsa, desempeñándose también

como Presidente de la Corporación Venezo-

lana de Petróleo.

El Presidente de Venezuela Nicolás Madu-

ro destacó el rol desempeñado por Ramírez,

quien estuvo 12 años al frente de la política

petrolera de la Revolución.

Asdrúbal Chávez está ahora al frente del Menpet. Eulogio Del Pino reemplazó a Rafael Ramírez como

Presidente de la petrolera estatal venezolana

www.anh.gov.co

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Cuadrante

Pemex inició su reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la Reforma Energética y contar con una estructura más ágil, flexible y eficiente. La empresa contará con dos subsidiarias: una de Exploración y Producción y otra de

Transformación Industrial. Asimismo, se anunció la creación de tres filiales que fortalezcan las actividades sustantivas para el desarrollo de Pemex: una de Perforación, que prestará servicios a los nuevos actores de la industria; otra de Logística y Transporte, para ofrecer servicios de manera competitiva y confiable, y una para la Cogeneración de Energía Eléctrica para colocar los excedentes en el mercado nacional, en coordinación con la Sener y la Comisión Federal de Electricidad, CFE.

Petrobras comprobó la extensión del descubrimiento de gas y petróleo ligero en el área de Moita Bonita de la Concesión BM-SEAL-10, Cuenca de Sergipe-Alagoas, con la perforación del pozo Moita Bonita 3 (3-BRSA-1244-SES / 3-SES-182). El pozo se localiza a 82

km del litoral de Sergipe, a unos 5 km del pozo descubridor Moita Bonita 1-BRSA-1088-SES (1-SES-168) y a una profundidad de agua de 2.790 metros. Durante la perforación se constató la existencia de reservorios con espesor de 40 m, con buenas condiciones de per-meabilidad y porosidad. Una prueba de formación confirmó la presencia de petróleo de 41ºAPI y la buena productividad del reservorio. Petrobras es la operadora de BM-SEAL-10, con 100% de participación.

Canacol informó que el pozo Palmer 1, el primero del programa de tres pozos de exploración de gas en el contrato de E&P Esperanza en la cuenca del Valle Magdalena Inferior, probó 15.5 millones de pies cúbicos estándar de gas seco por día (2.730 boepd). Tras

completar la prueba de flujo para determinar la capacidad final de entrega del reservorio, el pozo se unirá a la facilidad de procesamiento y transporte de gas operada por la compañía en Jobo. La Compañía tiene identificadas 2 locaciones siguientes para evaluar y desarrollar el descubrimiento Palmer a principios de 2015, una vez haya realizado el programa de perforación de exploración en Esperanza, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Fugro, la compañía de servicios de recopilación, procesamiento e interpretación de datos geológicos más grande del mundo, ganó un contrato de Pemex para realizar un survey geofísico multi site y geotécnico offshore. Dicho estudio fue adjudicado a Fugro México

en conjunto con sus asociados Constructora Subacuática Diavaz, S.A. de C.V. Estas actividades apoyarán el diseño y/o instalación de plataformas, oleoductos, jackups e instalaciones de aguas profundas. El valor total del contrato es de US$31,5 millones, y todo el trabajo que inició en Septiembre de 2014 deberá culminar en Mayo 2015.

Kerui Colombia impuso un nuevo récord de Tiempo no productivo (TNP) en jornadas de perforación. La empresa reportó que en el primer semestre de 2014 el pozo Z103H –un proyecto de perforación realizado para Party A en el sur de Colombia- finalizó sin

inconvenientes. Los períodos de perforación, finalización y construcción del pozo fueron de 12,35, 22 y 28 días, respectivamente. El TNP se redujo a 2.5 horas, sobre la base del TNP previo del pozo, de 5.5 horas. Desde 2010 el proyecto se había topado con muchos problemas, y mediante medidas orientadas a mejorar efectivamente la organización de la producción y la operación del proyecto, se logró cumplir el objetivo.

Sierra Oil & Gas, la primera empresa privada mexicana de exploración y producción de hidrocarburos, anunció que obtuvo US$525 millones de tres fondos de capital privado: Riverstone Holdings y EnCap Investments, de Estados Unidos, e Infraestructura Insti-

tucional, de México. Las inversiones de Sierra estarán enfocadas principalmente en las oportunidades que puedan detectar en las áreas de exploración, desarrollo y optimización de producción petrolera relacionadas con la reforma energética. Cada uno de los tres inver-sionistas tiene la opción de duplicar el capital comprometido a Sierra una vez que el monto inicial haya sido invertido en su totalidad.

YPF descubrió petróleo y gas convencional en bloque denominado “Los Perales” en la provincia patagónica de Santa Cruz, con un potencial de producción diaria de 200.000 metros cúbicos de gas y 370 barriles de petróleo. El pozo alcanzó una profundidad de

2.770 m. YPF es la principal productora de hidrocarburos de Argentina, con una participación que supera el 35% del mercado local de petróleo y gas. En Santa Cruz la producción diaria de la empresa de gas creció 15,2% en el segundo trimestre de 2014 respecto al mismo periodo de 2013, mientras la de petróleo creció 3,7%.

Petrobras recibió el premio a la Mejor Empresa de Petróleo y Gas en la 14ª edición del Anuario Valor 1000, otorgado por el diario Valor Económico, que elige las mejores empresas en 26 sectores de la economía brasileña. El ranking presenta anualmente las mil

empresas más grandes de Brasil por ingresos netos. La selección de ganadores se realiza de acuerdo a criterios de rendimiento tales como rentabilidad, liquidez, crecimiento sostenible, beneficio y creación de valor. Entre 2014 y 2018, el Plan de Negocio y Gestión de Petrobras prevé una inversión total de US$220.6 mil millones, lo que duplicará la producción en el país de 4,2 millones de bpd a 5,2 millones de bpd en 2020, incluida la producción de sus socios y la perteneciente al Gobierno Federal.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB, se ubicó como la segunda empresa petrolera con mayor utilidad en América Latina, en el ranking de América Economía. La mejor en términos de utilidades con respecto a las ventas fue Petroecuador, con 38%. La

ubicación de la petrolera boliviana, con el 23%, superó a Ecopetrol (21%); Pdvsa (17%); Petrobras (7,7%) y YPF de Argentina (5,7%). Por la comercialización de gas natural durante 2013, YPFB se ubicó en la posición 88 del ranking de ventas de la revista, avanzando 45 escaños con relación al estudio de 2012.


In Situ

Expertos de LMKR presentaron el 27 de Agosto en Bogotá lo nuevo de GeoGra-

phix® 2014, el módulo GeoGraphixPRO diseñado para incorporar herramientas que ayudan a reducir tiempos y costos en la toma de decisiones.

César Bolívar, Vicepresidente de Ventas para América Latina de LMKR-GeoGra-phix, tuvo a su cargo la apertura de la reu-nión con los clientes, en la que compartió información sobre la empresa, actualmente presente en 19 países, incluyendo Colom-bia a través de Asesoría en Ingeniería de Petroleos-AIP. Carlos Yáñez, Líder Téc-nico de Asistencia al Cliente de LMKR-GeoGraphix, dijo que GeoGraphix® 2014 ofrece la integración más estrecha entre el geólogo y las interpretaciones geológicas y geofísicas. Entre otras características, la herramienta mejora la precisión del cono-cimiento del yacimiento a través del mode-lado de superficie sellada. Permite realizar análisis de registros de pozos múltiples con capacidades de ecuaciones definidas por el usuario y visualizar superficies, pozos, diagramas sísmicos y diagramas de cercas en un entorno dinámico en 3D.

Lo nuevo de GeoGraphixLMKR Volume Attribute: Herramienta

de cálculo de atributos de volumen para los estudios sísmicos 3D. Incluye atributos de tiempo (Sample, Windows y Hillbert) como atributos de frecuencia de curvatura, geométricos y CAPS basados en una técnica patentada de descomposición espectral que permite obtener resultados con mayor preci-sión; capacidad de cálculo para producir di-ferentes combinaciones de los atributos, lee SEG-Y y GeoGraphix 3D datos, asimismo escribe en SEG-Y, GeoGraphix 3D y 3dh.

Volume Attribute (VA), una herramienta versátil que agrega valor en proyectos de interpretación de datos sísmicos, ofrece atri-butos convencionales y de última generación,

lMKR presentó nueva versión de

así como una total integración con GeoGra-phix (lectura y escritura de archivos 3dx).

No Convencionales: GeoGraphix facilita el estudio de yacimientos no con-vencionales dentro del módulo smartSEC-TION, utilizando una base de datos única. En este módulo se puede utilizar PRIZM (módulo de petrofísica) para el cálculo de TOC, fracturamiento de la lutita, entre otros cálculos y plantillas en una sección geológica integrada.

Planificación de Campo y Pozo GeoGraphix PRO/Field Planner: Ofrece

nuevas posibilidades de diseño de parcela que establece el número de franjas y pozos por cada lado de la parcela, así como su orienta-ción. Crea propuestas para todos los bloques que permite la selección de objetos; establece destinos por encima o por debajo de la super-ficie; calcula el campo de la planificación de pozos, analiza múltiples escenarios durante la planificación, y crea pozos propuestos sólo cuando es necesario; por medio del GeoAtlas permite ver las parcelas, lugares, propuestas y escenarios en capas separadas.

LMKR WellPlanner: Es un nuevo mó-dulo diseñado con las necesidades claves de la planificación del campo. Ayuda a la planificación de múltiples pozos, con la capacidad de visualizar la geología de superficies, crear rápidamente los surveys y con la misma facilidad hacer cambios en los planes existentes. Proporciona a los geólogos las capacidades necesarias para diseñar con precisión los pozos propuestos para maximizar la productividad. Se integra completamente con LMKR GeoGraphix para ofrecer un fácil flujo de trabajo del día a día y la planificación.

GeoGraphix PROVisualización Avan-zada 3D: Permite obtener una mejor comprensión del yacimiento. Utiliza las plantillas PRIZM existentes y el interpola-do de curvas para predecir características entre pozos, así como el relleno de litología, proporcionado claridad en el geomodelo. Simplifica la interpretación y visualización de datos y su flujo de trabajo, define fácil-mente el área de interés en visualización 3D y su contenido mediante la selección del área a desplegar del mapa de trabajo.

Stan Abele, Vice President Product Management, LMKR; Nixon Leguizamon, Director de Negocios Corporativos, AIP; Carlos Yáñez, GeoGraphix Support - Team Lead, LMKR; César Bolívar, VP Sales Latin America, LMKR; Sandra Pinzón, Comercial AIP; Juan Mario Aguas, Gerente General AIP; Gabriel Gil, VP Quantitative Interpretation, LUMINA; Jahanzeb M. Khan, Regional General Manager North & South America, LMRK y Leyda Parra, Coordinadora de Negocios AIP

La actualización 2014 de la avanzada herramienta de interpretación geológica ofrece nuevas técnicas de visualización 3D y mapeo que mejoran la comprensión del yacimiento, así como capacidades de

planificación rápidas y fáciles de usar, ahora también en campos no convencionales


In Situ

La organización del Congreso Colombiano de Fluidos, COFLU&CEMPO, avanza. El 20 de Agosto se realizó en Bogotá la conformación de su Junta Directiva y Comités Técnicos

En su misión de ampliar las fronteras del conocimiento técnico y científico

en las áreas de fluidos de perforación, completación, cementación, fractura-miento, reparación, estimulación, control de sólidos, tecnologías en tierra y costa afuera, el COFLU&CEMPO ha confor-mado un grupo de expertos profesionales quienes se encargarán de la organización

del que promete ser el evento técnico en fluidos y cementación más importante para el país.

El COFLU&CEMPO se realizará del 27 al 29 de Mayo 2015 en Cartagena con la finalidad de reunir a especialistas en fluidos de perforación, completación, cementación, fracturamiento, reparación, estimulación, control de sólidos y tecnologías en tierra y costafuera, de empresas estatales, operado-ras internacionales y contratistas.

lliam Uribe, Ecopetrol; Juan Alberto Torres,

Schlumberger; Mario Sedano, CPVEN;

Orlando González, World Oil Tools; Henry

Rueda, Hocol; Cristian Ferreira, Hallibur-

ton; Alex Camacho, Schlumberger y Jorge

Zajia, Petroleum.

El Comité Técnico tendrá a su cargo la aprobación de formatos de resúmenes y trabajos técnicos, así como su selección, calificación y clasificación para su presen-tación el 27, 28 y 29 de Mayo de 2015.Este comité se encuentra dividido en cuatro secciones: Comité de Cementación, Comité de Fluidos, Comité de Control de Fluidos y Comité Internacional. Comité de Cementación: Gino Nucci,

Ecopetrol; Sergio Acosta, Ecopetrol; Fa-

zael López, CPVEN; Juan Alberto Torres,

Schlumberger y Sebastián Calderón, Estrella

International Energy Service.

Comité de Fluidos: Andrés Acosta, Schlum-

berger; Jaime Castellanos, Qmax; Henry

Galindo, Ecopetrol y Ubaldo Marcuzzy,

Fluidos y Servicios.

Comité Control de Fluidos: William Dono-

so, Halliburton; Freddy Tovar, Ecopetrol;

Jorge Lizarazo, Ecopetrol; Larry Gómez,

Qmax; Alejandro Prieto, MI Swaco y Over

González, NOV.

Comité Internacional: Alan Arbizú, LMJ

Supply; Hugo Osorio, Saudi Aramco; René

Rivers, Fluidos y Servicios; Carlos Toro,

Baker Hughes; Juan Carlos Rojas y William

Durán, BPA.

Un aspecto clave del congreso es su propósito de contribuir con la memoria histórica del desarrollo y evolución de las tecnologías aplicadas en el ramo.

El objetivo del COFLU&CEMPO es compartir experiencias prácticas de diferentes empresas, con el fin de ampliar e intercambiar conocimientos, a la par de ofrecer un espacio comercial que permita a las compañías mostrar sus nuevas tecnologías y realizar nuevas conexiones con clientes estratégicos”

Comité Técnico y Junta DirectivaLa Junta Directiva quedó conformada

por expertos de la industria, quienes tendrán por objetivo la organización, difusión, direc-ción y elaboración del plan de presupuesto, entre otras funciones para el correcto desa-rrollo del evento. Sus miembros son: Wi-


La empresa líder en innovación mostró recientemente en Bogotá sus prendas de protección personal contra fuego, arco eléctrico, productos químicos y partículas Juan Medina, Líder de Ventas Zona Andina; Javier Subirain, Líder de Marketing Tecnologías de

Protección; Yurubí Fuenmayor, Comunicaciones Externas y Walid Jabba, DuPont Protection Technologies

In Situ

presentó su línea de Tecnología de protección

D upont combina innovación científica con su experiencia en manufactura,

para ofrecer una amplia variedad de productos y soluciones que ayudan a las industrias a tener un mejor desempeño en la prevención de riesgos.

