Petroleum

Enero 2014

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Te c n o l o g í aR e p o r t e sCaracterización y gerencia integrada de yacimientos

Retos y Oportunidades enAmérica Latina y el Caribe

Perspectivas para el sector Hidrocarburos en Colombia

Colombia 2014

Bogotá • Octubre, 14 - 17

Revista Oficial

Pre-lanzamientoRONDA

Colombia2014

5Enero 2014 / Petroleum 288

Enero 2014Año 29, Nº 288

Portada:Facilidades de almacenamiento de Anadarko

en la Cuenca Uinta al este de Utah, USA (Cortesía: Anadarko)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

IN SITU TECNOLOGÍA

E&P

REPORTE

PREVIEW

Repsol inició la producción del mayor pozo de gas de Bolivia50 años de la VII Promoción de

Ingenieros de Petróleo de LUZCaracterización y gerencia integrada de los yacimientos del Campo Nejo e impacto en su explotación exitosa

Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014

Situación y perspectivas para el sector de hidrocarburos en Colombia

SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference

CERAWeek 2014

Conferencia SPWLACapítulo Colombia C.A.F.E

Petrobras declara comercialidad de tres áreas en el presal

Planificación y Ejecución de la Construcción de un pozo petroleroExperiencia digital en el

Schlumberger Reservoir Laboratory

Integrantes de la Promoción celebraron en un emotivo acto 50 años de ejercicio profesional y de servicio a la industria petrolera

La empresa puso en marcha el pozo Margarita 6 con una producción de seis millones de metros cúbicos diarios de gas

Se expone el proceso de desarrollo en los últimos años y los resultados excepcionales soportados por la caracterización y gerencia integrada de yacimientos en el Campo Nejo, ubicado en la Cuenca de Burgos, México

Un adelanto de este proceso licitario que la Agencia Nacional de Hidrocarburos lanzará de manera oficial en Febrero para la adjudicación de áreas de exploración en el país

The Woodlands, Texas, USA • 4 - 6 de Febrero, 2014

Houston, Texas • 3 - 7 de Marzo , 2014

La Asociación cerró un año de intensa actividad enfocada en el mejoramiento profesional de sus agremiados con la Conferencia “The Role of Proper Borehole And Reservoir Monitoring/Diagnostics in EOR”

La ANP, recibió la declaración de comerciali-dad de las áreas Carioca, Franco y Sul de Tupi

La empresa dio a conocer el lanzamiento del avanzado servicio CoreFlow para el análisis digital de rocas y fluidos

18

22 30

LA ANH hizo el Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014

La Asociación Colombiana del Petróleo compartió las perspectivas del sector de hidrocarburos del país

Caracterización y gerencia integrada de yacimientos. Campo Nejo, Cuenca de Burgos - México

SECCIONES CORNISA4 CUADRANTE8 WAREHOUSE38 CALENDARIO40 ÚLTImA PágINA44

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22

36

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14 20

3416

Contenido

Bajo el lema “2013 un buen año pero con grandes desafíos” la Asociación Colombiana del Petróleo, hizo un balance de los resultados de la industria petrolera y las perspectivas que se tienen para el año que inicia


26Un extracto del estudio desarrollado por ARPEL en forma conjunta con ALADI, CEPAL, CIER, OEA, OLADE y WEC, y el auspicio de CAF, en el cual se hace un diagnóstico del estado actual del sector energético de la región

Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum, considera en este artículo el riguroso ejercicio de planificación, ejecución y puesta en operación de un pozo petrolero

6 Enero 2014 / Petroleum 288

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OFICINASCENTRALCalle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local OficinaMaracaibo 4005, Edo. Zulia, VenezuelaTel: (58-261) 783 2424Fax: (58-261) 783 0389E-mail: [email protected] R. ZajiaTerraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador,Transversal A-1, Qta. Mabel, CaracasTel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 [email protected] Villamizar / Marketing ManagerCarrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. BogotáTel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 [email protected] Ricardo J. Soto / Global Marketing Director5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USATel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898. Cel: (1) 832 265 [email protected]ésar Guerra N. / DYGOILAv. República de El Salvador 309 y Suiza. Edificio Dygoil, QuitoTel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449. Fax: 244 1624

Jorge Zajia, Editor

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

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

Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2013Reservados todos los derechos. All rights reserved

Cornisa

Partiendo de la premisa que el petróleo y el gas natural serán la principal fuen-

te de energía con que cuenta la humanidad hasta que se agoten, lo cual, en virtud de los más recientes acontecimientos, no se avizora todavía, podemos afirmar que los hidrocarburos son un recurso infinito y que todavía habrá grandes volúmenes en el sub-suelo cuando otras fuentes puedan alcanzar la supremacía.

Lo que si está cambiando dramática-mente es su presencia en el espectro geopo-lítico del planeta gracias al desarrollo de la tecnología que están conduciendo a la mo-netización de ingentes reservas del precia-do carburante, que antes ni las mentes más soñadoras pronosticaron su explotación. Y no estamos hablando de los recientes des-cubrimientos del petróleo y gas contenidos en las lutitas o arcillas que han contribuido decididamente a incrementar la producción de Estados Unidos, que en 2013 alcanzó su nivel más alto de los últimos 25 años.

México es otro actor importante en el concierto de los países mayores producto-res y hasta hace unos pocos años estuvo co-queteando alrededor de los 3.5 millones de BPD de aceite, la cual declinó bruscamente hasta los niveles actuales de poco más de 2.5 MMBPD. Sin embargo la nación azteca ha dado un giro de 180 grados en la forma de enfrentar el negocio petrolero al apro-bar el 12 de Diciembre pasado una nueva legislación que termina con 75 años de mo-nopolio estatal y permite la participación privada en su muy nacionalista industria petrolera. Esta reforma, antes de convertir-se en Ley, debe ser aprobada por las asam-bleas de los estados, cuya mayoría aprueba la reforma y gracias a la cual se espera que en poco tiempo México duplique su pro-ducción petrolera.

Venezuela continúa liderando la región como el principal productor de petróleo y gas, siendo además poseedor de las mayo-

América LatinaPanorama Petrolero

res reservas de crudo del planeta; sin em-bargo este año Pdvsa va a consumir todo su esfuerzo y sus recursos en la aplicación de una aumento del precio de los com-bustibles que hoy son los más baratos del mundo y tienen prácticamente quebrada la economía del país en virtud de las pérdidas monetarias y el contrabando de extracción. Aunque no se sabe a ciencia cierta su mon-to, algunos estiman que podría superar los 20 mil millones de dólares al año. La tarea no es fácil en una nación acostumbrada a la gasolina “regalada” y, por ende, al des-pilfarro, pero tenemos la confianza que ese país saldrá adelante en este propósito, pues un precio justo y adecuado de los derivados del petróleo representa una formidable he-rramienta para el desarrollo y la superación de la pobreza.

Colombia por su parte sigue avanzando en la exploración de su extenso territorio que contiene 23 cuencas sedimentarias, de las cuales apenas 3 están medianamen-te exploradas. A mediados de Diciembre se realizó el pre lanzamiento de la Ronda Colombia 2014, cuyos detalles están en un artículo publicado en la página 18 de esta edición de Petroleum.

Brasil prosigue igualmente con la ex-ploración en el pre sal que tantas satisfac-ciones les ha dado; Ecuador avanza con la construcción de la Refinería del Pací-fico, ahora con China como tercer socio, junto a Petroecuador y Pdvsa; Perú que recién aprobó un plan para vender en el mercado bursátil hasta el 49% de Petro-perú; Bolivia también se anotó un éxito con el pozo Margarita-6, cuya prueba inicial arrojó más de 6 MMmcd de gas, un récord en la historia de Bolivia y uno de los significativos de América Latina y Argentina ha puesto todas sus esperanzas en los yacimientos no convencionales del área de Vaca Muerta, considerado uno de los prolíficos del mundo.


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INdICE dE ANUNCIANTES

41 7 38 29

39 44 19 43

37 27 23 17

28 12 5 25

15

21 35 24 11

2 36

9 13

40 14

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www.expooilandgascolombia.com

Albumes de fotos capturadas a lo largo de 37 años, como parte de la tarea de retratar

esos episodios que forman parte de la historia de la industria petrolera en general, reposan en los archivos físicos y digitales de Petroleum.

Son miles de imágenes publicadas e inédi-tas sobre cientos de exposiciones, congresos, conferencias, jornadas técnicas, simposios, foros, seminarios, excursiones, entrevistas y actividades diversas que dan cuenta de esos trascendentales hechos que marcaron gran parte del día a día de esta pujante industria.

Por estas y otras razones, sería imposible publicar todas las fotos de cada evento regis-trado, esgrimiendo ese refrán que dice que “una imagen vale más que mil palabras”. Por lo que hacer una correcta y completa selección, resulta ser siempre un ejercicio arduo que nunca termina.

Uno de los eventos que recientemente puso a prueba esta capacidad editorial fue el

Momentos durante el XV Congreso Colombiano del Petróleo y Gas

XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que reunió en Bogotá a miles de participantes entre delegados, conferencistas y visitantes en general para atender una apretada agenda académica, técnica y comercial de grandes dimensiones, en proporción al auge que expe-rimenta la industria petrolera del país.

Además de los pronunciamientos de rigor por las autoridades gubernamentales e institu-cionales vinculadas al sector, se sumaron voces de expertos de talla nacional e internacional para compartir sus puntos de vista sobre el avance de las actividades que se encaminan. Por otro lado, la fuerza estudiantil, ganando espacios de participación, con una presencia

notable. Pero, como siempre, la muestra co-mercial atrajo la visita de propios y foráneos y se constituyó nuevamente en una cita casi obligada para conocer acerca de las noveda-des en productos y servicios que se ofrecen a la industria.

En la edición Diciembre 2013 / Petroleum 287 retratamos algunos de los tantos stands que conformaron la Exhibición del XVCCPyG, la cual abarcó unos 8.000 metros cuadrados. Como suele ocurrir, y seguirá ocurriendo, muchas otras quedaron rezagadas sin propo-nérnoslo, tal es el caso de la imagen que acom-paña este corto texto, que registra esos gratos momentos para el encuentro y el recuerdo.

El encontrarse con viejas amistades, el cultivar otras nuevas y el hacer contactos con miras al establecimiento de acuerdos

de negocio sigue siendo el motor de los principales eventos de la industria

Iván Rodríguez, Ecopetrol; Roberto Hernández, Ecopetrol; Pedro Luna,

Ecopetrol; Juan Fernando Martínez, ANH; Edward Tovar, Ecopetrol; Marta Elena

Zamudio, ANH; César Bolívar, LMKR; Luis Mogollón, Ecopetrol; y David Bejarano,

Question & Answer


Cuadrante

E l Senado de Estados Unidos aprobó el acuerdo México-EU de Yacimientos Transfronterizos de Hidrocarburos en el Golfo de Mé-xico, como parte de las negociaciones de su presupuesto. La portavoz Cailin Hayden señaló que el acuerdo “establecerá un marco ambientalmente seguro y responsable para explorar, desarrollar y compartir ingresos de recursos de hidrocarburos en las aguas más allá de las zonas económicas exclusivas de cada país”. Firmado en Febrero de 2012, y avalado por el Senado mexicano en Abril de ese año, el acuerdo establece el marco legal para la administración de la región limítrofe entre los dos países en el GoM a fin de explotar comercialmente las reservas de petróleo y gas. Fija además directrices para los desarrollos transfronterizos marítimos e incentivos para las compañías de petróleo y gas que voluntariamente entren en arreglos para trabajar.

P acific Rubiales se ha fijado una meta de crecimiento de producción para el 2014 entre un 15 y un 25% por encima de los niveles de 2013, con una expectativa de producción neta de aproximadamente 148 a 162 mil barriles de petróleo equivalentes por día. “Este incremento de la producción estará apalancado en la adquisición de Petrominerales, el desarrollo del prospecto Hamaca en el bloque CPE-6 y en el desarrollo de otros campos de crudo liviano”, comentó Ronald Pantin, CEO de la compañía. Dijo los planes seguirán basados principalmente en el amplio portafolio de la compañía, con una producción enfocada en el crudo pesado. La empresa espera que el crecimiento en sus volúmenes de crudo pesado sea vea impulsado por la construcción de instalaciones y su entrada en operación, lo cual dependerá en gran parte de la velocidad y la oportunidad con las que sean otorgadas las licencias ambientales.

P etrobras Argentina invertirá US$54 millones en cuatro pozos no convencionales en Vaca Muerta. La filial argentina firmó un acuer-do con la provincia de Neuquén y la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) para la exploración y eventual explotación del área Parva Negra. El acuerdo contempla la perforación de cuatro pozos de shale gas en la formación Vaca Muerta, con una inversión estimada de 54 millones de dólares, con Petrobras Argentina como operador (con el 85% de participación en la Unión Transitoria de Empresas) y GyP con el 15% restante. El permiso de exploración sobre el área tendrá una duración de cuatro años. La filial argentina también anunció en Diciembre el hallazgo de una acumulación de petróleo en la concesión Rincón de Aranda, en la formación Vaca Muerta, a una profundidad de 2.501 metros.

G eopark anunció la exitosa perforación y pruebas del pozo exploratorio Tigana Sur 1 en el bloque Llanos 34, en la cuenca central de los Llanos de Colombia, el cual opera con una participación del 45%. Tras perforar y completar el pozo a una profundidad total de 3.692 metros, pruebas realizadas en la formación Guadalupe, a unos 3.522 metros, arrojaron una tasa de unos 1.597 barriles por día de petróleo de 15,3° API. Tigana Sur 1 es una nueva estructura situada al sur y a lo largo de la misma tendencia estructural comprobada con el anterior descubrimiento de petróleo Tigana 1 anunciado a mediados de Diciembre. James F. Park, CEO de GeoPark , comentó que el hallazgo confirma una vez más la prospectividad del bloque. “Tigana Sur es nuestro quinto nuevo campo de petróleo en Llanos 34 desde su adquisición en 2012 y se convierte en un importante contribuyente a nuestra producción en Colombia”.