Javier Subirain, Líder de Marketing de la Unidad de Negocios Tecnologías de Protección de Dupont, destacó que la compañía combina innovación científica con su experiencia en manufactura, para ofrecer una amplia gama de soluciones basadas en el conocimiento científico.

En la línea de ropa existen opciones

para tareas específicas, como el traje DuPont™ Nomex®, que ofrece protección contra fuego; o el Protera®, una prenda de protección contra arco eléctrico. Asimismo existe Tychem®, diseñado para manejo de productos químicos, limpieza de derrames o descontaminación y el Tyvek®, que ofrece protección ante peligros asociados con partículas sólidas, aerosoles líquidos y brumas pulverizadas.

Todos estos productos son ampliamente utilizados por profesionales de seguridad en la industria petrolera, por su efectividad en la prevención de riesgos o pérdidas de

personal, activos, productividad y costos operativos.

Walid Jabba, DuPont Protection Technology, realizó una demostración que permitió apreciar la calidad del material con el cual está confeccionado el Tyvek®, una microfibra que garantiza el mejor balance de protección, durabilidad y comodidad en condiciones extremas frente a productos similares en el mercado.

Los expertos de Dupont enfatizaron que el reto de la firma seguirá siendo desarrollar las soluciones necesarias para garantizar la seguridad de las personas y su entorno.


Escenario


E&P

Petrobras presentó a la Agencia Na-cional del Petróleo, Gas Natural y

Biocombustibles (ANP), la declaración de comercialidad de las acumulaciones de pe-tróleo y gas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim, áreas previstas en el contrato de Cesión Onerosa, localizadas en el presal de la Cuenca de Santos.

El volumen contratado a través de la Cesión Onerosa para las tres áreas, de 1.214 millones de barriles de petróleo equivalente, fue constatado en la fase exploratoria. Los reservorios del presal en estos campos son portadores de pe-tróleo de buena calidad, entre 26 y 29 grados API. Durante la ejecución del Plan Exploratorio Obligatorio, Petrobras adquirió datos sísmicos 3D en todas las áreas, perforó tres pozos obligatorios y dos pozos adicionales, con el objetivo de delimitar y caracterizar los reservorios de los yacimientos. Además, se realizaron tres pruebas de formación y una prueba de lar-ga duración para evaluar la productividad de los reservorios.

Los nuevos campos de Sépia e Itapu están localizados entre 185 km y 260 km de la costa del estado de Río de Janeiro a profundidades de agua de entre 1.850 metros y 2.250 metros. El campo Sul de

En la propuesta presentada a la Agencia Nacional de

Petróleo, Gas Natural y Biocombustible,

ANP, los nombres sugeridos para los nuevos campos fueron Sul de Sapinhoá

(Sul de Guará), Sépia (Nordeste de Tupi)

e Itapu (Florim)

pETRObRAS declara comercialidad de áreas de la Cesión Onerosa

Sapinhoá está localizado a unos 320 km de la costa del estado de São Paulo a una profundidad de agua entre 2.200 metros y 2.250 metros.

Conforme se divulgó en el Plan de Nego-cios y Gestión 2014-2018 de la compañía, las áreas de NE de Tupi (Campo de Sépia) y de Florim (Campo de Itapu) tendrán inicio de producción comercial en 2018 y 2020,

respectivamente. Petrobras está analizando las alternativas para el desarrollo del área de Sul de Guará (Campo de Sul de Sapinhoá) e informará la fecha del inicio de producción cuando ocurra la divulgación del Plan de Negocios y Gestión 2015-2019.

Las fechas mencionadas de entrada en producción de estos nuevos campos están en revisión y podrán ser modificadas o con-firmadas cuando del Plan de Desarrollo de cada área sea sometido a la ANP.

Con la declaración de comercialidad de las áreas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi y Florim se da proseguimiento al proceso formal de revisión del contrato de Cesión Onerosa, que será realizado bloque por bloque, teniendo en conside-ración las premisas técnicas y económicas de cada área. La expectativa es que la revisión del Contrato de Cesión Onerosa sea concluida en 2015.

Este proceso de revisión está en cur-so en las áreas de Franco y Sul de Tupi, cuyas declaraciones de comercialidad se hicieron en diciembre de 2013. De todos los bloques de la Cesión Onerosa solo el área denominada Entorno de Iara todavía no ha hecho efectiva su declaración de comercialidad, lo que debe ocurrir hasta Diciembre de 2014.

Con la declaración

de comercialidad de las áreas

de Sul de Guará, Nordeste

de Tupi y Florim se da

seguimiento al proceso formal

de revisión del contrato de

Cesión Onerosa, que será

realizado bloque por bloque,

teniendo en consideración

las premisas técnicas y

económicas de cada área”


E&P

La “shorebase” de PMI situada en la costa de Luisiana, ofrecerá mayor

protección ante fenómenos meteorológicos que los puertos situados directamente en la costa. Mantiene una estrecha proximidad a muelles de combustible y de lodos, estacio-nes de transferencia de residuos, patios de fabricación, astilleros, entre otras facilidades para apoyar a operadores de petróleo y gas costa afuera o tierra adentro.

Como parte de las alianzas estratégicas entre Venezuela y Rusia, representantes

de OJSC Oil Company Rosneft y directivos de Pdvsa se reunieron con el propósito de realizar un estudio conjunto de oportunida-des del gas costa afuera, específicamente en los campos Mejillones y Río Caribe.

Durante el encuentro se evaluaron diferentes mecanismos para extraer el gas de los yacimientos, con reservas importantes de hidrocarburos, y las po-tencialidades de estos campos.

El director de Pdvsa y director Ejecu-tivo de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos, Orlando Chacín, explicó que estos posibles acuerdos también son parte del intercambio de experiencias entre la empresa rusa y Pdvsa, para utilizarlas en el desarrollo de otras áreas costa afuera.

Subrayó asimismo, que la producción de estos hidrocarburos mar adentro, estaría destinada principalmente a satisfacer la demanda interna, en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y otras áreas que lo ameriten, y posteriormente se expor-taría a mercados de Suramérica y el Caribe.

En Mayo de este año, ambas empresas suscribieron un acuerdo para suministro de crudos y productos.

El Proyecto Mariscal Sucre contempla el desarrollo de cuatro campos ubicados al norte de la Península de Paria, Dragón y Patao (gas no Asociado), Mejillones (gas húmedo) y Río Caribe (condensado), para producir hasta 1.200 MMPCND de gas y hasta 28 MBD de condensado.

Durante un encuentro celebrado recientemente en Cumaná,

directivos de ambas empresas evaluaron mecanismos para extraer el gas de los campos

Mejillones y Río Caribe del Proyecto Mariscal Sucre

PMI Energy Services, compañía de Superior Energy Services, anunció la apertura de una base costera en Morgan City, Louisiana, que brindará apoyo a las actividades de plataformas de producción y perforación

pdvsa y Rosneft fortalecen

alianzas para extracción

de gas

Nueva base de pMI Energy Services en louisiana

Con un muelle de 600 pies puede alber-gar los servicios de una instalación de prime-ra clase. Incluye una amplia superficie para el manejo de materiales y almacenamiento temporal, tanto abierto como cerrado, para productos secos y equipos sensibles; estacio-namiento de corto y largo plazo; marinos y tripulantes de aviación; salas de reuniones; un centro de entrenamiento de seguridad; espacio de oficina para clientes; y oficinas satélite para coordinadores de logística.

“A medida que la demanda de recursos en el puerto de Louisiana se ha incremen-tado con las proyecciones de actividades de perforación en aguas profundas, PMI proporciona una solución alternativa para los operadores”, dijo Don Mehrtens, Vice-presidente de PMI.


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tos, Weatherford.


Interview

Tras 43 años de servicio en los que trabajó para

Ecopetrol, Arco y Cepcolsa, tomó la decisión de

pasar a retiro para emprender un nuevo ciclo de

vida cuyo eje es la familia

Germán Espinosa

En la industria no

necesitamos genios pero sí

buenos profesionales, buenos

colombianos y seres humanos”

se despide de la industria petrolera colombiana

Conocido por su amor a la profesión, por creer en la geología del país y tra-

bajar con altos estándares de calidad, que den seguridad a las operaciones en materia ambiental y en el relacionamiento con las comunidades, Germán Espinosa, un visio-nario y líder del sector petrolero, decidió que ya era hora de entregarse por entero a la familia y a sus hijos; a su vida personal.

Ingeniero de Petróleos egresado de la Universidad Industrial de Santander, trabajó durante 25 años en Ecopetrol, cuatro años en Arco y 14 años en Cepsa Colombia. A lo largo de su trayectoria labró una amplia experiencia en muchos campos, por lo que hoy es un convencido de las muchas posibilidades que tiene Colombia. “Creo

mucho en la gente, así que me retiro de

la Gerencia General de Cepcolsa con la

satisfacción del deber cumplido, tal como

lo hice de Ecopetrol y Arco, con el orgullo

de haber contribuido a formar un equipo

humano de alta calificación, con sentido

de pertenencia y un gran compromiso con

su empresa, a quienes les duele este país”, expresó con orgullo.

Seguro de que su ejemplo de vida seguirá siendo la línea operacional para Cepcolsa, agregó que se va tranquilo, y confía en que la compañía cuenta con la plataforma para seguir operando de manera exitosa; hace parte de su cultura organizacional actuar con ética y responsabilidad, y coherencia entre el discurso y la acción.

Visiblemente emocionado nos dijo: “Ayer recibí una nota de una de mis hijas

deseándome mucha suerte en mi nueva

vida. Agradecía que tanto ella como sus

hermanos fuesen formados bajo principios y

valores que les ayudaron a ser grandes seres

humanos y por ende, exitosos empresarios.

La familia ha sido muy importante para mí,

y lo es ahora en la decisión que he tomado;

influyeron mi esposa Amparo y mis hijos,

pero sobre todo, mis cinco pequeñas y po-

derosas razones, mis nietas”.

Hoy quiere darse la oportunidad de tener tiempo para ellos y para sí mismo; poder hacer cosas que no pudo por los compromisos y dedicación que implica estar al frente de una compañía de exploración y producción en Colombia.

Enamorado de la ingeniería de petróleosAl preguntarle qué le motivó a estudiar

ingeniería de petróleos, argumenta que desde muy joven le cautivó el tema de la exploración y producción de hidrocarburos. “Con el tiempo, la universidad y los años

en la industria, uno termina enamorándose

de esta profesión, que además de talento y

conocimiento requiere de mucha perseve-

rancia y mucha constancia. En la industria

hay muchos retos y muchas metas que

sobrepasan las capacidades de uno como

persona y de la misma compañía. Es lo que

la hace tan especial”. Agrega que el manejo de los riesgos es

muy importante porque en toda actividad, pero especialmente la industrial, lo único cierto es la incertidumbre y los riesgos aso-ciados. “En esta industria se requiere crea-

tividad, talento, arte para formular teorías y

probarlas para encontrar petróleo, y produ-

cirlo técnica, eficiente y económicamente”. Respecto a sus propias expectativas en

el sector, refiere que fueron sobrepasadas, por ello se va satisfecho, sintiéndose además privilegiado de haber podido estar en el lugar y momento oportunos de los grandes desarrollos petroleros del país en los llanos, en el Valle Superior del Magdalena, en Caño Limón, como Gerente General del Proyecto de Cusiana y Cupiagua de Ecopetrol, en el Piedemonte llanero y, más recientemente, en Cepsa Colombia.

El desarrollo de la industria Compartiendo su visión sobre el cre-

cimiento de la industria petrolera colom-biana, Espinosa refiere que ésta ha venido madurando y progresando por etapas. La primera parte con los desarrollos en Casanare y Huila, con la construcción de oleoductos regionales, la segunda etapa, con el descubrimiento de Caño Limón -“donde

alcanzamos la autosuficiencia petrolera y


Interview

Lo que más enfatizo

es la humildad y el trabajo.

Ha sido la línea con mis hijos

y en las empresas en donde he

estado”

logramos estar en el mercado de exporta-

ción de crudos”-, y luego el desarrollo de Cusiana y Cupiagua, que son los campos de producción más grandes del país.

- “Aprendí que tenemos muchos más

descubrimientos pendientes por concretar,

pero se requiere dedicación y perseverancia.

Colombia tiene un contrato petrolero muy

bueno y contamos con una Agencia Nacio-

nal de Hidrocarburos especializada. Cuan-

do ella fue creada se estableció un contrato

de concesión moderno y hoy contamos con

un nuevo sistema de oleoductos en el país.

También hemos ido avanzando en el tema

de seguridad física y jurídica, todo lo cual

apunta a la sostenibilidad del negocio. Aho-

ra estamos en una coyuntura un poco difícil,

se deben ampliar los horizontes que tiene

el país y se presentan grandes retos como

el offshore, los crudos no convencionales,

crudos pesados y el desarrollo del recobro

mejorado, que hacen que Colombia sea aún

más atractiva para la inversión”.

Sobre la posibilidad de nuevos des-cubrimientos, afirma que se necesita más actividad y exploración.

- “Creo que el país sí tiene prospectivi-

dad pero se necesitan programas de explora-

ción mucho más agresivos… más pozos; es

la única manera de saber si tenemos petróleo

o no. Es lo que nos ha faltado, una actividad

más agresiva, porque si bien el país pudo

llegar a la meta del millón de barriles por

día, la mayor parte de ella fue de campos

viejos con aplicación de nueva tecnología, lo

que ha sido muy importante, pero tenemos

unas cuencas muy grandes poco exploradas,

cuencas onshore y offshore en las que nos

falta completar la tarea”.

¿Cuáles son los desafíos que afectan actualmente al sector?

- “Hay unos factores coyunturales que

están afectando el desempeño de la indus-

tria. Por ejemplo, el tema del licenciamiento

ambiental y de conflictividad social. Hay

una desconexión entre lo central y lo regio-

nal, entre el país político y el país nacional,

tenemos que comenzar a mirar más a las

regiones y comenzar a impulsarlas como

factor de desarrollo. Otro asunto coyun-

tural es la seguridad, que obviamente está

impactando la actividad en cuencas muy

específicas. El desafío más grande no sólo

para el sector sino para el país es el horizonte

de autosuficiencia tan precario que tenemos;

hay que incorporar reservas nuevas que re-

nueven el inventario petrolero del país, de

modo que podamos extender ese horizonte

de autosuficiencia a términos razonables

acordes a las necesidades del mismo”.

Su gestión en Cepcolsa- “Cepsa Colombia ha sido un proyec-

to de éxito muy gratificante. Empezamos

de cero hace 14 años y hoy tenemos una

producción de 25.000 barriles por día y un

plantel de 330 trabajadores, e integrando a

los contratistas suman más de 2.300 perso-

nas. Hemos ido creciendo por etapas y de

forma muy exitosa, demostrando que ha

sido un proyecto que nos ha dado muchas

satisfacciones. Hoy la compañía cuenta con

una plataforma operacional de primer nivel

que le permitirá crecer en nuevas áreas”.