L a agencia Standard & Poor’s (S&P) subió la calificación de deuda soberana de México a largo plazo a “BBB+” desde “BBB”, con el argumento de que las reformas energética y fiscal mejorarán el panorama de crecimiento de la segunda mayor economía de La-tinoamérica. La calificadora de riesgo además revisó la perspectiva crediticia a “estable” desde “positiva”. Indicó que los cambios aprobados a la Constitución, incluyendo los artículos transitorios, que proveen más detalles sobre la apertura del sector energético tienen el potencial de atraer inversiones significativas. La calificación de deuda “BBB+” refleja que las obligaciones tienen actual-mente una baja expectativa de riesgo de inversión. También advirtió que el fracaso de implementar estas reformas en los próximos años puede llevar a una menor confianza de los inversionistas y bajo crecimiento económico.

G ran Tierra Energy anunció un programa de gastos de capital en 2014 de US$467 millones, con planes de perforar cinco pozos exploratorios, 11 pozos de desarrollo y evaluación, además de infraestructura en Colombia, Brasil, Perú y Argentina. Contempla la perforación de 12 pozos en Colombia, dos pozos en Argentina y dos en Perú. El 59% del presupuesto es para la perforación de desarrollo y de evaluación, y el 41% para la perforación exploratoria. El programa también incluye fondos para 2.213 Km de adquisición sísmica 2D y 228 km2 de sísmica 3D en Colombia, Perú y Brasil. La compañía espera alcanzar este año un promedio de producción de entre 30.000 y 31.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), en sus intereses de trabajo en general o entre 23.500 y 24.500 (boe/d) netos después de regalías (Nar) con el aporte de los campos Costayaco y Moqueta (96% petróleo).

Wood Group Mustang Automation and Control fue nombrado Integrador de Sistemas del Año 2014 por la revista Control Engi-neering, en la categoría de ingresos anuales de más de US$18 millones. El mismo premio le fue otorgado en 2010. Este concurso

anual reconoce a las empresas de integración de sistemas que demuestran un alto nivel de conocimientos técnicos, habilidades de negocios y satisfacción del cliente. La Unidad de Negocios de Automatización y Control de Mustang es proveedor líder de inge-niería, integración y servicios de implementación para los sistemas de automatización, control e información para las industrias aguas arriba de petróleo y gas, refinación, química y procesamiento. Su negocio se expandió a América del Sur hace dos años con la adquisición de ISI Mustang y también ha establecido bases de operaciones en Canadá, Europa y Arabia Saudita.

L a empresa de servicios de gas natural, Madigas Ingenieros S.A. E.S.P., inicia sus operaciones en seis municipios del departamento de Boyacá, Colombia, a partir del primer semestre de 2014. La empresa cuenta con los permisos de ingeniería de obra, municipales y departamentales para iniciar la construcción de la red de distribución en los municipios de Aquitania, Tota, Cuitiva, Iza, Pesca y Firavitoba de este departamento. Iniciará obras en los cascos urbanos para el sector residencial de los municipios, operación, expan-sión y mantenimiento. El proyecto de gasoducto en Boyacá favorecerá a cerca de 15.000 usuarios, brindando grandes beneficios con el consumo de gas natural para los habitantes y la generación de más empleos directos e indirectos en la región.


Estadísticas

Worldwide Rig CountBAKER HUGHES

Latin America Rig CountBAKER HUGHES

Fuente: Baker Hughes

Fuente: Baker Hughes


El 23 de Noviembre integrantes de esta veterana Promoción de

Ingenieros de Petróleo de la ilustre Universidad del Zulia celebraron

en un emotivo acto sus 50 largos años de ejercicio profesional y de

servicio a la industria petrolera venezolana e internacional

In Situ

Un genuino y merecido reconocimiento re-cibió la VII Promoción de Ingenieros de

Petróleo que hace medio siglo –exactamente en 1963- egresó de las aulas de la Escuela de Petróleo de La Universidad del Zulia.

Integrada por connotados profesionales, la promoción inició la jornada de celebra-ción en Maracaibo, con una ceremonia eucarística oficiada por Monseñor Roberto

50 años de la VII Promoción de Ingenieros de Petróleo de LUZ

Luckert, Arzobispo de la Diócesis de Coro, quien resaltó la brillante labor de servicio para la industria petrolera desempeñada por gran parte de esa multitud de expertos de la Ingeniería durante 50 largos años de ejercicio profesional.

La conmemoración prosiguió en un re-conocido centro de recreación de la ciudad, donde se llevó a cabo un sencillo y sentido

acto de reconocimientos a sus integrantes. Allí, Gilberto Ocando Yamarte, miembro de la Promoción, compartió su sentir por el logro alcanzado, ante la presencia de Alfonso Gutiérrez, Presidente del Centro de Ingenieros del Estado Zulia (CIDEZ), Fernando Sánchez, Vicepresidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Pe-tróleo (SVIP) y de invitados especiales, entre

Miembros de la Promoción: Atilio Osorio, Enrique Álvarez, Héctor Luzardo, Luis Urdaneta, Jaime Gaviria, Camilo Schmidt, Ildemar Torres, Carmen Tinedo, Roberto Muñoz, Romer Luzardo; Iván Darío Parra, invitado especial; Eugenio Govea; y Alfonso Gutiérrez, invitado especial


Compartieron discursos muy emotivos durante la celebración, Gilberto Ocando Yamarte y César Gaviria, miembros de la Promoción LUZ 1963

In Situ

ellos, Gastón Labarca Pacheco, Monseñor Roberto Luckert, el Diputado a la Asamblea Nacional Hiram Gaviria, el Ex Presidente del CIDEZ Iván Darío Parra y del Ex di-rectivo de la SVIP-Maracaibo y Asesor de Petroleum Edmundo Ramírez.

ReconocimientosSe procedió a la entrega de botones

de oro y diplomas a los integrantes de la Promoción, por sus 50 años de graduados, por parte de Alfonso Gutiérrez y Fernando Sánchez. Y luego se hizo el conferimiento de la Orden Antonio José de Sucre, máxi-ma distinción del Colegio de Ingenieros de Venezuela, a Luis Urdaneta Vásquez, integrante de la VII Promoción.

Posteriormente se hizo entrega de em-blema y diploma al ilustre profesor de Se-guridad Industrial de la Escuela de Petróleo de LUZ, Gastón Labarca Pacheco, por sus 60 años de docencia y ejercicio profesional.

El ambiente fue propicio para hacer además un reconocimiento por parte de la Fundación Rolando López de la SVIP, a toda la VII Promoción por su apoyo a la labor social que durante muchos años realiza

esta Fundación, a través de becas para estudiantes y sustento económico a pro-fesionales de la Ingeniería en situación de minusvalía.

La SVIP además hizo una distinción a Roberto Muñoz, integrante de la Promoción, por su loable labor como columnista de opinión en los principales

diarios del país.Un emotivo discurso pronunciado

por Jaime Gaviria, también participante de la Promoción, permitió a los presentes recordar muchas de las anécdotas y acon-tecimientos vividos en la época de comienzo de los estudios universitarios, una etapa que coincidió con el inició la democracia en Venezuela. Gaviria se tomó el tiempo para traer a la memoria a personajes como el Rector Antonio Borjas Romero, al deca-no que los recibió, Nicandro Barboza y al decano que firmó los títulos de ingeniero, Lino Cadenas, sin dejar pasar por alto al muy “estimado” y recordado Maestro de Maestros, Dr. Efrain Barberii, padrino de la

promoción. También se recordó con mucho cariño a aquellos miembros, que ya no están presentes en cuerpo y alma.

La VII Promoción de Ingenieros de Petróleos – LUZ 1963: Enrique Álvarez, Nerio Díaz(+), Saturnino Gallardo, Euro García, Jaime Gaviria, Luis González, Eu-genio Govea, Violeta Jerez, Héctor Luzar-do, Rómer Luzardo, Manuel Marcano(+), Roberto Muñoz, Gilberto Ocando, Atilio Osorio, Gonzalo Pérez(+), Ana Portillo(+), Pablo Reyes, Álvaro Rodríguez, Miguel Salazar(+), Roberto Saules(+), Camilo Sch-midt, Carmen Tinedo, Ildemar Torres, Luis Urdaneta y Nelson Villalobos.


In Situ

El 3 de Diciembre en Bogotá, el Capítulo para Colombia de la Society of Petro-

physics and Well Log Analysts, SPWLA-C.A.F.E, cerró sus actividades de fin de año, con una revisión de su gestión a lo largo de 2013, celebrando principalmente el resultado que arrojó la EOR Formation Evaluation Topical Conference, realizada en Octubre en Medellín con enfoque en las técnicas de recobro mejorado de petróleo.

Adriano Lobo, Presidente de Colombian Association Formation Evaluation, C.A.F.E. y Gerente de Estrategia y Yacimientos de Ecopetrol, destacó la importancia que tiene para esta Asociación trabajar para cerrar la brecha entre estudiantes universitarios e industria, de tal modo que invitó a ambos actores a ser partícipes de las actividades que se programan con el fin de cumplir con este objetivo. Resaltó además el gran creci-miento que tuvieron en 2013 los capítulos estudiantiles, tendencia que se pretende seguir a nivel nacional.

Para cerrar un año de intensa actividad enfocada en el mejoramiento profesional de sus agremiados, C.A.F.E. – SPWLA Colombia, ofreció la oportunidad de atender la conferencia técnica “The Role of Proper Borehole & Reservoir Monitoring/Diagnostics in EOR”, a cargo de un experto de Halliburton en el área

Conferencia de SPWLA Capítulo Colombia C.A.F.E.

Para cerrar el cronograma de acti-vidades del año, Maged Fam, Gerente Regional para Latinoamérica del grupo de Formación y Evaluación de Yacimientos de Halliburton, condujo el conversatorio denominado “The Role of Proper Boreho-le And Reservoir Monitoring/Diagnostics in EOR”.

Fam cuenta con más de 32 años de experiencia en áreas de evaluación de for-mación, geología, petrofísica y análisis e interpretación de registros eléctricos.

El objetivo fue ayudar a comprender y analizar de forma adecuada las condiciones de los yacimientos para elegir de la mejor manera el método EOR a ser aplicado.

El experto introdujo el tema con una breve explicación sobre qué es EOR antes de dividir en tres ejes fundamentales su presentación: El diagnóstico de yacimien-tos y su producción, el completamiento e integridad de los pozos y los métodos y técnicas de cañoneo.

Helman Duque, Halliburton; Ricardo Bueno, Ecopetrol S.A.; Maged Fam, Halliburton; José Marroquín, Universidad Surcolombiana; Martha Ruiz, C.A.F.E; Albeiro López, Ecopetrol; Zoriana Snovida, Schlumberger; Adriano Lobo, Ecopetrol; Álvaro Diaz, Baker Hughes; Carlos Almanza, Universidad de América; y Manfred Martin, Schlumberger


In Situ

ConformanceMediante gráficas expuso la razón por la

cual los métodos EOR cobran importancia a nivel mundial. Al mencionar los niveles de producción y recobro de crudo explicó que en las etapas de producción primaria y secundaria se ubican los recobros con-vencionales, donde usualmente se aplica la inyección de agua y el mantenimiento de la presión del yacimiento, mientras que la etapa de producción terciaria considera métodos de EOR que pueden ser térmicos, de inyección de gas o químicos.

Explicó de qué trata el proceso de “con-formance”, el cual incluye una serie de pasos que empiezan con una evaluación inicial, seguido de la caracterización del reservorio para conocer los problemas detectados con el fin de elegir y aplicar la apropiada solución, hasta finalizar con una evaluación de los re-sultados con el fin de optimizar e incrementar la producción en el reservorio.

Maged se detuvo a explicar que para el diagnóstico de los yacimientos existen varias tecnologías que se suelen aplicar según las condiciones del yacimiento, tales como PNC (Pulsed Neutron Capture) y PNS (Pulsed Neutron Spectral). También dio algunos ejemplos de la importancia de la correcta interpretación de los resultados obtenidos al utilizar estas técnicas.

De acuerdo al experto, para el completa-miento e integridad de los pozos se pueden utilizar cuatro herramientas que tienen como objetivo realizar una evaluación a la cemen-tación y una inspección al revestimiento, el Ultrasonic CAST, el CBL/VDL Cement Bond Log/Variable Density Log, el MIT Multiginger Image Tool y el MTT Magnetic Thickness Tool. Cada una con apropiadas aplicaciones según su funcionalidad.

En consecuencia mencionó que durante la supervisión y diagnóstico de la produc-ción se debe tener en cuenta el monitorear

el rendimiento del reservorio, la evaluación del tratamiento y la apropiada estimulación, el diagnóstico de los problemas del comple-tamiento, la entrada no deseada de agua o de gas, las fugas y la contribución a la pro-ducción por zonas. La conferencia técnica concluyó con una serie de consideraciones técnicas acerca del cañoneo en donde se re-saltó algunos métodos como Wireline Casing Guns, Through Tubing Perforating y Tubing Conveyed Perforating.

Maged Fam, Gerente Regional para Latinoamérica del grupo de Formación y Evaluación de Yacimientos de Halliburton, enfatizó la importancia que cobra la aplicación de métodos EOR para optimizar e incrementar la producción


In Situ

El 5 de Diciembre la empresa líder en soluciones tecnológicas para la industria del petróleo y gas dio

a conocer el lanzamiento de los servicios digitales para el análisis de rocas y fluidos que ofrece

CoreFlow

Una experiencia digital en el Schlumberger Reservoir Laboratory

En un tour especial para la prensa, Schlumberger dio a conocer los deta-

lles del reciente lanzamiento del avanzado servicio CoreFlow para el análisis digital de rocas y fluidos, en las instalaciones del Schlumberger Reservoir Laboratory de Houston.

Mediante una serie de presentaciones técnicas, la actividad cumplió su objetivo al divulgar las ventajas de este nuevo servicio que ofrece un modelo digital en 3D aplicable que ayuda a obtener una mejor comprensión de la interacción roca – fluido del yacimien-to. CoreFlow puede ser aplicado en todos los tipos de yacimiento, incluso carbonatos, areniscas y shale.

Los asistentes no solo recorrieron el laboratorio de análisis de núcleos, además, experimentaron la emoción de observar el flujo de los fluidos a través de los poros de las rocas en un acogedor teatro 3D, con la guía de expertos técnicos en el área.

La jornada proporcionó una visión profunda del conocimiento sobre lo que sucede en los yacimientos, vital para ayudar a clientes y relacionados a tomar las mejores decisiones para sus proyectos.

Los expertos técnicos hablaron sobre cómo los servicios de CoreFlow combinan la extensa experiencia en laboratorio con las tecnologías de modelado y prueba más avanzadas de la industria. Enfatizaron que la tecnología de análisis digital que incorpo-ra este servicio, ofrece una visión completa de la muestra del núcleo para alcanzar una mayor precisión desde todos los ángulos.

Muestras de rocas y fluidos obtenidos en elSchlumberger Reservoir Laboratories

Eya Tkachenko, Media Relations Specialist, Schlumberger; Ricardo J. Soto, Global Marketing Director, Petroleum; y Lisa Ann Hofmann, Media Relations Manager, Schlumberger

Análisis físico y digital de rocas y fluidosCoreFlow integra la rutina de análisis

físico de núcleo con lo último en tecnología de análisis digital lo que permite obtener una visión más precisa e integral de la muestra de núcleo.

Con los servicios que integra es po-sible saber a ciencia cierta cuál roca del yacimiento luce a diferentes escalas. Esta combinación única de análisis de núcleo físico y digital brinda un modelo completo, predictivo y aplicable a través del cual los clientes pueden tomar decisiones cruciales acerca de sus retos más complejos.

A diferencia de otros métodos, este enfoque todo-en-uno utiliza simulaciones digitales para orientar las mediciones fí-sicas de laboratorio a fin de refinar estas simulaciones, asegurando la obtención y utilización adecuada de los datos. También utiliza el conocimiento en profundidad de las propiedades de los fluidos para crear modelos digitales de fluidos para la simu-lación de flujo.

Al obtener un modelo propio de ambas características (físicas y digitales) se puede tomar decisiones informadas con mayor rapidez. Según el análisis, las respuestas se pueden entregar en cuestión de minutos en lugar de horas, días en lugar de semanas y meses en lugar de años, en comparación con el análisis físico.

Los servicios incluyen: – Registro y scanner CT de energía dual

de núcleo completo– Análisis e imágenes microCT de núcleo

– Análisis e imágenes SEM (Scanning Electron Microscope)

– Simulación DHD (Direct Hydro-Dynamics).

Con el servicio de análisis e imágenes SEM (Scanning Electron Microscope) se obtienen imágenes 2D y 3D para visualizar la textura y la conectividad de los poros en yacimientos no convencionales


E&P

“Los hidrocarburos son un recurso de todos los

colombianos y tiene que beneficiar a todo el país”, fue

el lema para este proceso licitatorio de áreas de

exploración que la Agencia Nacional de Hidrocarburos

planea lanzar de manera oficial en Febrero, para la

adjudicación de áreas a finales de Julio

Pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 201410 años de la ANH

Laura M. Albarracín Montoya

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, realizó el 17 de Diciembre en

Bogotá el pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014, en la que se prevé adjudicar nuevos bloques petroleros en cinco áreas y tipos de yacimientos, para abarcar un total de 22 millones de hectáreas.

Por casi 10 años la ANH, ha cumplido un papel fundamental en su rol de admi-nistrar las áreas potencialmente prospec-tivas para ofrecerlas a los inversionistas en procesos competitivos que aseguren la continuidad de la exploración y ayuden a adicionar nuevas reservas de petróleo y gas, además de aumentar la producción del país, con condiciones de desarrollo para el estado colombiano. De allí el pre-lanzamiento de la Ronda Colombia 2014.

Orlando Cabrales Segovia, Viceminis-tro de Energía y Javier Betancourt Valle, Presidente de la ANH, adelantaron detalles de todo el proceso en una apuesta por la búsqueda de más petróleo bajo mecanismos competitivos, como en las rondas anteriores.

Cabrales resaltó los cambios que la ANH ha logrado gestionar, entre los que mencionó el fortalecimiento de Ecopetrol. Además comentó que la Agencia ha lo-grado administrar el recurso, impulsar la inversión nacional y extranjera y asignar áreas de forma transparente.

rar asociación con la industria, por lo que aclaró que el beneficio del país depende de la actividad petrolera, es decir, que el éxito de las empresas es el éxito para todos. “Las actividades sólo son exitosas si se tiene como objetivo las relaciones con la comu-nidad y el respeto por el medio ambiente, pues las comunidades son las que dan la permanencia y las que permiten tener unas relaciones fructíferas que darán el éxito a la operación’’, agregó.

Juan Fernando Martínez, Vicepresidente Técnico de la ANH, presentó detalles de las áreas que se ofertarán de acuerdo al proceso competitivo 2014. En esta oportu-nidad –mencionó- se han establecido unas características especiales que permiten ofrecer todas las herramientas para tomar

Mapa de Áreas a Licitar en la Ronda Colombia 2014. Fuente ANH

“El crecimiento de las reservas, la perfo-

ración de pozos y la renta fiscal han aumen-

tado en los últimos 3 años, en un porcentaje

significativo’’ acotó Cabrales. Agregó que entre los retos que se tienen para el futuro próximo, se definen cuatro ejes estratégicos: el incrementar los factores de recobro, los crudos pesados, las exploraciones costa afuera y los yacimientos convencionales y no convencionales.

Luego de invitar al acompañamiento de la oferta pública el 23 de Julio, Javier Be-tancourt hizo un recorrido histórico de los retos de la ANH, que ha firmado contratos por más de 200 bloques, rompiendo récords en perforación y actividad sísmica. Para el representante de la Agencia a lo largo de 10 años se ha tenido como objetivo gene-


E&P

las mejores decisiones sobre las posibles exploraciones en las cuencas colombianas. Dijo asimismo que la ANH se esmeró en obtener la información de forma rápida, efectiva y tecnológica, para disponer porta-folios de inversiones y Datarooms virtuales, que permitan acceder desde cualquier parte del mundo a la información, mediante la entrega de paquetes de información integra-dos con información sísmica en plataformas interactivas, entre otros.

Areas prospectivas La Ronda Colombia 2014 comprenderá

cinco áreas estratégicas:• Yacimientos Descubiertos No Desa-

rrollados (YDND), cuyas actividades co-rresponderán a una fase única, que incluye la identificación de anomalías geoeléctricas asociadas a la presencia de hidrocarburos, el reprocesamiento y/o adquisición sísmica y la evaluación y análisis del yacimiento.

• Yacimientos de Gas Metano asocia-dos a Mantos de Carbón (CBM), en áreas continentales. Existen estudios en 12 dis-tritos carboníferos y 6 áreas prospectivas ubicadas en La Guajira, Cesar, Cordillera Oriental, Santander, Norte de Santander, Córdoba y Norte de Antioquia.

• Áreas E&P Costa afuera (Offshore), ubicadas en el Mar Caribe y en el Océano Pacífico en aguas profundas. Existe una fase única que incluye ensayos de piston core, la adquisición y/o reproceso de sís-mica 2D y 3D y finalmente el cubrimiento batimétrico del área.

• Yacimientos No Convencionales. Se tienen unas áreas prospectivas para shale oil donde se encuentra la formación Cansona, La Luna y Villeta. Se ha estudiado la presen-

cia de la roca generadora, la evaluación de espesores, la continuidad lateral, Oil, Gas/Prone, la mineralogía para estimulación y la determinación del sweet spot. Comprenden tres fases con actividades de reprocesamien-to y/o adquisición sísmica en 2D o 3D, la perforación de pozos estratigráficos con análisis geoquímicos, petrofísicos, registros de pozos, la perforación exploratoria, esti-mulación y pruebas.

• Yacimientos Convencionales. Dos fases que comprenden la adquisición de sísmica y la perforación exploratoria.

Lanzamiento de la Ronda ColombiaAl finalizar la presentación, Juan Fer-

nando Martínez ratificó que con el próxi-mo lanzamiento de la Ronda Colombia, la ANH estará brindando un espacio de participación para la industria nacional e internacional, entregando información moderna, integrada y con valor agregado, realizando estudios regionales al servicio de los procesos competitivos, mostrando áreas con visión geológica, que finalmente contri-buyen al objetivo general de la Agencia, la incorporación de nuevas reservas.

Nicolás Mejía, Vicepresidente de Pro-moción y Asignación de Áreas, publicó el cronograma preliminar de la Ronda Colombia 2014.

Resaltó fechas como el 20 de Febrero, cuando se realizará el lanzamiento del proceso en Bogotá, y el acto público de apertura de ofertas el 23 de Julio, con la participación de los proponentes e inver-sionistas. El 28 de Julio la agencia dará a conocer la lista definitiva de elegibilidad y adjudicación o, en su defecto, la declara-toria de desierta de las áreas.


E&P

La empresa puso en marcha el pozo Margarita 6, el cual

se convierte en el pozo más productivo de Bolivia y de toda la cuenca Subandina, con seis

millones de metros cúbicos diarios de gas

Repsol inició la producción del mayor pozo de gas de Bolivia

Repsol arrancó la producción del pozo Margarita 6, en el sur de Bolivia, que con

seis millones de metros cúbicos diarios de gas se convierte, según la empresa, en el pozo más productivo de la historia del país y de toda la cuenca Subandina, que se extiende por Bolivia, Argentina y Perú.

Margarita 6 constituye el segundo de los cuatro pozos que Repsol tiene previsto perfo-rar como parte de la segunda fase del proyecto Margarita-Huacaya.

La perforación comenzó en Abril de 2012 y concluyó el 5 de Octubre del año pasado, con un costo total de US$74,5 millones. Justo a principios de Octubre Repsol inauguró la ampliación de la planta de procesamiento de gas de Margarita, obras

en la que superó las previsiones en cuanto a plazos y producción de esta infraestructura, con el manejo de un volumen de hasta los 15 millones de metros cúbicos de gas diarios, al 20 de Diciembre.

Durante los trabajos en Margarita 6 Rep-sol dio cuenta de la aplicación de una serie de tecnologías para optimizar los tiempos de perforación y garantizar una mayor vida útil de las instalaciones, estimada en 20 años.

Margarita-HuacayaEl plan de desarrollo del área Margarita-

Huacaya contempla una inversión total de US$640 millones, y es uno de los proyectos clave de crecimiento dentro del Plan Estra-tégico 2012-2016 de la empresa española.

El pozo Margarita 6 pertenece a la segunda fase del proyecto Margarita-Huacaya, que ha logrado incrementar su producción hasta los 15 millones de metros cúbicos de gas diarios

La principal petrolera de Brasil presentó ante la Agencia Nacional de Petróleo, Gas

Natural y Biocombustibles, ANP, la declara-ción de comercialidad de la acumulación de petróleo del área de Carioca, y también de las acumulaciones de petróleo y gas de las áreas Franco y Sul de Tupi, todas localizadas en el presal de la Cuenca de Santos.

En relación a Carioca, situado en el bloque BM-S-9, sugirió al ente regulador que el nuevo campo sea denominado Lapa. Esta área con reservorios de petróleo de buena calidad (en torno a 26º API), y un volumen recuperable total estimado en 459 millones de barriles de petróleo equivalente, se proyecta como otro campo de grandes dimensiones en la frontera del presal. Se encuentra localizado a 270 Km de la costa del Estado de São Paulo a una profundidad de agua de aproximadamente 2.140 metros.

El ente regulador, ANP, recibió la declaración de comercialidad de las áreas Carioca, Franco y Sul de Tupi, todas con reservorios de petróleo con gravedad entre 26º y 28º API

Petrobras declara comercialidad de tres áreas en el presal

ubicado a 200 Km de la costa del Estado de Río de Janeiro a una profundidad de agua entre 1.600 y 2.100 metros.

Petrobras planea la entrada en operación de cinco sistemas de producción en Búzios hasta 2020.

Por su parte, el área de Sul de Tupi, con 128 millones de barriles de petróleo equi-valente, contiene reservorios portadores de petróleo de buena calidad (27º API). Allí Pe-trobras adquirió datos sísmicos 3D y perforó un pozo, conforme al plan exploratorio obli-gatorio. Está localizado a 300 Km de la costa del Estado de Río de Janeiro en una lámina de 2.200 metros.

La producción se realizará por el mismo sistema de producción previsto para el módu-lo Extremo Sul del campo de Lula, con planes de obtener el primer petróleo en el primer trimestre de 2017.

En conjunto, los campos Margarita y Huacaya conforman un área de explotación con una superficie de 123.000 hectáreas, en la zona sur de Bolivia, en el departamento de Tarija. Allí se localizan 6 pozos en producción, con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros.

Como parte de esta segunda fase del proyecto, Repsol prevé la perforación de dos nuevos pozos, Margarita 7 y Margarita 8, y la realización de sísmica 2D y 3D. La meta es alcanzar en 2014 los 4.350 y 4.500 metros de profundidad respectivamente.

El consorcio Caipipendi, encargado del proyecto, es operado por Repsol con una participación del 37,5%, y tiene como socios a BG (37,5%) y PAE E&P (25%).

Petrobras (45%) y sus socios BG E&P Brasil (30%) y Repsol Sinopec Brasil (25%) prevén extraer el primer petróleo en el tercer trimestre de 2016.