A su juicio ¿cuál ha sido el factor de éxito en la dirección de Cepcolsa?

- “Sin lugar a dudas nuestro programa de

Responsabilidad Social. Trabajar de manera

ardua y constante en el tema del post conflicto

y acciones enfocadas al manejo del agua. Para

Cepsa los principios y valores no se negocian,

debe existir coherencia entre el discurso y la

acción, y el objetivo es muy sencillo, simple-

mente hacer las cosas bien. La empresa mira a

las regiones, es responsable en sus operaciones,

con el entorno y el medio ambiente.

Una de las iniciativas bandera es el

programa denominado “Iniciativa por

el Agua”, el cual tiene como objetivo la

conservación, preservación y sostenibi-

lidad del recurso hídrico. Y en cuanto

al entorno se tiene un compromiso muy

grande, garantizar una operación limpia

sin vertimientos, con muy bajas emisiones


Interview

Colombia necesita programas exploratorios más agresivos, afirmó Germán Espinosa

atmosféricas y despachando el crudo en su

gran mayoría por oleoducto para evitar los

riesgos ambientales”.

¿Conocen las comunidades estos pro-gramas?

- “Si. Recientemente hicimos el pro-

grama sísmico Peguita 3D, un proyecto de

mucho éxito que involucró

a las comunidades. Comuni-

dades que hoy defienden la

sísmica y la forma cómo se

realizó el proyecto. Se invo-

lucró al sector empresarial

de Puerto Gaitán, brindando

oportunidades a la gente en

la región. Para Cepsa es im-

portante generar confianza y

creer en las comunidades, lo

cual ha sido un factor de éxito

en los 7 años que llevamos

operando en esa región. Y se

ha visto reflejado cuando se

han presentado situaciones

complejas, en las que hemos

contado con el apoyo de la

comunidad”.

La actuación gremialPara un profesional con las inquietudes

y visión de Espinosa, un pilar fundamental de su actuación ha sido la participación gremial; una experiencia enriquecedora por la posibilidad de compartir experiencias con

los colegas y de hacer aportes cardinales en la lucha por los futuros profesionales y la industria.

- “Hay dos tipos de asociaciones, las

profesionales y los gremios que agrupan a

las compañías de exploración y producción.

La Asociación Colombiana de Ingenieros

de Petróleo, Acipet, ha ejercido un lide-

razgo indiscutible en el país en materia de

hidrocarburos. Personalmente, tuve el honor

de participar desde muy joven en toda la

proyección de Acipet y la fortuna de ser

el fundador del Congreso Colombiano de

Petróleo y Gas en 1986, cuando se realizó

con el patrocinio de Ecopetrol y del Centro

Santander. Creo que la Asociación, cuerpo

consultivo del Gobierno Nacional, está to-

mando un rumbo alineado a lo que el país

espera de sus mejores profesionales; una

dirección adecuada que le permite a Acipet

opinar sobre los grandes temas nacionales

del sector, sobre los cuales debe existir un

buen balance entre gobierno, industria y

asociaciones profesionales, que sean críticos

pero también constructivos, que siempre

ofrezcan soluciones”.


Especial

Tras mucha controversia entre diversos sec-tores políticos y sociales de México, final-

mente fue aprobada la reforma que permitirá la participación privada nacional y foránea en la industria energética, y el establecimiento de un nuevo modelo de desarrollo en el país.

Desde la expropiación de la industria realizada en 1938 por el entonces Presidente Lázaro Cárdenas (1934-1940), el petróleo ha sido un símbolo de soberanía nacional para los mexicanos, razón por lo cual los intentos de abrir el sector al capital privado se vieron siempre frustrados.

Anunciada en Agosto de 2013, la re-forma comenzó su debate en el parlamento siendo declarada constitucional por la Comisión Permanente del Congreso en Di-ciembre del mismo año, tras ser aprobada en el congreso federal por una mayoría ca-lificada, y después de alcanzar el aval de 26 congresos estatales. Con esto se modificaron los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución y se aprobó que la legislación de México permita los contratos con empresas privadas nacionales y extranjeras en la explotación y extracción de petróleo y demás hidrocarbu-ros que se encuentren en el subsuelo.

Especial MÉXICO

¿Qué sigue a la Reforma Energética Mexicana?

Saliendo al paso a las descalificaciones hechas a la reforma, acusada de antipatrio-ta y antinacionalista, el Presidente Enrique Peña Nieto sostuvo que por el contrario, esta preserva y asegura la propiedad de la nación sobre Pemex, CFE (Comisión Fede-ral de Electricidad), los hidrocarburos en el subsuelo y la renta petrolera. Afirmó que la reforma abre las puertas a las inversiones privadas y a tecnologías de punta, lo que permitirá incrementar la producción de energéticos de forma transparente, eficien-te, competitiva y sustentable.

“Con esta reforma podremos extraer

petróleo de aguas profundas y aprovechar

mejor nuestros vastos yacimientos de lu-

titas. A partir de ello, el país reducirá su

dependencia del exterior y garantizará la

seguridad energética”, aseguró el manda-tario, destacando asimismo el estableci-miento de un nuevo modelo de desarrollo y crecimiento para las industrias petroleras y eléctricas y para que Pemex y CFE puedan modernizarse y prosperar en este nuevo entorno. “La Reforma las convierte en

empresas productivas del Estado, es decir,

siguen siendo empresas públicas pero ahora

cuentan con más autonomía para incre-

mentar su competitividad internacional”. Entre las acciones a implementar en el corto plazo están:• Acelerar la Ronda Cero de Pemex,

cuyas asignaciones fueron presentadas el pasado 13 de Agosto.

• Iniciar los trabajos de la Ronda Uno. • Decretos de creación del Centro Nacional

de Control de Energía y el de Gas Natural.• En Septiembre, Creación del Fondo

Mexicano del Petróleo para la Esta-bilización y el Desarrollo y presenta-

El nuevo marco legal

de la industria petrolera en

México permitirá generar

un entorno atractivo para la

inversión, fortalecer a Pemex

y mantener el control de la

Nación sobre los recursos

naturales”

México dio el paso hacia el mayor cambio en su historia reciente al poner fin a 76 años de monopolio estatal del petróleo y el gas


EspecialEspecial MÉXICO

ción del Programa Estratégico para la Formación de Recursos Humanos en materia de hidrocarburos, que incluirá becas a nivel de posgrado y técnico.

• En Octubre, publicación de todos los reglamentos de la legislación secundaria de la reforma energética; presentación del decreto de reestructuración y mo-

dernización del Instituto Mexicano del Petróleo, para fortalecer su misión como órgano nacional de investigación y desarrollo de la industria; y publica-ción de lineamientos para la emisión de los Certificados de Energías Limpias, estableciendo los incentivos necesarios para su desarrollo.

• En un lapso de tres meses, Emisión del reglamento de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección del Medio Ambiente del Sector Hidro-carburos.

Puntos sobresalientes de la reforma Pemex y CFE pasan de ser organismos

descentralizados a “empresas productivas del Estado”, cuya operación se sustentará en criterios de eficacia, eficiencia, honestidad, productividad y transparencia con base en las mejores prácticas de su sector respectivo. Mientras cambian de régimen, ambas podrán celebrar contratos con particulares bajo el nuevo marco legal vigente. Se establece un plazo de dos años, a partir de la publicación

de la reforma, para que ambas se conviertan en empresas productivas del Estado.

Se excluye al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (ST-PRM) de participar en el Consejo de Admi-nistración de Pemex, con lo que desaparecerá su influencia en las decisiones que a futuro tome este órgano de gobierno. Dicho Con-sejo se conformará por cinco consejeros del gobierno federal, incluyendo el secretario de Energía -quien lo presidirá y tendrá voto de calidad-, y cinco consejeros independientes.

Pemex y CFE deberán establecer normas de administración, organización, funcionamiento, procedimientos de contra-tación así como el régimen de remuneracio-nes de su personal para garantizar eficacia, honestidad, productividad, transparencia y rendición de cuentas. Sin embargo, los derechos laborales de los trabajadores actualmente enrolados en la plantilla de Pemex y sus subsidiarias serán respetados a cabalidad. Los nuevos criterios de re-muneraciones y prestaciones entrarán en vigencia a partir de la reforma.

El Presidente mexicano, Enrique Peña Nieto


La inversión que se

obtenga permitirá a México

consolidar un modelo de

hidrocarburos sostenible en el

largo plazo”

Especial MÉXICO

En materia de hidrocarburos…• Los esquemas de contratación reco-

nocen que el petróleo es propiedad de la nación en carácter de inalienable e imprescriptible, por lo que un esquema de concesiones permanece prohibido.

• La nación llevará a cabo la exploración y explotación de los hidrocarburos (lí-quidos y gaseosos) mediante asignacio-nes a empresas productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares, en los términos de la ley re-glamentaria. Las empresas productivas del Estado podrán también contratar con particulares.

• Se establecen cuatro modelos con-tractuales básicos para la exploración y extracción de hidrocarburos: 1) de servicios (con pagos en efectivo); 2) de utilidad compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la utilidad aún no establecido formalmente); 3) de pro-ducción compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la producción aún no establecido formalmente); 4) licencias (con pagos hechos por me-dio de la transmisión onerosa de los hidrocarburos, una vez extraídos éstos del subsuelo). También es posible una combinación de las cuatro opciones.

• La Secretaría de Energía, Sener, estará facultada a fin de otorgar permisos para tratamiento y refinación de petró-leo, así como para el procesamiento del gas natural.

• La Secretaría de Hacienda determinará las condiciones relativas a los términos fiscales de los contratos y licitaciones en exploración y explotación de hidro-carburos que expida la Secretaría de Energía.

• La Comisión Nacional de Hidrocarbu-ros deberá brindar asesoría técnica a la Secretaría de Energía. Además, podrá autorizar servicios de reconocimiento y exploración superficial, la realización de las licitaciones, asignación de ganado-res y suscripción de los contratos para exploración y explotación de hidrocar-buros, la supervisión de los planes de extracción que maximicen la producti-vidad del yacimiento en el tiempo y la regulación en materia de exploración y extracción de hidrocarburos.

Pemex inició el proceso de reestructuración interna a fin de aprovechar las herramientas que le ofrece la reforma energética y contar así con una estructura más ágil, flexible y eficiente

• La Comisión Reguladora de Energía tendrá facultades para otorgar permisos de almacenamiento, transporte, distribu-ción por ductos de petróleo, gas natural, gas natural comercial, petrolíferos, la regulación de acceso de terceros a los ductos de transporte y almacenamiento de hidrocarburos y la regulación de ventas de primera mano de los mismos.

• Pemex someterá a la consideración de la Secretaría de Energía (Sener), dentro de un plazo de 60 días naturales tras la aprobación del decreto, cuáles son las áreas en exploración y los campos en producción que el aún hoy organismo descentralizado esté en capacidad de operar, a través de asignaciones. La Sener contará con un plazo de 180 días naturales para dar su veredicto. Esto es lo que se denomina Ronda Cero.

• Pemex podría continuar trabajando en

proyectos vigentes en exploración por un plazo de tres años, prorrogables dos años más. Si hay éxito la empresa podría continuar con las actividades de extrac-ción. De lo contrario el Estado atraerá de nuevo los proyectos a fin de reasignarlos o eliminarlos.

• Si en el proceso de adjudicación de asignaciones “se llegaran a afectar inversiones de Petróleos Mexicanos, éstas serán reconocidas a su justo valor económico en los términos que para tal efecto disponga la Sener.

• En un plazo no mayor a 12 meses de en-trada en vigor la nueva Ley Reglamen-taria del artículo 27 constitucional, el Ejecutivo tendrá que crear el organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural, encargado de la operación del sistema nacional de ductos de transporte y almacenamiento.

En Electricidad…• La nación conservará el control exclu-

sivo del Sistema Eléctrico Nacional, el cual será operado por el órgano corres-pondiente, así como el servicio público de transmisión y distribución -en estas actividades no se otorgarán concesiones-, sin perjuicio de que la nación pueda celebrar contratos con particulares en los términos que habrá de establecer la legislación secundaria. Se quitan las


EspecialEspecial MÉXICO

palabras “generar”, “conducir”, “trans-formar” y “abastecer” energía eléctrica como potestades exclusivas de la nación.

• La generación y la comercialización de energía eléctrica serán abiertas a la participación de particulares, quienes por cuenta propia podrán llevar a cabo, entre otras tareas, la instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura nece-saria para prestar el servicio público de transmisión y distribución de la energía eléctrica que produzcan.

• La Sener establecerá los términos de estricta separación legal en la electri-cidad para fomentar el acceso abierto del sector, y el Congreso debe ajustar el marco regulatorio en el cual operará la Comisión Reguladora de Energía.

• En un plazo de 120 días naturales des-pués de la entrada en vigor de la Ley Reglamentaria de la industria eléctrica, el Presidente deberá crear el Centro Nacional de Control de Energía, el cual estará encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional, de ope-rar el mercado mayorista, y del acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. CFE deberá transferir los recursos materiales y humanos al Cen-tro para la operación del sistema y éste será independiente de la CFE.

Órganos Reguladores• La Comisión Nacional de Hidrocar-

buros y la Comisión Reguladora de Energía se convertirán en órganos reguladores coordinados. Seguirán como órganos administrativos des-concentrados de Sener, aunque se les dotará de personalidad jurídica propia, autonomía técnica y de gestión.

Desarrollo Sustentable• Se introduce el concepto de “sustenta-

bilidad” en el artículo 25 constitucional para que en el desarrollo económico se tome en cuenta el entorno ecológico.

• En las leyes secundarias, el Congreso deberá crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidro-carburos como órgano administrativo desconcentrado de la Semarnat, con autonomía técnica y de gestión.

Las visionesLo que analistas del sector esperan es

que según se vayan materializando las re-formas se verán sus efectos positivos en la economía. El abaratamiento de la energía traería incrementos de eficiencia en todas las industrias.

En teoría la reforma acaba con el mo-nopolio de Pemex y la Comisión Federal de Electricidad –CFE- , pero para que ese espacio no lo tomen grandes empresas ex-tranjeras se requiere de un Estado fuerte con los mecanismos necesarios para garantizar tal fin, así como empresas productivas en capacidad de competir.