Franco y Sul de TupiRespecto a las áreas Franco y Sul de Tupi,

previstas en el contrato de Cesión Onerosa, la petrolera sugirió su denominación como Búzios y Lula Sul, respectivamente.

El volumen para el área de Franco, de 3.058 millones de barriles de petróleo equiva-lente, fue comprobado en la fase exploratoria. Sus reservorios del presal son contenedores de petróleo de buena calidad (entre 26º y 28º API). Petrobras adquirió datos sísmicos 3D en toda el área, perforó dos pozos obligatorios y seis adicionales, con el objetivo de delimitar y caracterizar los reservorios, además de una prueba de formación de larga duración. Está


Reporte

El 2014 llega con grandes retos para la industria petrolera colombiana que

dependen de un trabajo junto al Gobierno nacional donde existan garantías para ope-rar y se logren superar problemas de orden público y de licencias ambientales. En tal sentido se demandan mayores esfuerzos para aumentar la actividad exploratoria a fin de apuntar nuevos descubrimientos.

Para hacer un recuento anual del sector de hidrocarburos y mostrar los desafíos que se vienen para el 2014, la Asociación Colombiana del Petróleo ofreció un de-sayuno el 11 de Diciembre en Bogotá, en reconocimiento al espacio brindado por los medios de comunicación a la información generada en esta dinámica industria. Bajo la conducción de Alejandro Martínez, Presi-dente de ACP, se expusieron los principales indicadores de este balance en dos áreas fundamentales, en primer lugar en materia de exploración y la producción, seguido por los combustibles y lubricantes. Asimismo se resaltó algunas de las preocupaciones y

Bajo el lema “2013 un buen año pero con grandes desafíos” la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, hizo un balance de los resultados de la industria petrolera en el país

y las perspectivas que se tienen para el año que inicia


Laura Marcela Albarracín / Heglenys Perozo

limitantes que hoy se observan en el sector y que plantean retos a futuro.

Exploración y producción

El balance de los resultados durante 2013 concluyó que el sector petrolero en Colombia sigue creciendo por encima de la economía, con un estimado del 7% en el PIB al cierre de Diciembre, superando a la economía con un porcentaje del 4%. En los últimos ocho años, la participación de este sector en el PIB total del país ha crecido en aproximadamente el 50%.

El sector sigue realizando grandes aportes a las regiones y a la Nación. Las exportaciones de hidrocarburos representan más del 50% de las exportaciones totales del país, según el DANE (Departamento Administrativo Nacional de Estadística).

Igualmente se estima que en 2013 la producción de crudo haya crecido en un 7% frente al 2012 pese a las restricciones operativas y de orden público, igualmente la producción de gas con un aumento de 1%

frente al año anterior. Con estos resultados la industria sigue consolidándose como la mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico.

En contraposición se mencionó que la inversión extranjera directa en el sector petrolero, la cual representa un tercio de la inversión extranjera en Colombia, viene dis-minuyendo. A Junio de 2013 esta inversión en el sector petrolero bajó en 8%, mientras que en el resto de los sectores creció en 16%. Se estima que durante 2014 esta disminu-ción de la inversión extranjera en el sector hidrocarburos alcance el 5% anual.

En materia exploratoria resalta el dina-mismo de la sísmica principalmente costa afuera, pero con una caída en tierra firme. Un aproximado de sólo 7 mil Km de sís-mica se ejecutaron, principalmente debido a dificultades en las operaciones por pro-blemas de orden público, consulta previa, bloqueos y restricciones ambientales. No obstante, en 2013 el país habrá alcanzado el mayor nivel de sísmica en la historia

La industria petrolera colombiana sigue consolidándose como la mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico


Reporte

En 2013 el sector de hidrocarburos tuvo una tendencia positiva en producción, exportación y crecimiento general, pero se deben superar los obstáculos que redujeron la actividad exploratoria, de sísmica en tierra firme, pozos exploratorios y de desarrollo

(unos 30 mil Km de sísmica equivalente). Asimismo se estima una reducción del

12% en el total de pozos exploratorios, lo que equivale a 115 pozos. La cantidad representa el 56% de lo programado por la industria para todo el año, lo que significa que unos 89 pozos no fueron ejecutados por las razones mencionadas anteriormente.

De manera que como resultados posi-tivos en materia de exploración y produc-ción, Colombia alcanzó en 2013 el mayor nivel de sísmica adquirida en su historia, pero 26 proyectos onshore no se pudieron ejecutar. También obtuvo la tercera cifra más alta en la historia en cuanto a pozos exploratorios, sin embargo tuvo una caída del 12% frente al 2012.

Por otra parte, alcanzó la máxima cifra en la producción, no obstante estuvo por debajo de la meta propuesta para el 2013. Mientras que los pozos de desarrollo tam-bién registraron la tercera cifra más alta del país, pero aún así mostraron una reducción del 10% respecto al año anterior.

Las proyecciones y perspectivas en EyP para el año que inicia son alentadoras. Se-gún cálculos de la ACP, el sector petrolero seguirá generando grandes aportes al país,

con un estimado de 10 billones de pesos en regalías, lo que superaría en 21% lo generado por este concepto en 2013. También se podrá observar un incremento del 12% en los im-puestos, derechos económicos y dividendos de Ecopetrol, con 25 billones. Lo anterior arrojaría un total de aporte al Estado de 35 billones de pesos, con una participación esta-tal ponderada en la renta petrolera del 81%.

Se prevé que en 2014, el nivel de produc-ción promedio se ubicará en un millón 30 mil barriles diarios de petróleo. En sísmica se estima un cifra similar a la alcanzada en 2013, con una meta de 17 mil Km equi-valentes en tierra y 13 mil en costafuera. Asimismo en pozos exploratorios se man-tendrá el nivel de programación de 2013, para un total de 209 pozos (incluyendo 3 pozos costafuera). Los pozos de desarrollo alcanzarán entre 900 y 1.000.

De acuerdo al Presidente de la ACP, Alejandro Martínez para el mediano plazo “se requiere incrementar sustancialmente

los esfuerzos exploratorios para alcanzar

las metas macroeconómicas del gobierno, lo

que requiere a su vez mantener niveles altos

de producción”. En este caso se necesita un incremento sustancial en nuevas reservas dada la declinación en campos existentes. Según la ANH, hay una declinación prome-dio anual del 14% en estos campos. Para contrarrestar esta condición se plantea que el mejoramiento de recobro puede incorporar 1.100 millones de barriles (Mbbl) de reservas adicionales en los próximos diez años.

De igual modo para alcanzar estas metas, deberá incrementarse en 60% la


Reporte

actividad exploratoria de los últimos tres años. Ello equivale a unos 1.470 pozos ex-ploratorios en los próximos diez años (190 pozos exploratorios perforados cada año durante los primeros 5 años) para añadir unos 4 mil millones de nuevas reservas. Los yacimientos no convencionales, crudos pesados y descubrimientos costa afuera, serán esenciales para cumplir las metas propuestas.

“El país requiere incrementar sus tasas

de crecimiento para cumplir las metas fis-

cales, la industria sigue teniendo el interés

pero eso no es sostenible en el tiempo si se

siguen presentando las restricciones en las

operaciones” sostuvo Alejandro Martínez. Como principales retos destaca el traba-

jo conjunto con el Gobierno nacional para atender problemas de índole ambiental, de orden público, conflictividad social y de competitividad del sector.

Combustibles y LubricantesEn el área de combustibles y lubricantes,

debido a las menores operaciones de las empresas mineras, la menor movilidad de carga y los altos costos del diésel en 2013

siones gubernamentales y de la mayor competencia en el mercado.

En contraposición se observó como preocupante que existe una evolución del contrabando de gasolina, lo que ha gene-rado que entre 2009 y 2012 el Gobierno dejara de recibir cerca de 2.9 billones de pesos. Además existe una alta preocupa-ción por la falsificación de lubricantes y la usurpación de marcas ya que actualmente el porcentaje del ilícito de lubricantes es del 20,4% de total de aceites lubricantes consumidos en el mercado nacional y de 29,7% del total de aceites lubricantes para automotores.

Como retos para el 2014 en este sector está la adopción de un marco de política pública para el mercado de combustibles, lo que incluye una para la fijación de precios que garantice el abastecimiento confiable y seguro de combustibles de bue-na calidad. Asimismo la toma de acciones efectivas contra el contrabando de combus-tibles y de la falsificación de lubricantes. Se proyecta que tanto la gasolina como el diésel - ACPM seguirán creciendo según la demanda proyectada hasta el 2021.

afectó la demanda de este combustible. Sin embargo, el sector sigue creciendo

de forma positiva a la par con la actividad económica en gasolina motor (corriente y extra) mientras que el diésel presentó una fuerte caída entre 2012 y 2013, debido a que el precio de este combustible no ha bajado en el mismo ritmo que ha disminuido el precio de la gasolina.

El sector de distribución de combus-tibles suministra energía a las industrias claves para el desarrollo del país, en un 93% al sector de transporte, un 4% al sector agroindustrial, el 2% al industrial y un 1% a la generación eléctrica. Esto contribuye a la creciente presencia comercial que conti-núa fomentando el desarrollo económico y regional del país. En ese sentido, el sector atiende las necesidades de movilidad a través de 4.800 estaciones de servicio aban-deradas en cerca de 900 municipios en todo el país. De esta manera el gobierno recauda el impuesto nacional y de sobretasa lo cual representa en 1% del PIB nacional.

Los precios de los combustibles siguen dependiendo de la coyuntura de precios internacionales favorables, de las deci-


Reporte

Perspectivas para el 2014

¿Qué tanto cree que ayuda al crecimiento de las reservas de 2013 los dos campos, Caño Sur y Akacías, que pusieron a la comercialidad Ecopetrol y sus socios? Es una ayuda importante, que muestra que vamos en la direc-

ción correcta, un paso que es muy positivo, pero no soluciona

los problemas del país. Lo cual implica que tenemos que re-

doblar esfuerzos y aumentar la actividad exploratoria. Para

poder cumplir las metas fiscales en el mediano plazo se debe

aumentar en un 60% la actividad exploratoria que tiene hoy

el país para llegar a unos 190 pozos exploratorios por año. El

llamado es a poder realizar más operaciones porque el país

necesita para la estabilidad macroeconómica aumentar la ac-

tividad exploratoria actual.

¿En el campo Caño Sur la comercialidad sólo fue del 10% del campo en Akacías es sólo el 4,7%. Qué perspectiva le da eso a la industria petrolera en cuanto al éxito de la operación? Son muy buenas noticias, lo que pasa es que son crudos pesados,

entonces el recobro del yacimiento es del 10% y estamos hablando

de las primeras fases. Es positivo para el mejoramiento de las re-

servas del país pero se debe aumentar el nivel de exploración para

atender los retos que el país tiene con la meta fiscal de mediano

plazo, un incremento de 5 mil millones de barriles de reservas.

¿Qué implica para la industria las metas fiscales? Implica un incremento del 60%, implica inversiones en campos

existentes para mejorar el recobro de campos actuales, pero tam-

bién nuevos descubrimientos, estamos teniendo una desaceleración

en nuestras tasas de crecimiento debido a las restricciones que se

están presentando, esperamos que esto con ayuda del Gobierno

se pueda superar para obtener mejores resultados.

¿Esas restricciones cómo están afectando los planes de inversión de las petroleras internacionales?El sector sigue teniendo interés en invertir, tenemos una desace-

leración por estas restricciones operacionales, ya que las demoras

nos impiden cumplir con los planes y presupuestos asignados,

esperamos que estas dificultades se puedan superar con el trabajo

que se está realizando junto al Gobierno.

Alejandro Martínez, Presidente de Asociación Colombiana del Petróleo


Reporte

Panorama económico energéticoEl marco económico mundial ha mostrado

profundas transformaciones en las dos últimas

décadas, con fuertes repercusiones globales y

particularmente en América Latina y el Caribe

(ALyC). En 2011 el crecimiento económico

mundial fue del 2,7%, mientras que en 2012 fue

de 2,2%, y se estima que crecerá 2,4% en 2013.

Apenas una cuarta parte de este crecimiento se

genera en los países industrializados.

Los países en desarrollo, por el contrario,

mantuvieron un cierto dinamismo y aportaron

una fracción mayoritaria del crecimiento de la

Retos y Oportunidades en América Latina y el CaribeSe presenta un extracto de

un estudio desarrollado por ARPEL en forma conjunta con

los organismos regionales vinculados a la integración y al sector energético: ALADI,

CEPAL, CIER, OEA, OLADE y WEC, y el auspicio de

CAF, en el cual se hace un diagnóstico del estado actual

y lecciones aprendidas del sector energético de la región.

El estudio toma en cuenta el balance oferta demanda de

energía, así como elementos institucionales y regulatorios,

sociales y ambientales, de modo tal que sus resultados

permitan impulsar una nueva agenda energética para

América Latina y el Caribe con un enfoque integral.

Petroleum destaca de este amplio informe aquellos

elementos que tienen mayor vinculación con el sector

petróleo y gas

Se presume que el petróleo de fácil ubicación y a bajo costo ha sido ya descubierto y desarrollado en su gran mayoría, por lo que nuevas fuentes de suministro tendrán que ser exploradas y desarrolladas en entornos cada vez más complejos

economía mundial en 2011 y 2012, con una

contribución particular de los países asiáticos,

liderados por China. El PIB de ALyC creció

4,3% en 2011, 3,1% en 2012, y se prevé un

incremento de 3,9% para 2013.

ALyC es la región del mundo que registró

el mayor crecimiento de las exportaciones en

2011 y 2012. Ha logrado este resultado en

parte porque es la zona que menos depende de

la Unión Europea como mercado de destino.

Además, la demanda de EEUU y China, sus dos

principales socios comerciales, mantuvo un cre-

cimiento positivo. Ello benefició principalmente

a México y Centroamérica en el primer caso, y

a América del Sur en el segundo.

A lo largo de 20 años de expansión de los

flujos de Inversión Extranjera Directa (IED),

las empresas transnacionales han consolidado

una amplia presencia en ALyC. A la vez, la re-

patriación de utilidades hacia las casas matrices

ha crecido de forma significativa. De hecho,

ha subido de un promedio cercano a 20.000

millones de dólares entre 1998 y 2003, hasta

unos 90.000 millones de dólares en promedio

para el período 2007-2010.

Por otra parte, diferentes estudios y análisis

de la evolución de la demanda energética mun-

dial coinciden en señalar que los principales

incrementos de la demanda de materias primas

provendrán de los países en desarrollo. Enfati-

zan la dificultad de reemplazar, al menos en los

próximos 20 años, el creciente uso de los com-

bustibles fósiles, en especial petróleo, gas y car-

bón –aproximadamente 65% a 70% de la matriz

energética mundial en el futuro previsible–. En

este contexto se presume que el petróleo de fácil

ubicación y a bajo costo ha sido ya descubierto

y desarrollado en su gran mayoría.

Nuevas fuentes de suministro tendrán que

ser exploradas y desarrolladas en entornos

cada vez más complejos; por ello, el potencial

uso de hidrocarburos no convencionales es

un fenómeno que ha cobrado importancia en

el marco de la búsqueda de soluciones que

respondan a la demanda futura de energéticos,

lo que tendrá un impacto importante en países

de economías emergentes y con alta población.

En los últimos años se ha venido regis-

trando una mayor dependencia relativa de la

región asiática hacia el petróleo suministrado

por los países productores del Medio Oriente;

en tanto para Europa la mayor dependencia

EnErgía:


Reporte

es con Rusia. En contraste, EEUU viene expe-

rimentando una mayor diversificación de sus

fuentes de suministro (impacto de la produc-

ción de shale gas en dicha nación).

Existe un creciente cuestionamiento acerca

de la sustentabilidad del modo de crecimiento

que prevalece en la actualidad, particularmente

el del sector energético, lo cual está dando lugar

a un nuevo paradigma de desarrollo económico

y tecnológico, llamado “economía verde” por

algunos y “economía sostenible” por otros.

El impulso de una amplia variedad de

energías renovables no convencionales y de la

eficiencia energética, incluyendo la discusión

y desarrollo de conceptos tales como smart

grids, el automóvil eléctrico e híbridos, la

institucionalización de la industria del reci-

clado, las formas alternativas de transporte

público, la captura de carbono en la propia

industria energética y el diseño ecológico de

edificaciones, son algunas de las expresiones

de este nuevo paradigma.

energética mundial (25%) relativamente más

alta que otras zonas del mundo (Europa, Amé-

rica del Norte, Asia) debido principalmente a la

elevada participación de la hidroelectricidad y

de biocombustibles en varios países de América

del Sur. Posee además un importante potencial de

recursos renovables (hidroelectricidad, energía

solar, energía eólica, biomasa, entre otros) que

posibilitaría incrementar de manera significativa

este indicador. A pesar de dicha consideración,

en la matriz energética dominan el petróleo y sus

derivados (con 41%), y el gas natural (con 28%).

La región posee una posición estratégica en

lo referente a las reservas de petróleo. Esto se

debe, principalmente, a que en los últimos 10

años la empresa estatal venezolana Petróleos

de Venezuela (Pdvsa) realizó una importante

certificación de las reservas, gran parte de ellas

localizadas en la Faja del Orinoco. Ello motivó

que las reservas de petróleo de la región alcan-

zarán en el 2011 a 335.700 millones de barriles

(109 bbl), con un crecimiento en el período

2000-2011 de 172,8%.

En el caso del gas natural, la proporción

del total de las reservas comprobadas de la re-

gión no solo disminuyó sobre el total mundial

(6,5% en 1986 a 4,0% en 2011), sino que en

varios países se ha producido una caída de

reservas en términos absolutos. En 2011 las

reservas llegaron a 7,97 Tm3 (1012m3) lo que

significó una caída de 3,4% entre 2000 y 2011.

La demanda de energía final en la región

a 2011 alcanzó 4.353 millones de bep. Histó-

ricamente los sectores de mayor consumo de

energía final en ALyC han sido el transporte

(35%) y la industria (33%). El consumo resi-

dencial se aproxima al 16% y el resto de los

sectores conforman el 16% restante.

En cuanto a las fuentes utilizadas, casi las

dos terceras partes corresponde a hidrocarbu-

ros (del cual 51% correspondió a petróleo y

derivados, y 14% al gas natural), seguidos por

la electricidad (16%). Se observa también un

gran cambio en la participación de combus-

tibles sólidos, donde la leña y carbón vegetal

disminuyeron su participación de 11% en

2000 a 9% en 2011.

Las tendencias registradas en las pautas de

consumo del sector transporte –caracterizadas

por una relativa mayor “dieselización” del

parque automotor y un estancamiento relativo

de la capacidad de refinación– han conducido

a una mayor dependencia de la región hacia

el diésel y gasolinas importadas. A pesar que

a nivel global la región se perfila como gran

exportadora de energía, esta situación pre-

senta grandes desafíos, además de marcadas

La región de ALyC deberá poder satisfacer en los próximos 20 años demandas no menores a 5,8 millones barriles/día (MMBD) de petróleo para su consumo interno

En la perspectiva reseñada, la energía eólica

ha venido experimentando avances tecnológi-

cos muy significativos, al igual que el desarrollo

de la energía solar y la geotermia. De igual

modo, la producción de biocombustibles se ha

incrementado de manera acelerada (la región

de ALyC es pionera en este tema, en especial

por la participación de Brasil).

Situación en América Latina y el CaribeExiste aún un gran potencial de oportu-

nidades de comercio e integración productiva

entre los países de ALyC, que de concretarse

crearían economías de escala importantes.

Lograr una madurez y consolidación de los pro-

cesos de integración subregionales y una mayor

integración conjunta de dichos bloques es una

prioridad sobre la que deben trabajar los países

de la región y sus representaciones, superando los

límites coyunturales del proteccionismo.

ALyC tiene en la actualidad una partici-

pación de la energía renovable en la matriz


Reporte

diferencias entre países y sub-regiones. En tal

sentido, cabe decir que la posición exportadora

se sustentaría básicamente por las reservas de

Venezuela, siempre y cuando estas sean puestas

en producción; y por las de Brasil, con un po-

tencial mayor desarrollo del pre-sal. Se abre una

interrogante para los casos de México, Colom-

bia y Trinidad y Tobago, dado las evoluciones

recientes de la relación reserva-producción.

Para completar el análisis, habrá que ver cómo

impactarán los recursos no convencionales en

estas reservas.

La producción de esquistos bituminosos

está transformando el panorama del sector,

lo cual hace que los países de ALyC se vean

enfrentados a delinear políticas más activas

para atraer la inversión. De esta forma, los

hidrocarburos no convencionales constitu-

yen un gran reto para la región.

En cuanto a los desafíos, la región deberá

poder satisfacer en los próximos 20 años de-

mandas no menores a 5,8 millones barriles/día

(MMBD) de petróleo para su consumo interno

(lo que arroja una demanda incremental de

no menos de 2 MMBD), niveles de entre 600

y 700 millones de m3/día (MMm3/día) de

gas natural (lo que significa un incremento

mínimo de 200 MMm3/día), y entre 1.400 y

1.700 TWh de demanda de energía eléctrica.

Si se pretende alcanzar estas magnitudes, que

superan las tasas de crecimiento históricas

de demanda y oferta energética, y mantener

la posición exportadora neta de energía, se

requerirá de grandes inversiones en el sector.

Los principales desajustes que deben ha-

cerse para mantener el equilibrio en la oferta y

demanda de energía, se refieren al crecimiento

de la demanda de gas para generación eléc-

trica, que puede ser muy superior a la oferta

proyectada y a la capacidad de reposición de

reservas de gas natural. Por su parte, la capa-

cidad de refinación creció solo al 0,3% anual

acumulativo, para una demanda que lo hizo

al 2,4%. Si bien en países como Chile, Argen-

tina y Brasil las refinerías poseen un grado de

conversión y complejidad avanzado, reflejo de

fuertes inversiones en mejora de las calidades

de los derivados en las últimas dos décadas,

la mayoría de las naciones de la región aún

enfrentan importantes desafíos en este sentido.

La desadaptación cualitativa y cuantitativa de

las refinerías condujo a una mayor necesidad

de importación de derivados como el diésel y

las gasolinas, creando excedentes exportables

de fuel oil de menor valorización en el mercado.

El sector hidrocarburosNo existe en la región un modelo único

para el desarrollo de la actividad petrolera, ni

idénticas reglas para su regulación. Estas se han

ido adaptando en cada país según criterios y

objetivos disímiles de política nacional.

Experiencias exitosas relacionadas con la

seguridad jurídica y el diseño de contratos de

exploración y explotación sugieren que toda

modificación contractual será sostenible en

el mediano y largo plazo, siempre y cuando

sea acordada entre las partes involucradas:

Estado y operador.

La aplicación de las políticas de precios en

la cadena de hidrocarburos líquidos y gaseosos

no ha seguido un patrón único en Argentina,

Bolivia, Ecuador y Venezuela, grupo de pro-

ductores-exportadores, quienes han aplicado

desde 2003 a la fecha precios en sus mercados

internos alejados de los costos de oportunidad.

Otros países productores-exportadores como

Brasil, Colombia y México, en cambio, sí han

alineado sus precios internos a los interna-

cionales, a pesar de diferencias en la gestión,

pública o público-privada, de sus recursos

hidrocarburíferos.

La situación de las reservas varía según el

país. Este aspecto es importante al momento de

tomar en cuenta que la región estaría llamada

a desempeñar un nuevo papel en el escenario

energético mundial en materia de suministro,

con las consecuencias geopolíticas respectivas.

Los desafíos futuros para la industria del

petróleo y gas se vinculan, entre otros con:

• El posicionamiento de las empresas frente

a la evolución de la demanda energética, por

cuanto los combustibles fósiles seguirán ener-

gizando el planeta y nuestra región durante

el siglo XXI. Los interrogantes son: ¿en qué

medida, a qué costos y con qué impactos?

• La transparencia y estabilidad de los

marcos regulatorios.

• La reducción del impacto socio-ambiental

de los combustibles fósiles en la matriz energética.

La región de

ALyC estaría llamada a

desempeñar un nuevo

papel en el escenario

energético mundial en

materia de suministro


Reporte

• El nivel de reservas de petróleo y gas natural.

• El potencial de gas y petróleo de esquisto

(no convencional).

• La caída en la producción de petróleo y

el nivel de exportables.

• La integración de los mercados de gas y

electricidad, y las inversiones requeridas.

• Las limitaciones en infraestructura de

transporte de hidrocarburos y las inversiones

requeridas.

• El desarrollo de la capacidad de transpor-

te y transformación de gas.

• El crecimiento en la producción y reservas

de hidrocarburos y las reservas requeridas.

• El déficit de refinación, el desarrollo de

infraestructura y las inversiones requeridas.

• Las tarifas sociales (precios y subsidios) y

su impacto en el consumo e inversión.

• El desarrollo e impacto de cadenas ener-

géticas sostenibles en la región.

• La gestión del talento humano.

• Los nuevos desarrollos tecnológicos y

el dominio de tecnologías ya existentes para

operar en nuevas fronteras con responsabilidad

social y ambiental.

Integración gasíferaLa región de ALyC posee recursos de gas

natural distribuidos de forma desigual, lo

que favorece el desarrollo de una integración

gasífera para optimizar la complementariedad

energética y seguridad de abastecimiento.

Existen diversos gasoductos construidos en

la región que se impulsaron durante la década

del 90 en un contexto de fuertes reformas del

sector energético en países en los que la inte-

gración comenzó a manifestarse.

En el Cono Sur, Argentina construyó

gasoductos para la exportación de gas, princi-

palmente con destino a Chile, aunque también

a Brasil y Uruguay. Estos desarrollos estuvieron

motivados tanto por la iniciativa privada de

los productores argentinos de gas, como por

la de los generadores eléctricos y otros actores

de aquellos países que vieron la oportunidad

de desarrollar mercados. Argentina aparecía

con reservas de gas excedentes y se autodefinía

como “país gasífero”.

Chile, por su parte, adoptó una estrategia

de expansión del parque de generación eléctrica

en base a ciclos combinados, cuya alta eficiencia

junto al supuesto respaldo de gas abundante y

barato hacía aparecer esta opción como razona-

ble. La llegada del gas con este destino facilitó

también su penetración para usos en el sector

industrial, residencial, comercial y vehicular. De

este modo Chile diversificó su matriz energética.

En Brasil la penetración del gas se basó sobre

un supuesto similar. En tanto Bolivia, con reservas

excedentes y gas abundante a precios razonables

en el contexto de aquel momento, apareció como

una opción para concretar una decisión compleja

respecto a la conveniencia y oportunidad de di-

versificar la oferta energética brasilera. En tanto

que las exportaciones en el gasoducto Colombia-

Venezuela sufrieron interrupciones debido a

una mayor exigencia de la demanda durante el

fenómeno de El Niño en 2009-2010.

Como consecuencia, en casi todos los países

de la región se ha producido una proliferación

de proyectos de plantas o soluciones de rega-

sificación de GNL que permiten garantizar la

seguridad de abastecimiento en desmedro de la

integración regional.

Trinidad y Tobago está diversificando nota-

blemente los destinos de exportación de GNL

dentro de ALyC (Brasil, México, República

Dominicana, Argentina, entre otros). Ello como

consecuencia en los últimos años del incremento

de la producción de shale gas en EE.UU., uno de

sus principales destinos de exportación.