Para el Instituto Mexicano de Ejecuti-vos de Finanzas la reforma abre grandes oportunidades para las empresas mexicanas en áreas de petróleo y gas natural, por lo que se considera como un cambio en la estructura de la economía nacional que tendrá un impacto en el largo plazo para el producto interno bruto (PIB) de 1.5 a 2%. El presidente del organismo, Daniel Calleja, declaró que era bienvenida la apertura a la competencia de áreas que hasta ahora fueron exclusivas de empresas del Estado. A su juicio la consecuencia inmediata de la reforma energética no será la baja de precios de electricidad y gas, pero sí la apertura de grandes oportunidades para las empresas mexicanas en el sector petrolero. Será un

Se busca establecer las

bases para que el tratamiento

y refinación del petróleo, el

procesamiento de gas natural,

así como el transporte y

almacenamiento pueda ser

realizado tanto por Pemex

como por el sector privado”


Pemex debe alcanzar niveles de eficiencia operativa a la altura de las mejores empresas del mundo en actividades de transformación y definir con precisión el mercado objetivo

reto importante que pequeñas y medianas empresas nacionales estructuren atractivas propuestas para los grandes grupos empre-sariales que hoy dominan el mercado, para lo cual se requiere ir capacitando personal y definir estrategias de negocio.

Aunque en el corto plazo Pemex y la CHE seguirán siendo los actores dominan-tes, se aspira a que de la reforma no quede un oligopolio de socios de Pemex.

Algunos beneficios que el gobierno y organismos internacionales estiman que derivarán de la reforma están los siguientes:• Captación de inversiones extranjeras por

US$10.000 millones anuales adicionales.• Creación de cerca de medio millón de

empleos adicionales durante el actual ejercicio gubernamental (2012-2018) y dos millones y medio hasta el 2025.

• Incremento de la producción de petró-leo de 2,5 millones de barriles diarios actualmente a tres millones en 2018 y 3,5 millones en 2025.

• Crecimiento económico de 1% en 2018 y aproximadamente 2% más para el 2025. De acuerdo al Fondo Monetario Internacional (FMI) el crecimiento po-dría ser cercano a un 4% de la economía local en unos cinco años.

Puesta en marchaAtendiendo a los lineamientos emana-

dos de la Presidencia de la República, de acelerar la ejecución de la reforma, a media-dos de Agosto de este año la Sener presentó las asignaciones de áreas de exploración y producción que conservará Pemex, a fin de que la petrolera tenga mayor certeza y

defina sus estrategias de inversión hacia el futuro, conocida como Ronda Cero y los trabajos de la llamada Ronda Uno.

El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, sostuvo que el tamaño total del área asignada a Pemex en la Ronda Cero alcanza una superficie cercana a 90.000 km2

y un estimado de 20.600 millones de barri-les de petróleo crudo equivalente, es decir, 15 años y medio de explotación al ritmo actual y otros cinco años en superficies de exploración.

Las áreas exploratorias asignadas, son aquellas que han sido estudiadas en mayor detalle por Pemex por lo que existe mayor certeza de descubrir más reservas con cos-tos de descubrimiento relativamente bajos o competitivos.

Para aprovechar las ventajas de aso-ciarse con otras empresas, se diseñó una estrategia que abarca tres frentes: 1. La migración de los contratos existentes,

los CIEPS o Contratos Integrales de Ex-ploración y Producción y los COPF o Contratos de Obra Pública Financiada, a los nuevos esquemas contractuales previstos a partir de la Reforma.

El primer paquete consistirá en la mi-gración de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses. Se trata de campos de la Región Sur, y de los activos en Poza Rica Altamira y Burgos en la Región Norte, con más de 569 millones de barriles de reservas 2P y recursos prospectivos de casi 1.300 millones de barriles. En estos campos, la inversión requerida para explotar la totalidad de la reserva 2P a lo largo de la vida de estos

contratos asciende a US$1.380 millones. También se contempla la migración

de otro paquete de 11 contratos inte-grales o de obra pública financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de 1.600 millones de barriles en reservas 2P. Estos contratos migrarán a las nuevas modalidades entre Febrero y Agosto de 2015, con una inversión aproximada para explotar las reservas 2P de US$33.000 millones.

2. La búsqueda de socios para el desarro-llo de campos asignados a Pemex en la Ronda 0. Un grupo de 10 proyectos que por su alta complejidad técnica, intensidad de capital o por otras con-sideraciones estratégicas se pueden beneficiar de la participación de com-pañías que complementen el capital, el conocimiento, y la capacidad operativa de Pemex. Dichos proyectos se agrupan en cuatro paquetes: Campos maduros, incluye 3 campos terrestres en los que el objetivo es optimizar el factor de recuperación y rentabilidad mediante la aplicación de tecnologías de punta (en conjunto concentran 248 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y requieren una inver-sión mínima de US$1.700 millones en los siguientes cinco años); los campos de crudo extra-pesado Ayatsil, Tekel y Utsil (estos campos tienen reservas 2P de 747 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y suponen una inver-sión de más de US$6.200 millones en los siguientes 10 años); desarrollo de dos campos gigantes de gas en aguas profundas (contienen 212 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 2P y suponen inversiones de US$6.800 millones en un horizonte de diez años); desarrollo de los campos recientemente descubiertos en aguas profundas en el área de Perdido, en particular, Trión y Exploratus.

3. Definición de aquellas asociaciones para que puedan fortalecer la posición competitiva de Pemex y que signifique un desarrollo de competencias técnicas y organizacionales para competir en las rondas 1 y subsecuentes en la Comisión Nacional de Hidrocarburos en los si-guientes meses.

Especial MÉXICO


Escenario

Del 27 al 29 de Agosto representantes de organismos gubernamentales, pro-

fesionales y representantes gremiales del sector geológico y minero en Colombia se reunieron en el II Simposio de Exploradores realizado en Bogotá para debatir sobre los actuales temas que dificultan la exploración de hidrocarburos y minerales, presentar tendencias sectoriales, propuestas para la adecuada administración e historias de caso.

El evento fue organizado por la Sociedad Colombiana de Geología, con el patrocinio de la American Association of Petroleum Geologists, AAPG; la Asociación Colombia-na de Ingenieros de Petróleo; la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos; la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agen-cia Nacional de Minería, Ecopetrol, Equion y el Servicio Geológico Colombiano.

“Los retos que presenta la industria ac-

tualmente son muy diferentes a los de hace

30 años: Ideas y presupuesto era suficiente

para incorporar hallazgos”, enfatizó Carlos Vargas, Presidente de la SCG, quien agregó que las dinámicas del sector siempre son fluctuantes y la industria debe prepararse

En el marco de este evento se analizó la relación reservas y producción de Colombia, que alcanza los 6.6 años, justificando como prioridad nacional la intensificación de la actividad exploratoria que se ha

visto retardada por excesivos requerimientos ambientales y sociales

Participantes del Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la industria del O&G: Alejandro Niño Muñoz, Tamayo & Asociados; Hernando Dueñas, Bioss SAS; Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología, Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Jaime Checa, Presidente Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo y Andrés Reyes, Director del Instituto Colombiano del Petróleo

para enfrentar las circunstancias negativas que se presentan, la competencia internacio-nal, así como los retos técnicos y científicos, para mantener el equilibrio del sector y de la economía colombiana.

Ante la preocupación existente por las actuales dinámicas del sector, se resaltó la importancia que tienen las profesiones de las geociencias para el presente y el futuro del país, y a lo largo de tres días de discu-sión diferentes expertos exhortaron a sus colegas a reflexionar sobre la eficiencia de su carrera.

“El futuro del país está en la explo-

ración y la exploración está en ustedes

geólogos y geofísicos. Acá está la sabiduría

que se debe ordenar para producir resul-

tados y llegar a los descubrimientos que

necesitamos”, afirmó Hernando Barrero, Presidente de la Acipet.

Programa El programa abordó temas de desa-

rrollo para el sector minero energético, tomando como eje de discusión los conoci-mientos técnicos y científicos para afrontar las actuales dificultades. Se realizaron tres cursos dirigidos a geólogos, geofísicos, ingenieros de petróleos y profesionales de otras áreas. También se desarrollaron seis paneles denominados Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Oil and Gas, Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera, Conciliando Medio Ambiente y Exploración, Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos y Retroa-limentando el Marco Regulatorio de los Recursos Minero-Energéticos.

La industria no debe

reemplazar las funciones del

estado pero sí realizar un

trabajo conjunto que viabilice

las operaciones del sector y

la incorporación de nuevas

reservas de hidrocarburos”


Escenario

Francisco Lloreda compartió sus re-flexiones sobre los desafíos de la industria y aseguró que en Colombia no se ha entendido que es determinante lograr mantener la auto-suficiencia. “Existe una necesidad imperante

de viabilizar la exploración para incorporar

nuevas reservas que sustenten el Marco Fiscal

del Mediano Plazo”, dijo, alertando sobre el hecho de que no se entienda claramente lo que puede significar para Colombia que a la vuelta de siete años sus reservas de hidro-carburos no sean suficientes. Aseguró que la ACP entiende las complejidades existentes y trabaja en infraestructura, seguridad, el modelo de licenciamiento ambiental, los desafíos desarrollados en los entornos am-bientales y la competitividad para lograr este incremento.

Jaime Checa expresó que el tema no es sólo de los petroleros si no del país, así que se debe entender el contexto del marco fiscal con las reservas probadas porque se muestra un vacio gigante que desencadena la pérdida de la perspectiva fiscal y salir a

Foro Nuevas Tendencias Exploratorias de la Industria del O&g

Foro Nuevas Tendencias Exploratorias en la Industria Minera

Coordinador: Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH

Panelistas: Francisco Lloreda, Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo – ACP; Jaime Checa, Presidente

de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP; Andrés Reyes, del Instituto Colombiano del

Petróleo –ICP/Ecopetrol y Hernando Dueñas, CEO de Asociados

Panelistas: Rafael Alfonso, Gerente General de Este-Oeste Minerals; Alessandro Cecchi, Vicepresidente de Exploración de Gran

Colombia Gold; Mauricio Castañeda, Vicepresidente de Exploración de Continental Gold; Timoleón Garzón, Principal Geologist

- Project Generation de Anglo Gold Ashanti; Carolina Rojas, Gerente de Promoción de la Agencia Nacional Minera–ANM; Gloria

Prieto, Directora de Recursos del Subsuelo del Servicio Geológico Colombiano – SGC; Juan Carlos Molano, Profesor Asociado

del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia y Gloria Patricia Gamba, Subdirectora Ejecutiva de la

Cámara de Asomineros–ANDI

comprar hidrocarburos. Dijo que las reper-cusiones ya se están notando con impuestos como el 4 por mil y la declaración de renta; no obstante, el país no es consciente de esto y sólo la exploración podría sacarlo de esta situación.

Hernando Dueñas señaló que el estable-cimiento de líneas ambientales regionales debería ser suficiente para los ejercicios exploratorios. Sin embargo, para Andrés Reyes, hay otros elementos a tener en cuen-ta para garantizar éxito en la exploración, tales como la incorporación de nuevas tecnologías y la formación del talento humano.“Es inexplicable que no existan en

Colombia programas de pregrado en Geofí-

sica a pesar de su gran demanda”, acotó.Juan Fernando Martínez y Alejandro

Niño concluyeron que existe un enorme potencial en los contratos de Exploración y Producción firmados con la ANH. Su adecuada gestión institucional y efectiva in-versión, podrían garantizar la incorporación de nuevas reservas. Martínez puntualizó la necesidad de cambiar paradigmas para hacer de lo real algo útil. “Hace falta rigu-

rosidad técnica y la restructuración mental,

porque así se tenga un entorno ideal no se

encontrará petróleo hasta no dar un enfoque

diferente”, dijo.

Este foro concluyó con una invitación a enfrentar con liderazgo el contexto negativo en las calificaciones perceptivas internacio-nales sobre el ambiente político para el de-sarrollo de la actividad minera en Colombia. La modernización del proceso minero en Colombia se podría centrar en el desarrollo de proyectos de alto tenor y el descarte de proyectos extensos de bajo tenor cuya ren-tabilidad económica es marginal, expuso Alessandro Cecchi. Pero en este contexto,

se requiere superar la percepción negativa de algunas comunidades sobre la industria minera, como lo afirmó Rafael Alfonso.

En las exposiciones de Mauricio Casta-ñeda, Timoleón Garzón y Juan Carlos Mo-lano, se puso en evidencia las interesantes posibilidades técnicas con que cuenta Co-lombia para hacer efectiva una exploración de clase mundial. Sin embargo, temas como la minería ilegal anexa a grandes proyectos, principalmente de oro, desestimulan la

exploración que por muchos años y a altos costos hicieron las compañías formales; “se requiere de más control por parte del

Estado”, afirmó Castañeda. Carolina Rojas señaló que la ANM

tiene el compromiso de fortalecer temas de control y viabilizar estos proyectos, además, afirmó que esta actividad se articula en procesos competitivos con una preparación, diseño, lanzamiento, evaluación y adjudicación.

Hoy la industria de

los hidrocarburos aporta a los

ingresos nacionales recursos

del orden de 32 billones de

pesos, que son el 15% del

presupuesto nacional y el 21%

de los recursos corrientes de

la nación que se reflejan en

impuestos y regalías”


Escenario

Una de las principales conclusiones de este foro se basó en proponer al Gobierno Nacional el estudio de posibles áreas de E&P desde toda la rigurosidad ambiental antes de ser asignados. Los costos de estos estudios se trasladarían a las compañías adjudicatarias.

Cristian Rojas, sustentó el rol articula-dor del Ministerio de Minas y Energía con diferentes instancias del Gobierno para hacer viable las actividades exploratorias de los re-cursos minero-energéticos de Colombia. En tal sentido, Gonzalo Andrade ilustró cómo los trabajos liderados por instancias acadé-micas y varios ministerios han permitido el desarrollo de inventarios sobre biodiversi-dad; a su juicio “en un trabajo coordinado

es posible conciliar áreas de especial cuidado

ambiental con actividades exploratorias”.

Edgar Aguirre por su parte planteó la

Foro Conciliando Medio Ambiente y ExploraciónCoordinadora: Brigitte LG Baptiste, Directora General del Instituto Alexander Humboldt

Panelistas: Cristian David Rojas, de la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales del Ministerio de Minas y Energía; Gonzalo Andrade, del Instituto de Ciencias Naturales de la Universidad Nacional de Colombia; Edgar Aguirre, Junta Directiva de Acipet; Juan Fernando Martínez, VP Técnico de la ANH; Luz Mila Sotelo Delgadillo, de la Subdirección de Gestión y Manejo de Áreas Protegidas de Parques

Nacionales de Colombia y Manuel Rodríguez Becerra, Ex Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible

problemática de desinformación, parti-cularmente relacionada con el verdadero impacto de las actividades de la industria sobre el Medio Ambiente. “Debe educarse

a los medios de comunicación y canalizar

respuestas institucionales sobre las proble-

máticas ambientales”, afirmó. Luz Mila Sotelo, presentó el avance de

una propuesta desarrollada por Parques Naturales y la Agencia Nacional de Hidro-carburos-ANH, centrada en la definición de una zona de amortiguación ambiental alre-dedor de Parques Naturales; para Sotelo se debe iniciar un diálogo “entendiendo que es-

tas zonas no quedan excluidas para las acti-

vidades de E&P, pero se debe tener extremo

cuidado”. Según Juan Fernando Martínez, existe todo el compromiso institucional por parte de la ANH para hacer actividades de

E&P con extremo cuidado. Afirmó que “la

definición de bloques para ser adjudicados,

se basa en las definiciones propuestas por

las autoridades ambientales”.

Para Manuel Rodríguez prevalece una desconfianza hacia las entidades estatales, debido a los antecedentes ambientales que la comunidad no ha olvidado. En su opinión se debe “crear un nuevo contexto

de responsabilidad institucional sobre los

temas ambientales y mejora del conoci-

miento para la toma adecuada de decisio-

nes ambientales”. Brigitte Baptiste reconoció que se está

haciendo mucho desde la institucionalidad para legitimar esta responsabilidad, sin embargo, aún se requiere mayor esfuerzo que involucre a las instituciones académicas e investigativas para apoyar esta cultura.

Conciliando Sociedad y la Actividad Exploratoria de los Recursos Minero Energéticos

Coordinador: Oscar Paredes Zapata, Director General del Servicio Geológico Colombiano-SGCPanelistas: Marcela Reina, Profesional del área Social de Ecopetrol; Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo de la Cámara Asomineros-

ANDI; Aida Giraldo, Gerente de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social; y Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración de Minera

Esta sesión giró en torno a la viabilidad social para el desarrollo de la exploración.Eduardo Chaparro sugirió que se debe forta-lecer la confianza hacia la industria, la cual ha venido disminuyendo por la desinformación y falta de conciencia sobre el concepto de minería moderna. Sostuvo asimismo que existe una falta de claridad en las políticas mineras y ambientales, las cuales demoran la otorgación y uso de los títulos mineros.

Marcela Reina al explicar el proceso llevado a cabo durante la realización del programa sísmico Silvestre 2D, dijo que para Ecopetrol es esencial cumplir riguro-samente cada uno de los reglamentos de la consulta previa.

Aida Giraldo, sustentó cuatro puntos críticos que afectan la exploración: 1) la pequeña y altamente demandada red de vías, 2) el poco rigor en los estudios de

Carlos Vargas, Presidente Sociedad Colombiana de Geología; Oscar Javier Quesada, Director de Planeación para la Exploración, Mineros S.A; Marcela Reina, Gestión Social de Ecopetrol; Aida Giraldo, Gerencia de Soluciones Ambientales y Sociales; Sorelli Paredes, Consultora Social y Eduardo Chaparro, Director Ejecutivo, Cámara Asomineros-ANDI

consulta previa, 3) la poca comunicación entre Estado-Industria-Comunidad, y 4) la falta de evaluación social del impacto de los proyectos. Sorelli Paredes afirmó que se debe ampliar la capacidad de los minis-terios para la creación de protocolos que

rijan de manera correcta la Consulta Social. Oscar Paredes recalcó la necesidad de

mejorar la percepción que existe de la indus-tria, las licencias y títulos otorgados e invitó a que construyan mejoras en los conceptos que sustentan estos temas.


Escenario

Retroalimentando el MarcoRegulatorio de los Recursos

Minero-EnergéticosCoordinador: Alberto Moncada, Profesor de la Universidad

Externado de ColombiaPanelistas: Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de

Contratos de Hidrocarburos de la ANH; Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Agencia Nacional de Minería-ANM; Camilo

Gómez, Asesor de la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME; y Sandra Leyva, Asesora de la Unidad de Planeación

Minero Energética-UPME

Alberto Moncada, Profesor Universidad Externado de Colombia; Diana Daza, Representante Ministerio de Minas; Carlos Mantilla McCormick, Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH e Iván Giraldo, Gerente de Contratación Minera, Mineros S.A.

En este foro se profundizó en los aspectos más relevantes de la regulación minera y petrolera en Colombia. Diana Daza, Iván Giraldo y Carlos Mantilla presentaron los elementos legales que marcan el Régimen de Contratación. Mantilla explicó la forma como se realizan los Contratos de Concesión y Asociación de Exploración y Producción y TEAs, en un procedimiento de contratación abierta (Ronda Colombia). Manifestó que se está analizando la opción de otorgar contratos por asignación directa en áreas menos atractivas y con menor competencia. Concluyó en la importancia de realizar una modernización de la regulación, una reforma al régimen técnico.

Alberto Moncada presentó un análisis crítico del contrato petrolero. Argumentó tres condiciones para revitalizar la indus-tria petrolera en Colombia: 1. Creación de una Superintendencia Petrolera adscrita a la ANH que garantice un adecuado control a los temas de E&P, 2. Asignación de bloques licenciados ambiental y socialmente, 3. Revisar el carácter sancionatorio de la actual legislación petrolera.

Camilo Gómez puntualizó la necesidad de incorporar mejoras en el Plan de Ordenamiento Minero en busca de garantías para el desarrollo de una minería formal y más sustentable.

Sandra Leyva por su parte, presentó proyecciones de produc-ción e incorporación de nuevas reservas petroleras, para viabilizar el marco fiscal de mediano y largo plazo, así como, planificar escenarios de exploración para los próximos años.


Escenario

Dada la importancia que tiene para la industria petrolera conocer y evaluar

el potencial de los ecosistemas presentes en las áreas donde se realizan sus actividades de exploración y producción, se realizó en las instalaciones del Metropolitan Club de Bogotá el Primer Foro del Agua, en el cual gobierno, regiones, científicos ambientales y la industria se pronunciaron a favor de un uso consciente del vital líquido.

Cepcolsa ve el agua como recurso de vida y eje de la interdependencia entre espe-cies silvestres, ecosistema y seres humanos, motivo por el que toma la vocería en este tema, intimamente vinculado con una ope-ración responsable con el medio ambiente. El foro reunió a públicos estratégicos con la finalidad de compartir la iniciativa con otras compañías del sector, en el interés de propi-ciar estrategias orientadas a la conservación.

Mauricio López, Director Ejecutivo del Pacto Global de Las Naciones Unidas para Colombia, presentó el Mandato por el Agua que tiene por objetivo llamar a los gerentes y líderes de negocios a nivel mundial a llevar acabo estrategias para la supervisión y gestión del agua en los siguientes niveles:

Operaciones directas, llevar a cabo una evaluación completa del agua para conocer el alcance de uso de la empresa y establecer metas para la relación de la conservación del agua y el tratamiento de aguas residuales, uso de tecnología, aumento de conciencia sobre la sostenibilidad del agua en la cultura corporativa y la inclusión de consideraciones de sostenibilidad del agua en la toma de decisiones del negocio; Cadena de Sumi-nistro, animar a los proveedores a mejorar sus prácticas entorno a la conservación del agua, desarrollar capacidades para analizar y responder a los riesgos de la cuenca; Acción Colectiva, construir vínculos más estrechos con las organizaciones de la sociedad civil

En su misión de realizar operaciones respetuosas con el medio ambiente, Cepcolsa realizó el 22 de Agosto esta actividad especial en pro de la preservación del recurso hídrico

Primer Foro del Agua en la Industria Petrolera Colombiana

a nivel regional y local, así como el trabajo con el gobierno y el público nacional; Po-líticas Públicas, contribuir con insumos y recomendaciones para la formulación de la regulación, ejercicios de negocios a través de los CEO junto al estado para ser defensores de la sostenibilidad del agua; Compromiso con la Comunidad, tratar de entender los problemas de agua y saneamiento en las comunidades en donde se opera, fomentar y proporcionar apoyo a los grupos locales, gobiernos e iniciativas a favor del recurso; Transparencia, incluir una descripción de las acciones en marco al Pacto Mundial enfoca-do al Mandato sobre el Agua.

Estudios Ambientales José Saulo Usma, Director del Programa

de Agua Dulce de WWF, resaltó que sólo existe un 2.5% de agua dulce en el planeta contenida en los humedales y sólo el 1% para el consumo humano, del cual 70% está destinado a la agricultura, 22% a la industria y 8% a uso doméstico. El experto sostuvo que existen cambios demográficos, aumento en la escasez de agua, cambios en la seguridad alimentaria, cambio climático e indiferencia ciudadana que generan dife-

rencias en el futuro hídrico global. Sugirió realizar investigaciones sobre la biodiversi-dad para su conservación y comercialización justa, identificación de áreas de alto valor de conservación para concertar con sectores productivos su no conversión; huella hídri-ca, custodia del agua y la gobernanza por el agua de parte de comunidades locales.

Brigitte Baptiste, Directora del Instituto Von Humboldt, presentó los datos de la variación de la oferta hídrica en la región de Orinoquía disponible mensualmente durante el año, durante condiciones hidro-climáticas secas. Asimismo, expuso los resultados de un análisis de las variables claves para la transformación del territorio, analizando los sectores de hidrocarburos, minería, hidroeléctrica, infraestructura vial y líneas de transmisión eléctrica. En hidro-carburos se concluyó que tiene incidencia en la remoción y pérdida de la cobertura vegetal, generación de residuos sólidos y escombros, cambios temporales en el uso del suelo y la generación o dinamización de procesos erosivos; sin embargo, se com-probó que los otros sectores tienen igual o mayor incidencia en el medio ambiente, in-cluyendo factores como el ahuyentamiento

Fernando Trujillo, Director Científico Fundación Omacha; José Saulo Usma, Coordinador Programa de Agua Dulce WWF; Brigitte Baptiste, Directora Instituto Von Humboldt; Felipe Arias, Presentador y Moderador; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa


Escenario

Eduardo Montealegre, Gerente de Responsabilidad Integral de Cepcolsa; Alfredo Gruber, Gerente General de Vetra; Germán Espinosa, Gerente General Cepcolsa

de comunidades faunísticas y el incremento de la demanda de agua en donde la industria petrolera tiene la menor incidencia.

Regiones Giovanna Barrera, Directora General de

Cormacarena, presentó la política Nacio-nal de Gestión del Recurso Hídrico, cuyo objetivo es garantizar la sostenibilidad del recurso, mediante una gestión y uso efi-cientes, articulados al ordenamiento y uso del territorio, mediante la implementación de instrumentos económicos, seguidos de la evaluación, seguimiento y control a las autorizaciones ambientales, formulación de reglamentación de corrientes priorizadas, el plan regional de monitoreo del recurso y apoyo a programas de mejoramiento de la calidad hídrica. La política se ha imple-mentado con éxito desde 2013, cuando se inició su divulgación en siete municipios y 3 veredas del departamento del Meta.

GobiernoCatalina Cortés, Coordinadora del

Grupo de Adaptación al Cambio Climático del Ministerio de Ambiente afirmó que la temperatura va a aumentar y se perderá precipitación por lo cual es importante planificar una acción frente a este fenómeno, ya que la suma de la condición de vulne-rabilidad y el riesgo no gestionado podría desencadenar un desastre. El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático tiene por objetivo reducir el riesgo y los impactos socio económicos y ecosistémicos asociados a la variabilidad y al cambio climático en el país, teniendo como ejes estratégicos la

Durante el desarrollo del panel sobre Regiones, Edgar Emilio Rodríguez, Asesor para la ANH; César Augusto Cortés, Subdirector de Control y Calidad Ambiental Corporinoquia; Catalina Cortés, Coordinadora del Grupo de Adaptación al Cambio Climático Ministerio de Ambiente y Giovanna Barrera, Directora General Cormacarena

biodiversidad y los ecosistemas, el recurso hídrico y las zonas costeras, los sistemas alimentarios resilientes al clima, la infraes-tructura básica y los sectores privados, por lo que se diseñó un plan de ruta para la for-mulación del plan de adaptación a aplicar en cada territorio.

Edgar Emilio Rodríguez, Asesor en la Gerencia de Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente para la Agencia Nacional de Hidrocarburos tuvo a su cargo la presenta-ción “El Agua Como Eje de la Gestión de la ANH”, destacando que en la estrategia ambiental 2014 - 2018 se contem-pla el licenciamiento y la planificación ambiental para el sector de hidro-carburos, nuevos retos ambientales en offshore y no convencionales y el conocimiento y manejo del recurso hídrico. Dijo que para el sector de hidrocarburos se busca dinamizar los procesos de ordenamiento ambiental del territorio en 59 cuencas hidro-gráficas que serán ordenadas por las CAR vía Ministerio de Ambiente y en 18 cuencas hidrográficas en las que se encuentran 64 bloques de hidrocarburos; en cuanto al conocimiento y manejo del recurso hídrico se contempla la repotenciación e instalación de estaciones meteorológicas e hidrológicas del IDEAM en la Orinoquía para generar información meteorológica periódica, espe-

La compañía incluye cuatro estrategias para impulsar iniciativa: Proyectos de conserva-ción de cuencas hidrográficas en las áreas de interés de la empresa, minimización de la captación de agua de fuentes superficiales, gestión de alianzas con los grupos de interés para proteger el recurso hídricos, innovación en los tratamientos de aguas residuales e implementar el reuso de agua, la generación y divulgación de información sobre el agua y su uso responsable en los proyectos.

cífica y oficial para el sector, la realización de estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, en colaboración de la academia, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que incorporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad, entre otros estudios participativos comunitarios en el piedemonte de la Orinoquía y zonas alto andinas, con experiencias demostrativas alrededor de actividades en sísmica que in-corporen las percepciones de la comunidad y aclaren la realidad sobre la actividad.

IndustriaEl I Foro del Agua concluyó con el

lanzamiento por parte de Cepcolsa de la Iniciativa por el Agua, programa que tiene por objetivo la gestión integral del recurso hídrico en las operaciones de la compañía bajo el marco de sostenibilidad, así como la evaluación del ecosistema y el estableci-miento de la oferta y la demanda de recursos naturales en las áreas de operación, para buscar medidas que reduzcan o eliminen los impactos negativos en los ecosistemas.


Escenario

El Simposio celebrado el 26 y 27 de Agosto en Lima, Perú, contó con par-

ticipantes de 36 empresas pertenecientes a 13 países. Entre distintos temas relevantes se recorrieron tanto la visión estratégica del área como la gestión involucrada en distintos aspectos del conocimiento y del talento para la industria.

Amanda Pereira, Directora de Asuntos Estratégicos de Arpel; Esteban Bertarelli, Gerente de Proyectos de Petroperú y María Jesús Blasco, Presidente del Comité de Ta-lento Humano y Gestión del Conocimiento de Arpel, tuvieron a cargo la apertura del evento, en la que enfatizaron la importan-cia de analizar tendencias, desafíos y mejo-res prácticas en la gestión de personas que las empresas asociadas vienen realizando.

Durante el primer día se desarrollaron conferencias, sesiones plenarias y mesas redondas en torno a temáticas relevantes tales como: tendencias de la gestión de recursos humanos, el alineamiento de la es-trategia de recursos humanos a la estrategia del negocio, las universidades corporativas y sus procesos de gestión e implementación, las expectativas de la alta dirección, planes de carrera y sucesión.