Algunos de los principales retos y desafíos

en materia de integración gasífera son:

• Prestar especial atención al desarrollo

de nuevas reservas de gas en algunos países de

la región. Esta situación del mercado regional

de gas hace que buena parte de las potenciales

interconexiones de gasoductos solo tengan

sentido si se descubren o ponen en producción

nuevas reservas. En este sentido, si bien existe

potencial para el desarrollo de recursos conven-

cionales en áreas no explotadas así como de no

convencionales, como el shale gas en Argentina

y las reservas de pre-sal en Brasil, se requiere de

una importante inversión de riesgo. Simultánea-

mente tiene que desarrollarse la infraestructura

asociada para aprovechar dichos recursos.

• Se requiere voluntad política de los go-

biernos e instituciones, para que la planificación

se realice con visión regional para el desarrollo

de acuerdos entre países, adaptados a las carac-

terísticas de cada proyecto.

• Si bien existe un potencial de recursos

que ha sido ponderado por diversos organis-

mos, los análisis más recientes muestran un

desajuste gradual entre demanda y oferta de

gas. Por lo tanto, es prioritario desarrollar el

potencial del gas en la región, así como elabo-

rar una prospectiva integrada a nivel regional,

para analizar opciones viables bajo las actuales

pautas de integración.


Caracterización y gerencia integrada de los yacimientos del Campo Nejo e impacto en su explotación exitosa

Figura 1. Ubicación del Campo Nejo en la Cuenca de Burgos Figura 2. Ciclo de trabajo continuo de caracterización y gerencia integrada de los yacimientos en Nejo

Julián Salazar Velásquez, Francisco Arismendi Brito, Silvio Camperos Rosales, Emerio Aranzazu Villalobos, Monclova Pirineos Gas S.A de C.V / Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V.; Luis Velázquez Espinoza,

Ignacio Layrisse Ramírez, Monclova Pirineos Gas S.A de C.V.; Mario Suárez Galván, Carlos Montejo Barragán, Alberto Ojeda Carballo, Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V.; Claudio Nieto García,

Zacarías Moisés Contreras, Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción

Tecnología

1. ResumenEl Campo Nejo fue descubierto en 2003 por el pozo exploratorio

Nejo-1, productor de gas y condensado en la Fm. Frío Marino del Oligoceno; iniciándose su explotación en 2007.

El presente artículo tiene como objetivo, exponer el proceso de desarrollo en los últimos años y los resultados excepcionales soportados por la caracterización y gerencia integrada de yacimientos.

Para soportar la explotación óptima de este campo, se elaboró el modelo integrado de los yacimientos; unido al mejoramiento continuo de la perforación, terminación y optimización de producción de pozos, así como a la incorporación oportuna de la infraestructura para el manejo de la producción.

Al cierre de 2012 se han obtenido logros importantes en incre-mento de producción de gas, condensado, cuya clave del éxito ha tenido como plataforma, el trabajo en equipos multidisciplinarios encauzados hacia el incremento de la productividad y generación de valor, mediante la caracterización integrada de los yacimientos y el mejoramiento de las actividades de explotación.

2. IntroducciónEl Bloque Nejo está ubicado en la Cuenca de Burgos, en el Noreste

de México (Fig.1), operado desde 2007 por la empresa Iberoamericana de Hidrocarburos S.A de C.V (IHSA)

La exploración en el área se inició en 1964 por PEMEX y continuó hasta 2003 cuando se descubre el campo con el Nejo-1, probado en cinco horizontes de la Fm. Frío Marino, desde la OFM-28 con 6.3 MMPCD de gas y 2,328 BPD de condensado, hasta la OFM-5 con 5.8 MMPCD de gas y 216 BPD de condensado. El desarrollo se inició en 2007, con producción inicial de 28.4 MMPCD de gas y 1,138 BPD de condensado. Se ha continuado con el desarrollo del campo, lográndose al cierre de 2012, incrementar la producción hasta 170.6 MMPCD de gas y 9,675 BPD de condensado. Las reservas certificadas 3P, han alcanzado 301.9 BCF de gas y 24.3 MMBLS de condensado.

3. Caracterización y gerencia integrada de yacimientosEl desarrollo del campo ha estado soportado por un ciclo de trabajo

continuo, que se inicia con la caracterización multidisciplinaria integrada de los yacimientos, (Fig. 2). donde participan, retroalimentándose simultáneamente, las especialidades de geociencias y yacimientos para llevar a cabo el modelo geológico y evaluación petrofísica que sirven de base a los estudios de ingeniería de yacimiento y simulación, imprescindibles para generar los planes de explotación. El ciclo se cierra, pero continúa ininterrumpidamente en la actualización de los modelos estáticos y dinámicos con la nueva información aportada por el plan de explotación, que garantizan la calidad y éxito de los próximos proyectos.

3.1. Modelo estratigráfico La secuencia estratigráfica del Oligoceno de la Fm. Frío Marino,

se definió inicialmente tomando como referencia la sección tipo atravesada por el pozo descubridor Nejo-1, la cual se subdividió en doce miembros, desde el más antiguo OFM-28, hasta el más somero OFM; actualmente revisada en diecinueve miembros (Fig. 3) compuestos de areniscas líticas, cuarzo feldespáticas, de grano fino, cemento calcáreo y matriz arcillosa, con interestratificaciones delgadas y laminares de areniscas y lutitas.

3.2. Modelo sedimentario De acuerdo al estudio de Evaluación del Play Oligoceno Frío en el Sur

de la Cuenca de Burgos, Área Nejo (PEMEX. Informe Interno. 2005), los yacimientos de este campo se interpretan asociados a plataforma somera con depósitos de flujos hiperpícnicos o derrames proximales, en las secuencias de Frío Marino Inferior y facies de frente deltaico distal y prodelta, en las secuencias superiores.

Estos ambientes sedimentarios se han corroborado con el análisis de los núcleos disponibles en el campo Nejo, en donde se presentan areniscas muy finas y laminares, con bioturbación por ichnofósiles característicos,


Figura 3. Secuencia tipo original (2007) del pozo Nejo-1, de la Fm. Frío Marino con 12 intervalos; posteriormente revisada con 19 intervalos, de acuerdo al Estudio Integrado (2011)

Tecnología

Figura 4. Modelo estructural 3D actualizado con la presencia de los bloques Este, Central y Oeste, separados por fallas lístricas de dirección promedio Norte-Sur y echado al Este

Figura 5. Ejemplo de excelentes correspondencias entre la estructura, atributos sísmicos de AVO y distribución de Arena Neta de Hidrocarburo (ANH), ubicadas en los altos estructurales del anticlinal tipo “Roll Over”

Figura 6. Respuesta del atributo sísmico de AVO de Offset Lejano (27-45°) con confiabilidad de 82% en OFM-5 y 53% en OFM-28, conformable con la estructura y fuerte contraste en la zona del contacto agua-gas

los cuales indican profundidades de 20 a 100 m dentro de la zona de plataforma de baja energía y poco influenciado por el oleaje.

3.3. Modelo estructuralLos primeros modelos se generaron tomando como base la in-

terpretación de los cubos sísmicos 3D existentes, identificándose la presencia de tres bloques separados por fallas normales, escalonadas, de tipo lístricas, con echado hacia el Este y dirección predominante Norte-Sur, con altos estructurales generados por la formación de pliegues tipo “roll over”.

Con la caracterización integrada, se ha visualizado con mayor precisión la presencia de tres bloques principales: Bloque Este, Central y Oeste, separados por fallas lístricas de alto desplazamiento vertical de hasta 200 metros (Fig.4). En estos altos estructurales se encuentran las acumulaciones principales de hidrocarburo, donde se han ubicado los pozos para el desarrollo del campo, soportados por la presencia de anomalías de Gradiente de AVO (Ángulo Lejano). A nivel de los miembros superiores e inferiores, es en la cresta de los altos estructurales de los “roll over” donde se detecta mayor respuesta de las anomalías de AVO de ángulo lejano de 27-45° con mayor brillo en los horizontes superiores y atenuación a medida que se desciende hacia los inferiores.

Esta misma correspondencia se observa en toda columna geológica de la Formación Frío Marino, aspecto muy importante para la caracterización de las arenas prospectivas, lo cual ha permitido delinear los contactos agua-gas, establecer la geometría de los geocuerpos y seleccionar la cartera de localizaciones a perforarse jerarquizadas por su prospectividad. (Fig. 5)

3.4. Atributos sísmicosSe ha observado buena correspondencia entre estructura, atributos

sísmicos y distribución de arenas prospectivas. Con los atributos extraídos de la sísmica se han efectuado análisis de confiabilidad, tales como: AVO (Amplitud Variation with Offset) de Ángulo Lejano (27°-45%), AVO a nivel de “Gather Sísmico”, LMR (Lambda Mu Rho), Intercepto por Gradiente (IxG), Offset Lejano por Lejano menos Cercano [Lx(L-C)]; determinándose los factores de confiabilidad de los mismos, basado en las respuestas de estos atributos versus los resultados de petrofísica y producción de los pozos; concluyéndose que el atributo de mayor confiabilidad es el AVO (27-45°), el cual está más asociado a la presencia de gas en el yacimiento, con una confiabilidad de 82% en los miembros superiores (OFM-5) y 53% en los inferiores (OFM-28) (Fig.6)

3.5. Modelo petrofísicoSe basó en la evaluación de los registros convencionales y especiales

de los pozos y el ajuste y calibración de estos con los 104 metros de núcleos convencionales de cuatro (4) pozos e información de pruebas de producción y características de fluidos.

Se determinaron los parámetros de corte para el conteo de Arena Neta de Hidrocarburo (ANH), tales como: de Saturación de Agua (SW) de 65%, Porosidad (Phi) de 11% y Arcillosidad (Vsh) de 25%. Con estos se llevó a cabo la propagación de todos los pozos al modelo


Tecnología

geocelular de la Fm. Frío Marino y Anáhuac, que sirvió de base para la generación de los mapas de Isopropiedades (Phi, SW y VSh) y Arena Neta de Hidrocarburos (ANH).

3.6. Modelo geomecánicoSe generó mediante el procesamiento de registros sónicos de barrido,

determinándose que la dirección del esfuerzo horizontal máximo (SH) tiene un promedio entre 8° a 18° al NE. Se observó bajo contraste de anisotropía entre estos en un rango entre 2.5% a 2.8%.

Para las operaciones de perforación se concluye que especialmente los pozos direccionales y horizontales no estarían afectados por estos contrastes de esfuerzos geomecánicos, por lo que la dirección de la trayectoria se podría llevar a cabo en cualquier azimut; igualmente, la propagación de las fracturas hidráulicas no tendrían una dirección preferencial, lo cual explica la causa del incremento de presión en los pozos sometidos a refracturas debido a la conexión de nuevas áreas del yacimiento.

3.7. Ingeniería convencional y simulación de yacimientosEl Modelo Estático sirvió de sustento para la elaboración del

Modelo Dinámico, realizado en toda la secuencia de los yacimientos del Campo Nejo, mediante un flujo de trabajo que cubrió las etapas de: captura y validación de datos, análisis convencional, modelo de fluidos y roca, modelo de pozo, construcción e inicialización del modelo de simulación, ajuste histórico y predicción de comportamiento de presión y producción de gas, condensado y agua.

Con base en el análisis de la Ingeniería Convencional y Simulación de Yacimientos se obtuvieron:i. Volumen Original en Sitio de 1,086 BCF de gas y 69 MMBls de

condensado. ii. En un horizonte a 10 años hasta el 2021, se pronosticó una produc-

ción acumulada de 377 BCF de gas y 17 MMBls de condensado.iii. El Factor de Recobro (FR) se estimó en 35% para gas y 24% para

condensado.iv. En los miembros inferiores de Bloque Este y Central se obtuvo un

bajo Factor de Recobro entre 10 a 27%, mismo que está afectado por la heterogeneidad vertical y lateral de las arenas.

v. Debido a la baja permeabilidad (K<1md) el fracturamiento hidráu-lico es la actividad recomendada para reproducir el comportamiento de producción.

vi. El Factor de Recobro puede mejorarse mediante actividades de Levantamiento Artificial por Gas (LAG), refracturamientos, re-refracturamientos y Optimización de Producción.

4. desarrollo actual y resultadoLa estrategia de explotación original se orientó al desarrollo de

gas en los miembros someros de Frío Marino (OFM-5 a OFM-20). Sin embargo, en los últimos dos años, a partir de 2011 se reorientó la misma hacia la maximización de la producción de condensado, ubicado en los miembros inferiores (OFM-22 a OFM-30). La explotación de los yacimientos del campo se ha llevado a cabo en los últimos años, de 2007 al cierre de 2012, mediante la perforación de 230 pozos nuevos, discriminados en: 218 pozos de desarrollo y 4 de avanzada. Adicionalmente, se han perforado 8 exploratorios en los cuales se ha obtenido un 50% de éxito al resultar 4 pozos productores y 4 improductivos.

Como consecuencia de la caracterización y gerencia integrada de los yacimientos se ha logrado un 98% de éxito en el resultado de los pozos de desarrollo y 75% de éxito en los pozos de avanzada. Esta última actividad ha permitido abrir nuevas oportunidades de desarrollo

fuera de los límites conocidos del campo, con la perforación exitosa de tres pozos de avanzada, cuyo plan de desarrollo se inició en 2013.

La integración multidisciplinaria de toda la información, junto con el trabajo en equipo entre geólogos, geofísicos, ingenieros de yacimientos, de perforación, infraestructura y producción, en los estudios previos de perforación y terminación de pozos, ha permitido dirigir la perforación hacia localizaciones de alta a muy alta prospectividad para garantizar el éxito y productividad de los mismos.

4.1. Experiencias en perforación, terminación y refracturamientoLas actividades de perforación se iniciaron en 2007 y al cierre

de 2012 se han perforado 230 pozos. El primer pozo perforado se finalizó en 66 días a 2,966 metros, con tres revestidores. Al final de 2012 se han perforado 25 pozos similares con profundidad y tiempo promedio de 2,496 metros y 8.7 días. Desde el inicio del primer pozo hasta el cierre de 2012, se han implementado acciones de mejoramiento continuo, lo cual ha permitido lograr récords mundiales de avance diario en las tres etapas de perforación, tales como: 1,530 metros en etapa intermedia de 12 ¼”; 1,927 metros en etapa intermedia de 8 ½” y 1,692 metros en etapa final de 6 ¼”.Por otra parte, se perforó el primer pozo horizontal a 3,652 metros desarrollados, con 692 metros de navegación horizontal en etapa de 6 1/8” en un tiempo de 41.7 días versus 42.4 días programados. Este pozo fue probado oficialmente con 7.1 MMPCD de gas y 548 BPD de condensado a nivel de OFM-28.

Adicionalmente, en las actividades de perforación se han obtenido y mantenido las certificaciones de Industria Limpia e ISO-14001, única empresa en México.

En las actividades de terminación se ha establecido como mejor práctica, la terminación “Tubing Less” de 3 ½” para facilitar los trabajos de reparaciones mayores y menores y de mantenimiento.

Debido a que los yacimientos son de muy baja permeabilidad, (<1 md), se ha implantado la terminación mediante fracturamiento hidráulico para la producción óptima de hidrocarburos. En las actividades de refracturamiento, la experiencia en los tres últimos años ha sido muy positiva, ya que en los 34 pozos trabajados se ha tenido un 97% de éxito, con un ganancial de 16 MMPCD de gas y 1,064 BPD de condensado, para un incremento de 155% y 122% respectivamente. En muchos de estos pozos las respuestas de presión indican que se conectan nuevas áreas del yacimiento; explicable por las propiedades geomecánicas de la formación, caracterizada por el bajo contraste de anisotropía entre los esfuerzos horizontales máximo (SH) y mínimo (Sh), que varía entre 2.5% a 2.8%.

4.2. Experiencias en Levantamiento Artificial por Gas (LAG)Desde la implantación en 2012 del proyecto de Levantamiento

Artificial por Gas, compuesto por 21 pozos, al cierre de 2012 se logrado un ganancial de 6.7 MMPCD de gas y 1,296 BPD de condensado, con un incremento sustancial de 234% y 286% respectivamente; así como reservas recuperadas de 0.9 BCF de gas y 194 MBls de condensado, junto con disminución de la alta declinación mostrada en los pozos antes de la intervención, mejorando el recobro de condensado y gas.

Con base en el éxito de este proyecto, se continuará expandiendo hacia el resto del campo en pozos productores de gas y condensado, con el fin de incrementar la producción, disminuir la declinación y por ende incrementar el Factor de Recobro de los yacimientos.

4.3. InfraestructuraCon el fin de garantizar el manejo oportuno de los incrementos

de producción de gas y condensado, se ha ejecutado la infraestructura necesaria, tales como: líneas de recolección y ductos, cinco módulos


Fig. 7. Comportamiento de producción de gas, aceite y condensado en Nejo

Tecnología

de recolección, construcción de dos estaciones de recolección y plan-tas de tratamiento de gas y ampliación de una con capacidad para manejar un total de 185 MMPCD de gas y construcción del Centro de Manejo de Líquidos (CML) con capacidad para operar 20 MBPD de condensado interconectado con el Centro de PEMEX por medio de un gasolinoducto de 10” por 160 Km.

4.4. Comportamiento histórico de producciónComo resultado de todas las actividades anteriores se ha logrado

un incremento extraordinario de la producción de gas y condensado (Fig.7). La producción de gas, de 28.4 MMPCD aumentó a 170.6 MMPCD (501%) y la de condensado se inició con 1,138 BPD hasta alcanzar 9,675 BPD al cierre de 2012 (750%).

4.5. Reservas certificadasLa evolución de las reservas remanentes 3P certificadas han variado

desde 83.6 BCF de gas en 2007 a 301.9 BCF en 2011 (261%) y las de condensado han aumentado de 2.2 MMBls a 24.3 MMBls en el mismo lapso (1005%). Estos incrementos sustanciales se han logrado principalmente debido a la estrategia de búsqueda de oportunidades de producción de gas y condensado en horizontes profundos de la OFM-20 a OFM-30 y el descubrimiento del nuevo campo Lindero, ubicado a 14 Km al Norte de Nejo.

5. Experiencias y logros Con base en la caracterización y gerencia integrada de los

yacimientos, junto con el trabajo en equipos multidisciplinarios, más la inversión de capital, se han obtenido excelentes resultados como:I. Aumento de producción de gas desde 2007 a 2012, de 28.4 MMPCD

a 170.6 MMPCD (501%). Igualmente la producción de condensado creció de 1,138 BPD a 9,675 BPD (750%)

II. Incremento de las reservas remanentes 3P de gas, de 83.6 BCF a 301.9 BCF (261%) y las de condensado de 2.2 MMBls a 24.3 MMBls (1005%)

III. Se ha logrado un Factor de Éxito de 98% en pozos de desarrollo, 75% en avanzada y 50% en exploratorios; así como 97% en re-fracturamiento hidráulico.

IV. Con el Levantamiento Artificial por Gas se ha logrado un ganancial de 6.7 MMPCD de gas y 1,296 BPD de condensado, lo cual consti-tuye un aumento de 234% y 286% respectivamente.

V. Se han batido récords mundiales de avance en 24 horas en las tres etapas de perforación, tales como: 1,530 metros en etapa intermedia de 12 ¼”; 1,927 metros en etapa intermedia de 8 ½” y 1,692 metros en etapa final de 6 1/8”.

VI. Se perforó el primer pozo horizontal en 2012, el cual resultó su-perproductor.

6. ConclusiónLa clave del éxito obtenido en los cinco años de explotación de

este campo ha tenido como plataforma cuatro puntos principales: el personal, los procesos y tecnología más la inversión de capital.

El personal se ha encauzado hacia el trabajo en equipos multidisciplinarios integrados, tanto internamente como con el cliente PEMEX, orientados hacia el incremento de la productividad y generación de valor agregado, con lo cual se ha logrado la caracterización de los yacimientos y la implantación, control, seguimiento y actualización de las actividades de perforación, terminación, reparaciones, optimización de producción e infraestructura. El plan estratégico futuro está dirigido hacia la continuación del incremento de la producción, especialmente de gas y condensado y búsqueda de nuevas oportunidades de expansión mediante la perforación de pozos avanzada y exploratoria.

7. AgradecimientosNuestro agradecimiento a los integrantes de los equipos técnicos

de Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V, de Monclova Pirineos Gas, S.A de C.V y del Activo Integral de Burgos de Petróleos Mexicanos por sus valiosos aportes en la consecución de los logros obtenidos, mismos que ha servido de fundamento para la elaboración de este trabajo.

8. ReferenciasTéllez Avilés, M.; Espiricueto Islas, A. et al.: “Evaluación del Play

Oligoceno Frío en el Sur de la Cuenca de Burgos (Área Nejo)”. PEMEX Exploración y Producción. Septiembre 2005. (Informe inédito)

Salazar Velásquez, J.; Azavache, A. et al.: “Estudio Integrado para la identificación de nuevas oportunidades en el Bloque Nejo. Cuenca de Burgos”. Iberoamericana de Hidrocarburos, S.A de C.V. Agosto 2008. (Informe Inédito)

Fragoso Estrada, A.; Samudio Horta, M. et al.: “Reprocesamiento de datos sísmicos tridimensionales con Descomposición Espectral y Atributos Sísmicos para el análisis de secuencias terrígenas del Campo Nejo”. Net Brains de México S.A de C.V e

Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V (Informe Inédito). Julio 2008.

García, E.; Mujica, D.; Treviño, E.: “Estudio integrado de procesamiento sísmico de AVO y Facies Sísmicas para detección de oportunidades exploratorias en el Bloque Nejo”. Equipo Técnico Tricon Geophysics e IHSA. (Informe Inédito). 2009.

Mireles, A.; Dos Santos, S. et al.: “Confiabilidad de atributos sísmicos en el Campo Nejo. Cuenca de Burgos”. Jornadas Técnicas AIPM. Sección Reynosa. 2011. (Informe Inédito)

Aguirre, E; Marsiglia, J; Trujillo, E. et al.: “Estudio Integrado: modelo estático, dinámico y plan de desarrollo del Campo Nejo”. Equipo Técnico Schlumberger-IHSA. (Informe Inédito). 2012.

Satter, A.; Thakur, G.: Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach. Pennwell Books. Tulsa. 1994.

Consentino, L.: Integrated Reservoir Studies. Institut Francais du Pétrole Publications. Editions Technip. Paris. 2001.


Planificación y Ejecución de la Construcción de un pozo petrolero

La construcción de un pozo petrolero se define como el proceso de perforar, efectuar evaluación petrofísica y completar en forma segura y rentable, con una inversión justa,

un hoyo en el subsuelo para la producción de hidrocarburos, inyección de fluidos e investigación, entre otros propósitos

L a construcción de un pozo petrolero, operacionalmente puede ser considerada, relativamente sencilla o extremadamente

compleja, pero siempre será económicamente costosa. Por sencillo que sea, un pozo petrolero cuesta alrededor de

un millón de dólares, por lo que debe responder siempre a un riguroso ejercicio de planificación (Visualización, Conceptuali-zación y Diseño) y a un proceso de ejecución y puesta en ope-ración, llevado a cabo por un centrado, entrenado y calificado personal, que utilice los mejores equipos, materiales y servicios y que permita disminuir incertidumbre y problemas operacionales, además de efectuar un adecuado control de costos. Todo lo dicho anteriormente, adquiere especial relevancia, porque las reservas de hidrocarburos de producción fácil, si bien no están agotadas, no son ahora las mas accesibles.

El proceso requiere también de la conformación y coordi-nación de un número significativo de grupos de entrenados y calificados Geólogos, Ingenieros y Operadores.

En la planificación, con la Visualización o Ingeniería Concep-tual, se define el tipo de pozo a construir (Exploratorio, Avanzada, Desarrollo, Productor, Inyector, etc.); los objetivos del pozo (de la Corporación, de yacimientos, de Perforación); se ubica geográfi-camente el pozo y el yacimiento objetivo para la definición de la

Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum

arquitectura del pozo (vertical, inclinado, horizontal); el alcance de la información que se espera obtener con el nuevo pozo (registros a hueco abierto y entubado, núcleos, pruebas de producción durante la perforación, etc.) y si se aplicarán nuevas tecnologías.

Mediante la Conceptualización o Ingeniería Básica, utilizando la información de los pozos vecinos y de la Geología de Super-ficie, Gravimetría, Magnetometría y Sísmica de Reflexión, para los pozos exploratorios de nuevo campo, se prepara el programa de perforación preliminar del pozo. Este programa incluye, entre muchas otros aspectos, el diseño de la localización o plataforma del pozo, la selección del equipo o taladro de perforación, inclu-sión del nuevo pozo en el cronograma de taladros y la procura de materiales de largo tiempo de entrega.

Finalmente, la etapa de planificación concluye con la Ingenie-ría de Detalle, que incluye el programa final de perforación del pozo, diseñar la completación mecánica proyectada, preparar el mejor estimado de costos y tiempo y concretar la contratación y compra de equipos, bienes y servicios.

La ejecución comienza con la construcción de la localización o plataforma del pozo, la mudanza y vestida del taladro, la perfo-ración, evaluación petrofisica y completación del pozo. La etapa termina con la puesta en servicio del pozo.

Planificación y Ejecución de la Construcción de un pozo petrolero

Tecnología


Preview

A medida que la tecnología que permite el desarrollo de los recursos no conven-

cionales crece en importancia, la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de SPE cobra mayor relevancia para nuestra industria”, afirma Karen Olson, Chairperson del Comité de Programa 2014, enfatizando que el estado del arte de la tecnología presen-tada en el evento constituye una contribución significativa a su mejora continua.

En el marco de este encuentro se ofrece una visión amplia de las mejores prácticas medi-ante una combinación de documentos técnicos y conferencias de expertos, complementado con una exposición de las últimas tecnologías y soluciones de fracturamiento.

Desde su creación en 2007 esta con-ferencia ha experimentado un crecimiento

The Woodlands, Texas, USA • 4 - 6 de Febrero

Profesionales de, la ingeniería y ejecutivos de la industria de todo el mundo convergerán en uno de los eventos más populares de la Society of Petroleum Engineers, centrado en la tecnología de Fracturamiento Hidráulico

continuo, llegando a alcanzar en 2013 una asistencia de más de 2.000 ingenieros, ejecu-tivos, expositores del sector no convencio-nal, procedentes de Europa, Canadá, los EE.UU., países de Medio Oriente y América Latina, atraídos por la presentación de no-vedosas tecnologías, probadas en campo en todo el mundo.

Este año la conferencia tiene como temas potenciales el completamiento de pozos de fracturamiento, modelado de fractura, fracturamiento de shales, metano de carbón y tight, ácido de fracturamiento y diagnóstico de factura, control de calidad en la fractura, fracturamiento de pozos hori-zontales, verticales y multilaterales y asuntos ambientales relacionados con las prácticas de fracturamiento.

El programa técnico incluirá una combi-nación de charlas y presentación de documentos técnicos, comenzando con una sesión plenaria y un panel de discusión de los principales exper-tos en el campo del fracturamiento hidráulico. En cada sesión de presentaciones técnicas los especialistas describirán los resultados en la aplicación de avanzadas tecnologías.

Cursos3 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pmFracturamiento hidráulico - Información General, Instructor: Carl T. Montgomery

Este curso desarrolla las estrategias para completar pozos horizontales. Los participantes aprenderán las aplicaciones y dinámica de los pozos horizontales, in-cluyendo fluidos de perforación, desplaza-miento de hoyo, cementación, perforación y estimulación. Asimismo, conocerán las directrices para seleccionar pantallas in-dependientes y ejecución de empaques de grava horizontales.