La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe-Arpel, reunió a más de 120 especialistas con el fin de promover el

crecimiento del capital humano, intelectual y organizacional de la industria en la región

Hubert Arbidi, de Ancap; Jaime Roa Marchant, de Enap y Oscar Guerra Perdomo, de Ecopetrol, durante la sesión sobre Liderazgo del Futuro en la Industria de Petróleo y Gas en la Región

Destacados

conferencistas debatieron

sobre los mayores desafíos y

oportunidades que enfrenta

el sector de petróleo y gas en

el área de talento humano y

gestión del conocimiento y qué

evolución se prevé para los

próximos años”

En el segundo día, los especialistas intercambiaron experiencias y conoci-mientos respecto a Liderazgo; Atracción y retención de talentos; Generación de valor en las relaciones sindicales así como el tra-bajo articulado de gestión de conocimiento, talento humano e innovación.

de Petroperú. Al respecto, María Jesús Blasco, Directora del Centro Superior de Formación de Repsol, España, destacó que las “universidades corporativas tie-

nen visión de largo plazo, además de la

posibilidad real de trabajo, lo que siempre

permite mejorar el conjunto de competen-

cias prácticas necesarias para la ejecución

de las tareas”. Una de las mesas plenarias se centró en

la importancia del diálogo con sindicatos, con la participación de un representante de la Federación Ancap y representantes de relaciones sindicales de distintas empre-sas. “Trabajar el diálogo con un sindicato

fuerte y representativo permite construir”, según Hubert Arbildi, Gerente de Servicios Compartidos de Ancap, Uruguay.

Finalmente las reflexiones sumaron el rol de liderazgo y sus características para el futuro. “Los líderes que necesitamos

deben ser humanos, equivocarse y dialogar.

No alcanza con el conocimiento técnico”, expresó Jaime Roa Marchant, Jefe del De-partamento de Desarrollo Organizacional de Enap Refinerías, Chile.

Fuente: Arpel

En el orden de gestión de conocimiento se expusieron ejemplos y experiencias de Universidades corporativas, las de Petrobras, Repsol, Ecopetrol y la inicial


Escenario

El negocio de los hidrocarburos en Latinoamérica y la cooperación ener-

gética, fueron algunos de los importantes temas analizados en el marco de la segunda versión del LatAm Oil & Gas Summit, ce-lebrado el 10 y 11 de Septiembre en Hous-ton, reuniendo nuevamente a destacadas personalidades vinculadas directamente con el sector en la región.

El programa se dividió en cinco gran-des bloques temáticos: Panorama Regio-nal del Sector Petróleo y Gas, Petróleo y Gas Costa Afuera, Petróleo en la Zona An-

Jorge Zajia, Editor de Petroleum; Luis Giusti, Presidente del CCLAEN y Pedro Neuman, Gerente Comercial LINSAYCA

dina, Potencial no convencional en Amé-rica Latina, Procesamiento y Refinación, y Gas Natural e Integración Energética, cada uno de los cuales fue ampliamente cubierto con un total de 24 conferencias y 6 paneles de discusión.

Luis E. Giusti, Presidente del Centro La-tinoamericano de Energía, CCLAEN, abrió el primer bloque con una ponencia sobre “La apertura petrolera latinoamericana”, en la que profundizó en el proceso que se está gestando en México con la reforma energética, cuyo desarrollo, dijo, no será nada fácil y sobre la marcha deberá hacer

frente a muchas dificultades, especialmente de orden político. En su disertación Giusti se refirió igualmente a las posibilidades de replicar en países de la región la experiencia de Estados Unidos con la “revolución de los esquistos”. A su juicio Argentina es el que más oportunidades tiene, aun cuando el riesgo político es muy elevado.

Otros temas de amplio debate fueron los retos de los campos pre-sal costa afuera de Brasil, los desafíos de la exploración en aguas profundas en el Golfo de México y las perspectivas del mercado GNL en América Latina.

E n su conferencia titulada “El Negocio de los Hidrocarburos: Un continuo

cambio”, Mauricio Canard se enfocó básicamente en proyectar al país como el mejor destino de inversión en petróleo y gas, por sus reservas probadas para largo plazo, su ubicación geográfica privilegiada y la decisión del Estado de apalancarse en la empresa privada.

La segunda versión del evento organizado por BNamericas se centró en los cambios regulatorios que se están produciendo

en el sector de petróleo y gas en la región, escenarios de inversión y oportunidades de negocio para la comunidad

petrolera internacional

Mauricio Canard, Ex Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, afirmó durante su intervención en el LatAm Oil & Gas Summit que Venezuela ofrece grandes oportunidades de negocios en el sector de hidrocarburos

mencionó la nacionalización en 1975, el retorno al esquema de concesiones con la apertura petrolera a partir de 1986, la aprobación de la Ley Orgánica de Hi-drocarburos Gaseosos en 1999, que abrió la posibilidad del manejo del gas natural no asociado al petróleo, la conversión a Empresas Mixtas de los 32 convenios

Venezuela, reto para los inversionistas

Mauricio Canard“La clave es comprender el entorno, planificar estratégicamente a largo plazo y concebir las alianzas oportunas que garanticen el éxito”, afirmó.

Tras algunas referencias al tema del cambio como una constante global, Ca-nard enfatizó que Venezuela no ha sido la excepción y el negocio en hidrocarburos ha cambiado aceleradamente. Como ejemplos


Escenario

Compradores y buscadores de ofertas en el mercado de exploración y prospec-

ción de petróleo y gas de todo el mundo, no faltaron a la North America Prospect Expo, NAPE, a la cual muchos acuden prestos a comprar prospectos ricos en petróleo, más ahora, con el resurgimiento en la producción de petróleo y gas En los Estados Unidos. El programa arrancó con la Conferencia de Negocios en la que par-ticiparon expertos en temas regulatorios y legales, tecnología e inversión. El orador de la Conferencia Almuerzo fue Ray Pe-rryman, fundador y Presidente del Grupo Perryman, conocido por su experiencia en materia de análisis económico y financiero y quien compartió con los asistentes sobre las principales diferencias entre la industria de hoy día y el ciclo de auge y caída de la década de los 70´s y 80´s.

La edición de verano de la mayor y más importante exhibición del sector de petróleo y gas en los Estados

Unidos tuvo lugar del 20 al 22 de Agosto en el George R. Brown Convention Center de Houston, su ciudad sede

por más de 20 años

operativos con el sector privado en el sector petrolero en 2006 y los cambios ex-perimentados en 2007 en la utilización de empresas de servicios petroleros, pasando algunas a ser propiedad del Estado.

Respondiendo a la interrogante de cuál será el próximo cambio, Canard dijo no saberlo, si bien se mostró particularmente optimista.

Refiriéndose al contexto actual, recor-dó que las reservas certificadas de petróleo y gas de Venezuela son de tal dimensión que aseguran cualquier actividad durante los próximos 300 años, a lo que se suma la decisión reiterada por el Ejecutivo de incrementar la producción petrolera en el corto plazo y de realizar importantes inversiones en el sector gasífero. Por otra

parte, dijo, “nuestra economía depende en más del 90% de la renta petrolera, lo que es un factor determinante para la promoción de las inversiones en el sector”.

Canard soportó sus planteamientos en datos divulgados por Pdvsa que refieren una producción actual de 2.878 MMBd de crudo y unos 7.400 MMpcd de gas. Agre-gó que la proyección de plan de negocios de la empresa apunta a lograr una produc-ción de crudo de 4.034 MMBd en 2014, y 6.060 MMBd hacia 2019. Para lograr esa meta, la estatal se apoya en el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, para el cual se estiman inversiones de US$81.421 millones (2012-2019). Estos nuevos desa-rrollos están a cargo de empresas mixtas creadas con otras petroleras extranjeras.

Concluyó su intervención afirmando que el sector privado nacional e inter-nacional pueden tener presencia en el desarrollo potencial de actividades en las áreas de suministro de bienes y servicios básicos, servicios especializados (pozos, yacimientos), ingeniería y construcción, inspección de obras, inversión y partici-pación en empresas mixtas y participación y financiamiento de proyectos en el Plan Siembra Petrolera de Pdvsa. “La amplitud de oportunidades es tan grande como sea la capacidad real de participar, y el vehículo para hacerlo es la Cámara Pe-trolera, la cual agrupa a 700 empresarios dispuestos a asumir riesgos y a invertir en asociaciones estratégicas con inversionis-tas del exterior”.

Perryman señaló que la industria pe-trolera actual es menos vulnerable a las fluctuaciones de los precios, tiene más dinero en efectivo disponible y flexibilidad y se bene-ficia de los aumentos de producción basados en la tecnología. Agregó que mientras que la industria tiene que lidiar con la geopolítica, su impacto es menos significativo que duran-te los días del embargo y la guerra fría. La sesión de apertura también incluyó una vista previa de los datos de estudio de Perryman, que demuestra que el petróleo y el gas siguen siendo un motor económico importante, con un crecimiento más rápido que el resto de la economía estadounidense.

Durante un panel moderado por Lee Fuller, Vicepresident Government Relations, IPAA, intervinieron Jeremy Fitzpatrick, Di-rector of Legal & Regulatory, RKI Explora-tion & Production; Alex Mills, President &

Chief of Staff, Texas Alliance of Energy Pro-ducers y Gifford Briggs, Vice Presi-dent for Government Affairs, Louisiana Oil and Gas Association, quienes compartieron sus perspectivas sobre los climas legales de sus respectivos estados, así como la forma en que sus organizaciones están abordando los desafíos creados por la legislación en sus regiones.

A pesar de los desafíos que enfrentan los operadores aguas arriba, ponentes y asisten-tes se mostraron optimistas, y centraron el debate en las importantes oportunidades en la industria, una visión compartida igual-mente por los conferencistas que abordaron tópicos de tecnología y tendencias del empleo en empresas de exploración y producción.



Refinación

Industrial Consulting Group da soporte al proceso de Precomisionamiento, Comisionamiento, Arranque (PCS) y Entrenamiento del proyecto de Ampliación de la Refinería de Cartagena, donde se incrementará

la capacidad de refinación de crudo de 80.000 BPD a 165.000 BPD

brinda consultoría especializada al Proyecto Reficar

El enfoque de

ICG es asegurar rapidez y

confiabilidad operacional

gracias a su equipo de

talento humano, expertos

en el área”

Personal altamente calificado en el área de PC&S de refinerías de ICG asumió el compromiso de llevar a cabo la puesta en marcha del Proyecto Reficar

Industrial Consulting Group, ICG, es una compañía colombiana con presencia

internacional especializada en precomisio-namiento, comisionamiento y arranque de las instalaciones petroleras y gasíferas, destacando por su liderazgo, no sólo por la calidad de sus profesionales sino porque sus procesos se ejecutan impecablemente con total confianza y garantía de resultados. La empresa enfoca sus esfuerzos en el sector petrolero y gasífero abarcando sus tres sec-tores: Upstream, Midstream y con este pro-yecto Downstream, en los cuales el arranque temprano y seguro de las instalaciones es vital para garantizar la productividad y rentabilidad de los proyectos.

El precomisionamiento y comisiona-miento es un proceso que permite garanti-zar la puesta en marcha para operaciones estables donde se revisa previamente todos los equipos mecánicos, eléctricos y de auto-matización, instrumentación y control que se requieren dentro de una instalación petro-lera o de gas, para lo cual es esencial revisar que cada pieza esté en su punto para evitar cualquier demora en la puesta en marcha o que se presente algún desperfecto o acciden-

te en el arranque que retrase la entrada en operación de los equipos. Cuando se alcanza la entrada en operación temprana de una instalación petrolera son millones de dólares de ingresos que representan cada día.

El objetivo del Proyecto Reficar de du-plicar la refinación de petróleo se alcanzará al pasar a una nueva configuración de 14 unidades de proceso y dos unidades de ser-vicios industriales. La configuración actual es de cuatro unidades de proceso y una de servicios industriales.

Al respecto el Presidente de ICG, Eduar-do Rivodó, comentó que “más que una ex-pansión se trata prácticamente de una nueva refinería. No sólo es un reto interesante sino también un momento histórico para Colombia a nivel nacional e internacional como productor de petróleo y sus derivados, y para asumir este reto estamos creciendo rápida y fuertemente habiendo tenido un aumento de nuestra fuerza de trabajo e ingresos por aproximadamente seis veces”.

Destacó asimismo que ha sido muy im-portante para ICG tener las certificaciones a su sistema integrado de gestión: ISO 9001 de Calidad, ISO 14001 de Medio Ambiente y OHSAS 18001 de Salud Ocupacional por Bureau Veritas. Esto posiciona a la empresa entre los estándares internacionales de calidad en sus servicios. “Dentro de este contexto y por ser locales, se vio en nosotros un aliado perfecto para el ambicioso proyecto de expansión de la Refinería de Cartagena”, afirmó Rivodó.

Talento humano especializadoPara la ejecución del proyecto se requiere

de personal altamente calificado con años de experiencia en el área de PC&S de Refinerías


Refinación

Líderes de ICG: Vielman Salas, Orlando Silva, Beiba Calle, Luis Peñuela y Hernando Vélez

o Petroquímicas. El alcance contempla el suministro de personal calificado con expe-riencia en verificación de estado de construc-ción, precomisionamiento, comisionamiento, arranque y puesta en marcha de unidades de refinación, incluyendo unidades de crudos y de destilación al vacío, coquización retar-dada, manejo de coque, FCC, alquilación, hydrocracker, plantas de hidrógeno, patio de tanques de almacenamiento, tea, unidad de gas natural, unidades de aire de planta y de instrumentación, unidades de tratamiento de agua, servicios, generadores de vapor, genera-dores de potencia eléctrica, entre otros. Todos estos equipos estarán bajo la mira del grupo de colaboradores de ICG que desde ya están comprometidos para llevar a cabo a tiempo la puesta en marcha de este gran proyecto de Reficar filial de Ecopetrol.

El personal del proyecto incluye técni-cos, especialistas y supervisores de comple-tamiento, comisionamiento de campo y de consola en cuarto de control, además de técnicos de mantenimiento en las especiali-dades de mecánica, electricidad e instrumen-tación principalmente, así como también de

técnicos y supervisores de evaluaciones de obras/servicios/materiales, programadores, técnicos de seguridad, salud y ambiente-HSE, administradores de proyecto y otros profesionales de soporte. La mayoría del personal seleccionado cuenta con una expe-riencia promedio de 15-20 años de carrera dentro de la industria especialmente en el área de refinación y petroquímica.

Seguir creciendo en ColombiaPara ICG Colombia seguirá siendo el

foco principal de su gestión, y sobre el

tema Rivodó acotó que adicionalmente a los proyectos que tienen en producción, transporte/despacho y refinación para este año, la empresa adelanta su propia expansión en Colombia. “Queremos in-crementar proyectos tanto en el upstream, midstream y downstream, ya que nuestro objetivo es ser un aliado estratégico para todos nuestros clientes. Por lo tanto vamos a seguir creciendo nuestras alianzas con las diferentes operadores establecidas en Colombia agregando valor para ellos y para el país”.


Tecnología

Desafíos de la generación de energía en campos de petróleo pesado offshore

Michael Welch, Gerente de Marketing de la Industria - Petróleo y Gas, Turbomaquinaria Industrial de Siemens

Un caso para las turbinas de gasSon muchos los factores físicos y financieros que determinan la solución

de una óptima generación de energía en una estructura en alta mar,

incluyendo los requisitos de espacio, peso, fiabilidad, mantenimiento

e impacto ambiental.

En los campos convencionales de petróleo en alta mar, el gas aso-

ciado suele estar disponible para proporcionar el combustible para la

generación de energía. Los campos de petróleo pesado tienden a ser

deficientes en gas; con gas asociado insuficiente sobre la vida de cam-

cantidades y las elevadas temperaturas del calor requerido llevarían

a la necesidad de la instalación en alta mar de las calderas, mientras

que la generación de energía in-situ podría incorporar un sistema de

recuperación de calor residual (WHRS por sus siglas en inglés) para

producir parte o todo el calor requerido, reduciendo el número y el

tamaño de las calderas necesarias.

Con la generación de energía in-situ, la fuente o las fuentes de com-

bustible necesitan ser seleccionadas, especialmente si no hay suficiente

gas asociado. En algunos lugares, puede ser económicamente viable

po para alimentar totalmente una

planta de energía. Por lo tanto, po-

dría ser necesaria la importación

de combustibles como el diesel o

el fuelóleo pesado (HFO por sus

siglas en inglés), lo que incrementa

los costos operativos.

Podría ser necesario tener en

cuenta el uso del propio petróleo

crudo producido como combusti-

ble para la generación de energía,

lo que requiere una consideración

con detenimiento por parte de los

proveedores de las diferentes tec-

nologías de generación de energía

potencial.

Al considerar el diseño de la

planta de energía, se debe tener en

cuenta muchos factores. La capa-

La turbina de gas Siemens SGT-500 - de 15 a 20 MW de potencia - se puede utilizar en la operación de combustible dual y la quema de una serie de diferentes combustibles, que incluyen incluso la combustión de fuelóleo pesado

importar gas desde la costa o desde

una plataforma cercana rica en gas

para utilizarlo como combustible

de la plataforma. Si la importación

de gas no es posible, entonces el

operador tiene que buscar en los

combustibles líquidos. Hay una

amplia variedad de combustibles

líquidos que se pueden tener en

cuenta con base en el precio y la

disponibilidad; sin embargo, los

combustibles líquidos tienen un

mayor contenido de carbono que

el gas natural y, por lo tanto, dará

lugar a un impacto ambiental más

elevado. Además, las emisiones de

combustión tienden a ser mayores

en los combustibles líquidos en

comparación con los combustibles

cidad de combustible, la disponibilidad y la flexibilidad son criterios

clave, así como la eficiencia energética, el espacio ocupado, el peso, la

facilidad de transporte, el costo de capital (CAPEX), el reabastecimiento

y el impacto ambiental.

Para las operaciones en alta mar, hay dos opciones básicas que se

pueden realizar al considerar la principal fuente de energía: la energía

desde la costa, o la generación de energía in-situ.

La energía desde la costa implica el suministro de electricidad

desde la red eléctrica del país anfitrión a la plataforma en alta mar por

medio de un cable submarino. Es muy probable que de todas formas

se instale una generación de energía en la plataforma como una fuente

de respaldo, en caso de pérdida del suministro de la costa. El operador

de la plataforma también tiene que ser consciente de la posibilidad de

los aumentos en los precios de energía durante la vida útil del campo

petrolífero.

La generación de energía in-situ permite que el operador de la

plataforma sea autónomo y que una planta de energía habitual basada

en un diseño de unidad ‘n +1’ tenga redundancia incorporada para

asegurar la máxima fiabilidad.

La energía desde la costa tiene un inconveniente en la produc-

ción de petróleo pesado: la necesidad de calor de proceso. Las altas

gaseosos. Para el diseño de la plataforma también se debe examinar el

espacio necesario para la correcta descarga y el almacenamiento de los

combustibles líquidos; la contaminación del combustible puede provocar

fallas en el equipo.

El diesel y el gasóleo para uso marítimo (MGO por sus siglas en

inglés) son las opciones, técnicamente, menos difíciles.

Estos se pueden obtener fácilmente y se pueden utilizar en la ma-

yoría de las tecnologías de generación de energía. No obstante, estos

combustibles líquidos refinados premium son caros. Una opción podría

ser utilizar combustibles de menor calidad de refinación tales como

intermedia (IF) y el fuelóleo pesado (HFO). Estos combustibles poseen

altas viscosidades y contenidos de azufre mayores que los motores

diesel y MGO, lo que los hace más baratos, pero reduce las opciones

tecnológicas disponibles para la planta de energía. La opción final para

el combustible líquido es utilizar el propio petróleo crudo producido.

Esto elimina los problemas de transporte y almacenamiento, pero el

petróleo crudo, especialmente el petróleo crudo pesado, es un combus-

tible difícil que pocas tecnologías son capaces de quemar, sobre todo

en las cámaras de combustión de bajo nivel de emisión.

Los principales retos de las tecnologías de generación de energía

asociados con el petróleo crudo son la viscosidad, el contenido de


Tecnología

metal alcalino y pesado, y el índice de acidez total (TAN por sus siglas

en inglés). La viscosidad se puede reducir a un nivel adecuado calen-

tando el aceite crudo, o mezclando el aceite crudo con una fracción

más ligera, como el diesel. Los efectos de la contaminación de metal

alcalino y pesado del petróleo crudo se pueden mitigar mediante el uso

de procedimientos de tratamiento del combustible.

Desde la perspectiva de un operador, la situación ideal sería ha-

cer uso máximo del gas asociado disponible y luego “rellenar” con

combustible líquido cuando el gas disponible sea insuficiente. Esto se

conoce como bi-combustible, funcionamiento mixto de combustible

o combustión simultánea. Hay tecnologías disponibles para sacar

provecho de esta opción, aun cuando el petróleo crudo pesado es el

combustible líquido.

Hay tres tecnologías principales de generación de energía que se

pueden considerar cuando se trata de petróleo crudo: turbinas de gas,

motores recíprocos (o de pistón) y caldera/turbinas de vapor. En los

tres casos, no todos los modelos de la turbina, el motor o la caldera

pueden funcionar con petróleo crudo, y algunos aspectos especiales,

tales como el tratamiento previo del combustible, siempre son necesarios

para garantizar un funcionamiento fiable.

La solución de la caldera/turbina de vapor es potencialmente la más

robusta, ya que no tiene partes móviles, pero tiene el inconveniente de

espacio y peso. Este sistema también tiene la eficiencia de generación

de energía más bajo de las opciones disponibles, por lo general, en el

rango es de 18 a 25%.

Hay un número de modelos de motor recíproco (o de pistón) que

puedan funcionar con petróleo crudo, pero para tales aplicaciones en

alta mar es más frecuente considerar tecnologías de combustible dual,

de forma que el gas asociado se pueda utilizar. En este caso, el diesel se

requiere a menudo como el combustible inicial para el funcionamiento

con combustible líquido y como un paso intermedio al cambiar entre

el funcionamiento de combustibles gaseosos y del petróleo crudo. Un

pequeño piloto de combustible líquido continuo se utiliza en el fun-

cionamiento con gas combustible e igualmente puede requerirse en la

operación del petróleo crudo. El índice de acidez total (TAN) del petróleo

crudo puede ser un problema, puesto que en los niveles altos se acelera

la degradación de aceite lubricante y la corrosión en los inyectores de

combustible y los cilindros.

El motor de combustible dual ofrece la más alta eficiencia eléctrica

de las tres tecnologías - se puede alcanzar más del 40% - y en conse-

cuencia las emisiones más bajas de CO2 para la generación de energía,

aunque en la operación de combustibles gaseosos existen grandes

emisiones de metano mediante la pérdida metano.

La mayoría de los motores de combustible dual no poseen la ca-

pacidad bi-combustible y, por lo tanto, no son capaces de maximizar

el uso del gas asociado (el funcionamiento mixto de combustible es

posible en la denominada tecnología diesel a gas, pero esto requiere

que el gas combustible sea suministrado a presiones muy altas). Si

bien la eficacia es alta, los motores de combustible dual tienen algunos

inconvenientes, en particular el tamaño y el peso de las unidades de

velocidad media, la necesidad de un suministro constante de diesel para

actuar como un combustible piloto y el nivel de consumo del aceite

lubricante. Los motores de combustible dual tienen el tiempo más

corto entre los intervalos de mantenimiento (aproximadamente cada

3.000 horas de funcionamiento) y los reajustes significativos se deben

llevar a cabo en el lugar, lo que requiere importantes interrupciones

del servicio de electricidad.

El HelWin1 es la primera plataforma en alta mar (offshore) con conexión a red eléctrica que Siemens ha instalado en el Mar del Norte

Hay muy pocas turbinas de gas que puedan funcionar con petróleo

crudo debido a los problemas de viscosidad y de contaminación, pero

aquellas que pueden, por lo general tienen la capacidad de bi-combus-

tible. Estas tienden a ser los modelos más antiguos, con bajas tempe-

raturas de combustión, y así tienen eficiencias eléctricas relativamente

bajas en comparación con las turbinas de gas modernas. La eficiencia de

generación de energía estará en el intervalo de 25 a 32%, dependiendo

del modelo. Sin embargo, la eficiencia de combustión es muy alta y las

emisiones de hidrocarburos sin quemar son muy bajas. Las turbinas

de gas ofrecen un paquete de generación de energía muy compacto y

de peso ligero en comparación con las tecnologías alternativas, con la

mayoría de los sistemas auxiliares instalados en el patín de turbina de

gas o en la parte superior de la estructura, simplificando la instalación.

Por lo general, las turbinas de gas requieren intervenciones de

mantenimiento mínimo (cada 6.000 u 8.000 horas de funcionamiento,

lo que se puede incrementar a 10.000 horas o más si la turbina no

está funcionando a plena carga). El tiempo muerto del mantenimiento

se puede reducir mediante el uso de una filosofía de “intercambio de

núcleo”, donde se lleva a cabo el intercambio de componentes en tierra

firme en un taller especializado. Se debe recordar que para los avan-

ces de petróleo pesado, se requieren cantidades importantes de calor

durante el procesamiento y almacenamiento. El calor residual de la

generación de energía puede ser utilizado para proporcionar el calor de

proceso requerido con una planta de cogeneración, y esto puede tener

un impacto significativo en la eficiencia total de la energía con menor

consumo de combustible y emisiones de CO2.

Las tres tecnologías de generación de energía se consideran que son

adecuadas para la cogeneración. Para una solución de caldera/turbina

de vapor, la energía térmica de la generación de energía se presenta

en forma de vapor de agua recogido en varios puntos a lo largo de la

turbina o mediante el uso de una turbina de vapor de tipo de contra-

presión en lugar de una de tipo de condensación. El problema con la

instalación de una turbina de tipo de contrapresión es que sin la carga

de calor no es posible generar electricidad, mientras que la extracción

de vapor de una turbina de vapor de tipo de condensación reducirá

la cantidad de energía generada. Las soluciones de turbinas de vapor

son las más adecuadas para aplicaciones de cogeneración con una alto

índice de calor por potencia - 4:01 o superior - con el fin de lograr una

óptima eficiencia energética total.

Los motores de combustible dual tienen calor residual que puede ser

recuperado de los circuitos de la refrigeración del motor y la refrigera-

ción del aceite lubricante y de los gases calientes de escape. Únicamente


Tecnología

los gases de escape son apropiados para las al-

tas temperaturas requeridas para la producción

de vapor o el calentamiento de aceite térmico,

así que esto limita el potencial de producción

de vapor y la eficiencia energética total. Para las

instalaciones que requieren agua caliente a baja

temperatura, se puede lograr la energía total de

muy alta eficiencia (alrededor del 90%). Para

la producción de vapor con un bajo índice de

calor por potencia (menos de 1:1), se pueden

obtener las eficiencias razonablemente altas de

energía (alrededor del 60%). La insuficiencia

en la producción de vapor puede ser compen-

sada mediante la instalación de las calderas

independientes. Esto aumentará la eficiencia

energética total del sistema hasta la marca de

70 a 75%, pero aumenta los requerimientos

de CAPEX y de espacio.

En contraste con los motores de combus-

tible dual, la mayoría del calor residual en

una turbina de gas se encuentra dentro de los

gases calientes de escape, haciendo la turbina

de gas muy conveniente para las aplicaciones

de producción de vapor y el calentamiento

de aceite térmico. La turbina de gas es una

buena opción para los proyectos con un índice

de calor por potencia entre 1:1 y 1.5:1, con

con el transporte de menor complejidad. El

concepto de intercambio de núcleo ayuda a

reducir el tiempo muerto del mantenimien-

to, los requerimientos de mano de obra, el

espacio de almacenamiento de los repuestos

y los gastos de envío.

En términos de eficiencia energética, la

cogeneración es una solución ganadora con

una reducción en el costo del combustible y

en las emisiones de CO2. La tecnología que

ofrece la más alta eficiencia energética total

depende de la relación calor por potencia

requerida por la instalación y la forma en que

se necesita el calor.

En cuanto a la fiabilidad, todas las op-

ciones son interesantes sobre todo porque la

redundancia se diseña generalmente, con una

fiabilidad alcanzable superior al 99%.

En general, para las operaciones de

petróleo pesado en alta mar, una opción

de turbina de gas parece más probable que

proporcione la mejor solución total para la

energía necesaria, pero esto depende de si

el modelo de la turbina de gas es apropiado

para el petróleo crudo o el funcionamiento

del bi-combustible que se encuentra dispo-

nible en las salidas de potencia requeridas.

eficiencias totales de energía realizable de

más del 70%. Con alto contenido de oxígeno

todavía presente en los gases de escape, la

alimentación suplementaria se puede utili-

zar para aumentar la producción de vapor

para lograr un índice de calor por potencia

de hasta quizás 4:01. Esto permite alcanzar

una eficiencia de energía total de hasta 90%.

El petróleo crudo no es un combustible

adecuado para las bajas emisiones en seco

(DEL por sus siglas en inglés) de los quema-

dores de las turbinas de gas, por lo que si se

requiere un funcionamiento de petróleo crudo,

entonces, la tecnología de combustión conven-

cional debe ser empleada.

Esto crea emisiones más altas para un siste-

ma DLE tanto con gas como con combustibles

líquidos, pero las emisiones de NOx se puede

reducir mediante inyección de agua. Para los

motores de combustible dual, en la actualidad

la única posibilidad de reducción de NOx es la

limpieza posterior a la combustión utilizando

SCR o tecnología similar.