7-8 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pmFracturamiento hidráulico - Diseño y Trata-miento, Instructor: Michael B. Smith

Este curso cubre los principios fundamen-tales relativos a la utilización de la fracturación hidráulica, tratamientos para estimular pozos de petróleo y gas. Incluye discusiones sobre cómo seleccionar los pozos para estimulación, lo que controla la propagación de fracturas, ancho de la fractura, cómo desarrollar con-juntos de datos y la forma de calcular las dimensiones de fractura. También cubre la información relativa a los fluidos de frac-turamiento, agentes para apuntalar y cómo diseñar y bombear con éxito tratamientos de fracturamiento.

7-8 de Febrero | 8:00 am - 5:00 pmVisión general de Imagen Microsísmica de Fracturamiento Hidráulico, Instructor: Kenneth D. Mahrer

Este curso está diseñado para ofrecer a los participantes un conocimiento básico de la tecnología de imágenes de micro-fractura hidráulica, sus fundamentos, medios y méto-dos de aplicación y los beneficios que aporta.

www.spe.org/events/hftc


Preview

De acuerdo al criterio de expertos, el panorama competitivo se está desarrollando rápidamente, impactando a países, empresas, fuen-

tes de suministro de combustibles para los mercados de uso final, así como también la inversión, logística, el capital humano y la innovación tecnológica.

Tales cambios plantean asuntos urgentes, como el futuro de los no convencionales en Norteamérica y en todo el mundo, ¿cuáles serán los próximos puntos de suministro?, ¿ganará el gas natural la batalla por la cuota de mercado en el transporte, la energía eléctrica y otros rubros?, ¿qué modelos de innovación están surgiendo y cómo podrían cambiar el juego?¿cómo puede la industria gestionar las crecientes expectativas ambientales para operar?, son algunas de las tantas interrogantes a las que líderes de la industrias tratarán de darle respuesta en CERAWeek.

AgendaLa agenda de CERAWeek 2014 incluye un amplio número de con-

ferencias magistrales, sesiones plenarias, diálogos ministeriales, sesiones de estrategia, desayunos, almuerzos y cenas conferencias, además de las ya habituales reuniones de expertos de IHS centradas en temas como Perspectivas de la Economía Mundial, Innovación Tecnológica, Geopo-lítica, Revolución no Convencional, Amenazas Cibernéticas, Licencia de Funcionamiento, Desarrollo de Energía en África, Política Energética y Reglamento, Cambio Climático y Transición Energética. Hacer frente a la Interrupción y Futuro de la Competitividad en un Mundo Globalizado.

La Semana de la Energía arranca el lunes 3 de Marzo, para ofrecer una visión de los cambios económicos y geopolíticos que se esperan a nivel global y regiones claves. La Cena Conferencia de apertura abor-dará el tema del futuro de la energía en México, con la participación del CEO de Pemex, Emilio Lozoya Austin y el Vice Chairman de IHS y Chairman de CERAWeek, Daniel Yergin.

El segundo día incluye la Mesa de Discusión de Expertos en Petró-leo, el Programa Energy Innovation Pioneers, y otras mesas en las que se tratarán realidades específicas en Canadá, Latinoamérica, Rusia, el Futuro de los Costos Upstream o las Tendencias Futuras de la Demanda de Petróleo de Asia. El orador del Almuerzo Conferencia será Christophe de Margerie, Chairman y CEO de Total, seguido de la intervención de Maria das Graças Silva Foster, CEO de Petrobras. La Cena Conferencia de ese día contará con Paolo Scaroni, CEO de Eni.

La agenda para los días restantes es muy densa, y en ella destacan sesiones de Diálogos Estratégicos, Plenarias y Mesas de Debate de Ex-pertos sobre los Mercados de Energía de América Latina, el Futuro de la Energía Nuclear y el Top 5 Desafíos de la Energía Global, entre muchas actividades que pueden ser consultadas en el sitio web:

www.ceraweek.com

CERAWeek 2014

La integración de conocimientos y puntos de vistas de un amplio grupo de líderes de la industria distingue este evento organizado por IHS Energy, que este año se enfocará en el acelerado ritmo de

los cambios en los mercados energéticos

La energía y la nueva competencia globalHouston, Texas • 3-7 de Marzo


Warehouse

Multiple datasetTD Williamson, Inc. especialista

en servicios y equipos de tuberías, amplió el alcance de su tecnología de inspección de líneas Multiple Dataset (MDS), ahora aplicable a tuberías con

diámetros de 6 y 30 pulgadas

Los operadores de líneas de recolección de menor diámetro y midstream ahora

pueden lograr una evaluación completa de integridad en una sola carrera con la nueva plataforma MDS de 6 pulgadas de TDW. La herramienta compacta pesa sólo 66kg (146lb) y solo 1,85m (73 pulgadas) de longitud.

De igual forma los operadores de líneas de mayor diámetro se podrán beneficiar de la nueva tecnología MDS de 30 pulgadas. Las plataformas incluyen Deformation (DEF), Axial magnetic flux leakage (MFL), SpirALL® MFL (SMFL), Low Field MFL (LFM) y XYZ Mapping.

Amenazas de integridad, tales como corrosión o grietas, a menudo pueden ser pasadas por alto, colocando a los operadores en una situación precaria. La plataforma MDS afronta estas preocupaciones, a ser utilizada para la detección y caracterización de varias amenazas de integridad de ductos en un solo plazo, superando el alcance limitado de tec-nologías de inspección individuales.

En lo concerniente a la corrosión, esta se puede dimensionar de mejor manera con la plataforma MDS, por su capacidad de ver la magnitud de la pérdida de metal. Mediante la aplicación de campos magnéticos múltiples,

proporciona diversas vistas de una misma anomalía, lo que se traduce en una mayor comprensión de la forma de la corrosión y, por lo tanto, la precisión.

Disponible en la plataforma MDS, la tecnología LFM es útil para muchas de las amenazas, al ser usada para determinar las propiedades de tubería, así como para el análisis del punto duro.

La flota de herramientas MDS con la tecnología patentada SpirALL® MFL está disponible en 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24 y 30 pulgadas.

Información: www.tdwilliamson.com

La plataforma MDS puede ser utilizada para la detección y caracterización de varias amenazas de integridad de ductos en un solo plazo


Warehouse

Tecnología de sondeo MULTIPULSE

Nueva solución electromagnética con dominio de tiempo que mapea la geología somera

y profunda en un solo paso

Sección superior: Square Wave (TEMPEST) - resolución cercana a la superficie. Sección media: Half-Sine (GEOTEM) - una mayor profundidad de la exploración. Sección inferior: MULTIPULSE - la combinación de la información cerca de la superficie y más profundo, sin comprometer la resolución

CGG lanzó MULTIPULSE™, una innovadora técnica de sondeo electromagnético de penetración profunda (EM) y cercana a la

superficie que aumenta la resolución y el ancho de banda. Mejoras en la resolución cercana a la superficie y en la pro-

fundidad de exploración son objetivos continuos para clientes de exploración dedicados al mapeo geológico y la exploración minera. Anteriormente, los clientes se veían obligados a elegir un sistema sintonizado de manera óptima para lograr uno de estos objetivos, pero al mismo tiempo se sacrificaba algo de capacidad en el otro.

MULTIPULSE combina los beneficios de los productos EM aé-reos y de dominio de tiempo, HELITEM®, GEOTEM®, Megatem® y TEMPEST® de CGG, ofreciendo un pulso de alta potencia (media onda senoidal) para la profundidad de la exploración y un pulso de baja potencia (onda cuadrada) para la resolución cerca de la superficie; ambos dentro de un ciclo, proveyendo el valor de las dos técnicas de exploración en un solo paso.

La tecnología MULTIPULSE puede ser aplicada sobre cualquier sistema de dominio de tiempo de ala fija o helicóptero, ofreciendo una opción rentable para los proyectos regionales con máxima resolución espacial.

Los exploradores pueden beneficiarse de la definición mejorada de las capas cercanas a la superficie por ejemplo, mapeo paleocanal, arenas petrolíferas y caracterización de regolito para aplicaciones de ingeniería o agrícolas, así como en la exploración de minerales para objetivos de baja conductividad.

Información: www.cgg.com


2 0 1 4 2 0 1 4

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

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

25 - 28 Marzo - OTC AsiaKuala Lumpur, Malasia - www.otcasia.org/2014

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

02 - 04 Abril - 4th Colombia Oil & Gas Summit and ExhibitionCartagena, Colombia - www.cwccolombia.com

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

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

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

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

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

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

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

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

03 - 07 Marzo 2014 IHS CERAWeek

Houston, USA www.ceraweek.com/2014

18 - 19 Marzo IADC International Deepwater Drilling

Conference & Exhibition

Río de Janeiro, Brasilwww.iadc.org

26 - 28 MarzoLATINVE&P 2014 Foro y Exposición

Lima, Perúwww.latinvep.org

Media Partner

14 - 17 OctubreExpo Oil and Gas 2014

Bogotá , Colombiawww.expooilandgascolombia.com

Revista Oficial

08 - 10 Abril 2014 5th Rio Gas & Power Forum

Media Partner

Río de Janeiro, Brasilwww.cwcriogas.com

Calendario


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Avances en UruguayEn materia de exploración de hidrocarburos, pese

a no contar aún con una geología muy favorable,

Uruguay está sumamente empeñada en atraer

inversiones onshore y offshore

Desde hace varios años Uruguay viene dando pasos lentos pero muy impor-

tantes en materia de hidrocarburos. Anali-cemos tres componentes trascendentales.

En primer lugar está ANCAP, su em-presa Estatal, que no solo se dedica a la exploración, producción, transporte, refi-nación, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, sino tam-bién a otras actividades industriales. Esta empresa opera con un muy buen gobierno corporativo y con bastante gestión y está encargada de atraer inversión en explora-ción a Uruguay, tarea que hace con bastante profesionalismo y regularidad.

ANCAP está algo internacionalizada y en Venezuela participa en una empresa mixta que pretende explorar desde el 2006 el bloque Ayacucho 6 de la Faja del Orinoco. En Argentina ha tenido éxito en un bloque exploratorio en Vaca Muerta, donde par-ticipa en un 20% junto a Petrobras. Tiene tratativas para ingresar con YPF en los no convencionales en Vaca Muerta.

En materia de exploración de hidro-carburos, pese a aun no contar con una geología muy favorable, Uruguay está sumamente empeñada en atraer inversio-nes onshore y offshore. Es aquí donde se observa el dinamismo de ANCAP. Desde hace varios años, en cuanto foro o evento posible, se la observa promocionando la prospectividad del país, seguridad jurídica y términos muy favorables para atraer in-versiones de alto riesgo para exploración. Uruguay sabe y conoce el drenaje que representa para su economía al tener que importar petróleo y/o derivados.

En cuanto a las actividades onshore se ne-gocian los procesos con ANCAP donde se ha

Álvaro Ríos Roca*

otorgado a esta empresa toda la superficie pros-pectiva. Las compañías privadas o públicas que deseen participar pueden ne-gociar un contrato con ANCAP cuya primera fase incluye un Permi-so de Prospección que posteriormente puede ser transformado a una fase de exploración bajo un contrato Joint Venture.

Tiene suscritos 2 contratos JV con Schuepbach y 2 con Total para analizar prospectos convencionales y no conven-cionales y que están en fase exploratoria. También tiene 2 áreas con Permisos Pros-pectivos con Ceneste y 1 con YPF. Toda esta actividad se limita por lo pronto a levantamiento geológico y sísmica y de allí en tiempo más se vera si se perfora o no.

En cuanto al offshore, Uruguay tiene nula tradición petrolera, pero está consi-guiendo inversiones importantes de alto riesgo para ver si se da continuidad a los éxitos del offshore en Brasil. En la primera Ronda Uruguay 2009 se adjudicaron y comprometió inversión en 2 áreas a YPF, Shell (ex Petrobras) y Galp.

La Ronda Uruguay II en 2012 recibió compromisos de inversión para la primera fase de 1,562 MMUSD en 8 áreas offshore, donde entraron jugadores como Total, BP, BG Group y Tullow Oil. Los resultados de los estudios geológicos y sísmicos determi-narán muy en breve si existen estructuras interesantes para perforar. El mundo pe-trolero está atento a ver la prospectividad y potencialidad de esta zona.

En cuanto al gas natural, Uruguay, como el resto del mundo entiende que este combustible es esencial para la gene-

ración eléctrica, industrias, GNV y otros. Con el proyecto de importación de GNL busca diversificar su matriz energética con múltiples proveedores y optar por un combustible más barato, limpio y sobre todo eficiente, si se lo compara con otros combustibles fósiles.

La inversión en la terminal flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), muelle y escolleras de protección es cercana a los 1.260 MMUSD. Uruguay logró cerrar este proyecto bajo un contrato de inversión BOOT con pagos fijos a GDF-Suez por 15 años y luego los activos serán transferidos al Estado. Paralelamente se ha adjudicado la construcción del canal de acceso por 37 MMUSD, cuyas obras ya están en marcha.

Se tiene pendiente por licitar o construir el gasoducto de conexión a tierra de 3 Km. por mar y 13 Km. en tierra, que serán adjudi-cados este 2013 y que conectará al gasoducto Cruz del Sur, el cual tiene conexión con Ar-gentina, donde ANCAP tiene participación.

Cuando la regasificadora entre en opera-ción, Uruguay casi con toda seguridad habrá tratado de anclar demanda eléctrica e industrial interna, y trasladará volúmenes excedentes a Argentina del GNL importado, situación que parecía imposible una década atrás.

* Actual Socio Director de Gas Energy LA

y D rillinginfo

Uruguay busca diversificar su matriz energética, para lo cual adelanta un proyecto de importación de GNL, que incluye una terminal flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU)

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