En términos de espacio y peso - aspectos

extremadamente importantes para aplica-

ciones en alta mar - la opción de turbina de

gas ofrece la solución más compacta y ligera


La solución más completa para plays no convencionales. Permite ahorrar tiempo y dinero, a la par de acelerar la recuperación de hidrocarburos

El motor PR Series 1,600-hp es un motor robusto y eficiente diseñado para su uso en bombas de lodo de perforación de petróleo

Warehouse

Baker Hughes anunció el lanzamiento comercial de dos nuevos motores dise-

ñados para la perforación de yacimientos no convencionales. El 7-in. Navi-Drill™ Ul-tra XL45™ que ofrecen alta potencia y tor-que para perforar de forma fiable a través de largas secciones en formaciones duras, y el 5-in. Navi-Drill™ X-treme™ eXtend, el cual proporciona una mayor potencia y fiabilidad de perforación en secciones ho-rizontales de diámetro reducido (slimhole).

El motor 7-in. Ultra XL45 cuenta con la potencia más larga en la industria, lo que le permite perforar tramos verticales

Nuevos motores Navi-Drill de

largos sin necesidad de corregir las desvia-ciones, y su alta capacidad de torque tam-bién minimiza stick/slip para aumentar el rendimiento y la vida de la broca. El motor utiliza un elastómero de alto rendimiento que proporciona potencia adicional para ayudar a alcanzar mayores tasas de pene-tración y reducir los costos de perforación.

El motor 5-in. X-treme eXtend perfora fácilmente secciones de diámetro reducido que a menudo presentan un desafío para las tecnologías de motor convencionales. Su diseño único proporciona hasta un 100% más de torque que los motores con-vencionales. La energía adicional permite a los operadores perforar utilizando brocas

de PDC de alta resistencia a través de largas, duras y abrasivas secciones hori-zontales, tales como los de la cuenca Williston.

Durante las últimas tres décadas se han hecho mejoras conti-

nuas que hoy permiten acelerar la recuperación

de hidrocarburos con ROP más rápido, realizar corridas mas

largas con mayor fiabilidad y obtener una mejor respuesta en la dirección y calidad del hoyo.

A principios de este año, Baker Hug-hes anunció el lanzamiento de su 6¾-in Navi-Drill™ Ultra Curve™, que perfora en curvas de alta tasa de construcción con control direccional preciso como los en-contrados en los yacimientos de esquisto Barnett, Williston, Marcellus y Woodford/Anadarko. El Ultra Curve también tiene capacidad para perforaciones verticales y las secciones horizontales en una corrida.

Con la adición de estos tres motores, Baker Hughes ofrece una solución total para la perforación en plays no convencio-nales en toda América del Norte. www.bakerhughes.com

DRS Technologies, Inc., una compañía de Finmeccanica, anunció que en colabo-

ración con Weatherford, vendió sus cuatro primeros motores de imán permanente PR Series 1,600-hp - permanent-magnet, PM, los cuales se pueden montar en el EH-1600 Triplex Mud Pump de Weatherford.

Como resultado de esta aplicación se logró una reducción de 25% en volumen de deslizamiento de la bomba y 12% de ahorro

nuevo diseño de motores de imán permanente

de peso, por lo que el tránsito es más fácil y menos costoso, lo que se traduce en un ahorro importante de combustible. Esto es posible por el alto torque y alta eficiencia del motor PM y su capacidad para eliminar las correas y poleas de equipo asociados con motores tradicionales.

“Las exitosas pruebas y las primeras ventas de este diseño de motor son alenta-dores», dijo Rich Armstrong, Vicepresidente

y Gerente General de DRS Power Techno-logy, quien agregó que DRS y Weatherford trabajaron en estrecha colaboración con los contratistas de perforación para realizar el diseño mecánico y eléctrico detallado y la integración. Tras seis meses de pruebas de los motores en las instalaciones de Weather-ford en Magnolia, Texas, las demandas de los clientes aceleraron el desarrollo de un motor de 1,600-hp.


Gente

Al frente de la cartera de Minas y Energía de Colombia se posesionó el economista Tomás González Estrada, quien

tiene un gran conocimiento del sector y llega al Ministerio en reemplazo de Amylkar Acosta.

Además de levantar el ritmo de la locomotora de Minas y Energía, González tiene entre sus retos el relacionamiento con las comunidades que han impedido la ejecución de proyectos estratégicos, destrabar el Código Minero, estructurar estrategias para proteger la infraestructura de los atentados y, en general, aumentar las inversiones extranjeras.

González es economista de la Universidad de los Andes con Maestría en Ciencias de la Economía y Ph.D. en Economía de la Universidad de Londres. Cuenta con más de 15 años de experien-cia en los sectores público y privado. Fue Viceministro de Minas y

Energía entre 2010 y 2013, tiempo durante el cual presidió la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), estuvo al frente de la creación de la Agencia Nacional de Minería (ANM) y la reorganización del sec-

Nuevo Ministro de Minas y Energía de Colombia

Tomás González Estrada

tor de gas. También se desempeñó como Consejero Económico del Presidente y Subdirector del Departamento Nacional de Planeación (DNP). Fue Secretario Técnico del Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES).

Fue miembro de la junta directiva de diversas organizaciones públicas y privadas -incluidas ISA, ISAGEN y Hocol. Trabajó para BP Colombia como Gerente de Asuntos Externos y ha sido profe-sor en la Universidad de Londres y la Universidad de Los Andes, donde dictó el Seminario de Economía, Petróleo y Desarrollo.

Francisco Lloreda Mesa asumió como nuevo Presidente Ejecutivo de la Aso-

ciación Colombiana del Petróleo –ACP, en reemplazo de Alejandro Martínez.Francisco José Lloreda

Max Antonio Torres

Presidente de la VP de Exploración de Ecopetrol

Trond Olsen asumió como Presidente de la filial ClampOn, Inc., con sede

en Houston, responsable de las ventas y servicio en Norte y Sur América, efectivo Trond Olsen

En su nuevo rol, estará dirigiendo una organización a la que aportará su conocimiento y experiencia de más de una década en la industria del petróleo y el gas de noruega

Hans A. Wagner, tras servir como Hans A. Wagner

a partir del 1 de Septiembre de 2014.Antes de unirse a ClampOn, Trond se desempeñó durante siete

años como CEO del Norwegian Centre of Expertise Subsea en Bergen, Noruega. Con formación en la Academia Naval Real de Noruega, Trond tiene una Maestría en Administración. En 2010 fue nombrado Presidente del Comité de Programa de la Underwater Technology Conference, UTC.

Presidente desde 1999, fue nombrado Vicepresidente Senior de Desarrollo de Negocios, efectivo igualmente desde el 1 de Septiembre. Hans continuará su valiosa contribución al desarrollo de la empresa mediante la aplicación de nuevas oportunidades de negocios en las Américas.

Cambios en

Ecopetrol informó que el geólogo Max Antonio Torres asumió como nuevo Vi-

cepresidente de Exploración de la Empresa.Torres es egresado de Universidad Na-

cional de Tucumán, Argentina con máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State University.

Lloreda Mesa es abogado de la Universidad Javeriana de Bogotá, con maestrías en Administración Pública de la Universidad de

Columbia en Nueva York y en Políticas Públicas en América Latina de la Universidad de Oxford en Inglaterra, y con Doctorado en Política de la misma Universidad de Oxford en Inglaterra.

Actualmente ejerce como Alto Consejero Presidencial para la Seguridad y la Convivencia. Cuenta con amplia experiencia en el sector público, donde se desempeñó como Ministro de Educación Nacional, Ministro de Desarrollo Económico ad-hoc, y Embajador de Colombia ante el Gobierno de los Países Bajos en La Haya.Asi-mismo, fue Director del Diario El País de Cali y Director Ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios.

Entre Abril de 2013 hasta su llegada a Ecopetrol se desempeñó como Director de Exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol. Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Latinoamérica, Asia, Europa y África.

Inició su carrera en Repsol como Gerente de Proyecto, evaluan-do oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue Ge-rente de Exploración en Venezuela, Director de Exploración para Latinoamérica y Director de Exploración para Europa y África.


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

Calendario

04 - 07 NoviembreExpo Oil & Gas Colombia 2014

Bogotá, Colombiawww.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

2 0 1 4 2 0 1 414 - 16 OctubreDeep Offshore Technology International Houston, USA - www.deepoffshoretechnology.com/

04 - 06 Noviembre Deepwater Operations Conference & ExhibitionGalveston, USA - www.deepwateroperations.com/

11 - 12 Noviembre - 11th Southern Cone Energy Summit Lima, Perú - www.events.bnamericas.com/bnamericas_events/southernconeenergysummit/

12 - 14 Noviembre IADC Annual General Meeting - New Orleans, USA www.iadc.org/event/2014-iadc-annual-general-meeting/

26 - 31 OctubreSEG International Exposition and 84th Annual Meeting Denver, USA - www.seg.org/seg

28 - 30 OctubreOil & Gas Pipeline Conference & ExhibitionHouston, USA - www.pipelineweek.com/index.html#showcase_3

03 - 07 Noviembre - IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos “Rompiendo Paradigmas” Mendoza, Argentina - www.iapg.org.ar/congresos/2014/conexplo/

27 - 29 Mayo 2015I Congreso Colombiano de Fluidos

y Cementación de Pozos

Cartagena, Colombiawww.coflucempo.com

Media Partner

03 - 07 NoviembreVIII INGEPET

Lima, Perúwww.ingepet.com

15 - 17 OctubreHeavy Oil Latin America Conference & Exhibition

HOLA 2014

Isla de Margarita, Venezuelawww.heavyoillatinamerica.com

04 - 06 NoviembreIngeniería 2014 Latinoamérica y Caribe - Congreso y Exposición

Buenos Aires, Argentinawww.ingenieria2014.com.ar Revista Oficial

12 - 14 Noviembre 2do Congreso Internacional de Responsabilidad Social Buenos Aires, Argentina - www.cirs2014.com/

19 - 20 Noviembre IMCA Annual Seminar - Londres, Reino Unido www.imca-int.com/events/imca-annual-seminar.aspx

20 - 21 Noviembre - Platts 18th Annual Mexican Energy Conference - Ciudad de México, México www.platts.com/conferencedetail/2014/pc429/index

04 - 05 Diciembre - 3 ª Anual Planta Confiabilidad y Mantenimiento Mayor - Rio de Janeiro, Brasil www.energy.fleminggulf.com/

20 - 22 Enero 2015 Pan American Mature Fields CongressVeracruz, México - www.maturefieldscongress.com/


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Recientemente en Perú ha ocurrido un hecho muy relevante en materia

energética. Se trata de la adjudicación para la concesión del Gasoducto Sur Peruano (GSP), que impactará en muchos aspectos, no solo al país del pisco, sino que lo hará también en los países vecinos y la región en el largo plazo. Expliquemos por qué.

El GSP concesionado tiene algo de más de 1.100 km de largo, diámetros de 32”y 24” y considera algunas derivaciones en todo su trayecto. En su recorrido y área de influencia abastecerá el energético a las ciudades de Apurimac, Puno, Arequipa, Cuzco, Moquegua y Tacna. La cabecera de este gasoducto es el punto de conexión en la planta Malvinas en Cuzco y la otra punta está en Ilo, en el sur peruano, casi frontera con Chile.

El ducto tiene un capacidad de transpor-te (sin compresión adicional) de aproxima-damente 1.500 Mmpcd y por el momento se sabe que existe demanda solicitada entre 500 a 700 Mmmpcd. Entrará en operación a finales de 2018 o a principios de 2019.

Muchos argumentan que no existen ni todas las reservas ni la toda la demanda para llenar este ducto. Por supuesto que no se llenará inmediatamente, pero podemos asegurar que 5 años después de su puesta en marcha, el mismo estará contratado y pidiendo demanda adicional.

Para que el gas natural esté disponible, el reto es que se puedan perforar varias de las cerca de 30 estructuras detectadas en los lotes 88, 56, 57, 76 y 58 y que están bajo contratos de exploración y explotación. El reto fundamental es que los permisos de consulta previa y licencias ambientales se resuelvan mucho más ágilmente y así los

El Gasoducto Sur Peruano entrará

en operación a finales de 2018 o a principios de 2019

Perú: Un nuevo cordón umbilical en la RegiónÁlvaro Ríos Roca*

lotes no entren en fuerza mayor y la explo-ración no se detenga. Recordar que la zona tiene un potencial cercano a 50 TPC.

En el lado de la demanda, fuera de atender usos domésticos, comerciales, ve-hicular, industriales y eléctricos en toda la zona de influencia del gasoducto, se debe estructurar e incentivar para que se anclen proyectos petroquímicos y por qué no ex-portación de energía eléctrica al sediento mercado del norte de Chile y GNL para exportación al mundo.

En particular, resaltamos la estrategia de mecanismo de ingresos garantizados utilizada para llevar adelante la concesión. Bajo un esquema eminentemente privado este proyecto no se hubiera consolidado o hubiera tomado mucho más tiempo en hacerlo.

Este mecanismo garantiza de varias fuentes (subsidios cruzados), los flujos eco-nómicos al concesionario bajo regulación de costos por el regulador, si el volumen de demanda no se cumple. De esta manera el Es-tado no tuvo que destinar cerca de US$3.500 millones para construir el proyecto y puede invertir estos recursos en otros sectores prio-ritarios como salud y educación.

Entrando en los impactos, toda la zona de influencia del gasoducto recibirá un energético mucho más cómodo y más eco-nómico que los combustibles alternativos. También se debe destacar que las inversio-nes a realizarse en el ducto y los proyectos generarán empleo productivo en una zona muy deprimida de Perú.

Hemos observado que empresarios de países vecinos y de otras partes del planeta que están estudiando instalar fábricas y plantas productivas de toda índole en el sur de Perú, aprovechando energía limpia y competitiva y mirando mercados de expor-tación, principalmente allá donde Perú tiene TLC’s. Existen beneficios adicionales como los ahorros en divisas por los derivados del petróleo que se dejarán de importar y las regalías y canon que se percibirán por la explotación del gas natural y los valiosos líquidos asociados.

Pero los beneficios no solo son para Perú. Si miramos el largo plazo, podemos ver que Ilo es un puerto donde Bolivia puede llegar a instalar facilidades de producción para su gas en el futuro mirando mercados de Asia al Pacífico, complementando sus exportaciones y proyectos de industriali-zación que ya tiene y está ejecutando y que miran hacia el Atlántico. Las facilidades portuarias y muchas otras sinergias estarán ya desarrolladas.

Finalmente, destacar que este gasoducto se suma a los muchos otros -algunos vacios lastimosamente por falta de exploración- y que en el futuro podrán servir para la red de gasoductos para la integración gasífera de los países del Cono Sur. Aplaudimos este nuevo cordón umbilical en la región que une reservas con los mercados.

*Actual Socio Director de Gas Energy y

Drillinginfo

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Octubre 2014 - Petroleum 297