Marzo 2016 - Petroleum 314

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Marzo2016

Estado del Mercado de Taladros de Perforación Costa Afuera

IHS CERAWeek 2016

30 Noviembre - 02 Diciembre

REVISTA OFICIAL

Nueva visión de las barrenas de cortadores fijos

3MARZO 2016 I Petroleum 314

Portada:El mercado de perforación costa afuera sigue su

enfoque en operaciones seguras y confiables junto a ideas y tecnologías innovadoras para suplir la energía

de forma rentable (Foto: Cortesía BG Group)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

SECCIONESCORNISACUADRANTEPREVIEWGENTEWAREHOUSECALENDARIO

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28293132

Elemento de diamante cónico (CDE)

Enrique Peña Nieto junto a Daniel Yergin

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24

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Vaca Muerta: Uno de los dominios no convencionales de mayor éxito fuera de Norteamérica

Expectativas de alto interés para el play Vaca Muerta

Estado del Mercado de Taladros de Perforación Costa Afuera ¡Vaya Borrasca!


Precios y Tarifas: Mercado o Dedo

La fuente de análisis IHS examina los desafíos, los riesgos y el potencial de uno de los plays de petróleo y gas no convencionales más prospectivos de América, fuera de los Estados Unidos

A continuación se presenta el comportamiento del mercado de taladros de perforación costa afuera en dos grandes subsectores: Taladros de aguas profundas y ultraprofundas; y taladros tipo jackup

En países serios y donde no funciona el dedo político, el precio de los productos y servicios que a diario consumimos los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad del servicio, competencia y otras variables

10 22

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Colombia encara el reto de aumentar sus reservasEl país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de hidrocarburos en el mediano plazo

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Statoil pone su mirada en el offshore de UruguayLa petrolera noruega adquirió derechos de participación en dos potenciales bloques localizados en la cuenca Pelotas, en la plataforma marítima uruguaya

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Petrobras confirma crudo de buena calidad en el presal de LibraLa empresa brasileña confirmó el hallazgo de petróleo mediano en reservorios de excelente productividad tras perforar un nuevo pozo en el pre-sal del bloque Libra

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E&P REPORTE

TECNOLOgíA

ÚLTIMA PÁgINACo

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ido

Marzo 2016Año 31, Nº 314

IHS CERAWeek 2016Este año justo cuando arribó a su 35 aniversario, la conferencia reunió nuevamente en Houston a los líderes de la comunidad mundial de la energía con el propósito de establecer un diálogo franco y abierto sobre una nutrida agenda temática, en la cual el tema que imperó fue el impacto de la alta volatilidad de los precios del petróleo en los planes a futuro

17ESCENARIO

Por Álvaro Ríos Roca

Por Carlos E. Valbuena, Houston, USA

Una nueva barrena, provista de elementos de corte de diamante cónico distribuidos a través de su cara, está logrando longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración incrementadas a través de formaciones desafiantes

Artículo publicado por Schlumberger en la edición de Oilfield Review 27, No. 2 (Septiembre 2015)

4 MARZO 2016 I Petroleum 314

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

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

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

USA Victoria Schoenhofer / General Manager1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: +1 713 589 5812, Cel: +1 832 597 [email protected]

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

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis Rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

SUSCRIPCIONES Arístides Villalobos / Cel: +58 414 629 2299 [email protected] ASESORES EDITORIALESEdmundo Ramírez / TecnologíaAníbal R. Martínez / PetróleoDiego J. gonzález / Energía

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Jorge Zajia, Editor

Corn

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www.petroleumag.com

Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2016Reservados todos los derechos. All rights reserved

Miembro de:

Hace siete años atrás, en Marzo de 2009 titulamos este espacio editorial: El Riesgo

y la Confianza, basados en el lema de CERAWeek de ese año: “El Riesgo y la Reconstrucción de la Confianza: Estrategias Energéticas para una Economía Turbulenta”. Como en aquel entonces, este año la célebre conferencia –que alcanzó su XXXV Aniversario- se realizó en un ambiente adverso por el derrumbe del precio de la energía en general y del petróleo y el gas en particular. De allí que la presente nota editorial la titulamos con el lema de IHS CERAWeek 2016.

Con la intención de refrescarnos la memoria reciente y ubicarnos en el territorio de quienes sabemos que esta crisis pasará como tantas otras y que los mejores tiempos de la industria petrolera mundial están por venir, a continuación transcribi-mos al pie de la letra lo que escribimos en Marzo de 2009 acerca de esta conferencia. Leamos:

CERAWeek constituye –sin lugar a dudas- la conferencia más importante y útil del mundo en materia de energía: petróleo, gas natural y electricidad. Todos los principios de año, durante una semana, connotados expertos se reúnen en Houston para debatir los te-mas más candentes del acontecer energético mundial, atendiendo masivamente a la con-vocatoria del Cambridge Energy Research Associates, CERA, una compañía IHS, líder en el asesoramiento a compañías energéticas internacionales, gobiernos, instituciones fi-nancieras y proveedores de tecnología. CERA proporciona conocimiento crítico y análisis independiente sobre mercados de energía, geopolíticas, tendencias de la industria y estrategia de negocios.CERAWeek 2009 se realizó bajo una fuerte incertidumbre por la presión ejercida hacia la baja del precio de la energía, que tan sólo escasos seis meses atrás vivían o disfrutaban de la bonanza más grande de la historia y hacía presagiar que estos tiempos de gloria y abundancia se habían instalado en la Tierra para siempre. La sorpresa de todos ha sido de dimensiones catastróficas, cuando hemos visto, y continuamos viendo y viviendo, una caída espectacular del precio de la energía en general, y muy particularmente del petróleo y el gas natural que pareciera no se va a detener nunca.Hace justamente un año, durante CERAWeek 2008, el ambiente era totalmente diferente y

Transición Energética: Estrategias para un

mundo nuevolos grandes jerarcas del petróleo hablaban de los planes de expansión de esta industria en mega proyectos de exploración, produc-ción y refinación. Hoy los tiempos soplan fuertemente en sentido contrario, pero esta situación no amilana a nadie. Los hombres del petróleo, hechos de una madera especial y muy dura, lejos de atemorizarse siguen en la primera línea de batalla afrontando la realidad con valor y dando la pelea para contribuir con su experiencia y capacidad financiera a superar la crisis mundial, que es en definitiva lo que ha colapsado los precios de los insumos para generar energía.Por ello con mucha responsabilidad nos atre-vemos a felicitar a los ejecutivos de CERA y de IHS porque en medio de la tormenta han lanzado un salvavidas para estudiar a fondo la situación, entenderla en sus orígenes y en con-junto, formando equipo con todas las fuerzas vivas que participan de este fabuloso negocio, diseñar las estrategias para solucionar la situa-ción actual, o al menos minimizar sus efectos que amenazan la estabilidad del sistema.En ese sentido debemos empezar por el lema de la convocatoria a CERAWeek 2009, que empieza por hacer un reconocimiento a la situación actual que es una crisis muy severa, insistiendo en la premisa de no dejarse abatir por las circunstancias y, al contrario, hacerle frente y convertirla en una herramienta de progreso y desarrollo: El Riesgo y la Re-construcción de la Confianza: Estrategias Energéticas para una Economía Turbulenta.Ese enunciado de por si despierta el optimismo que todos debemos tener para superar con éxito estos tiempos que vive la humanidad y que no es más la repetición de un nuevo ciclo en el desarrollo de la vida en el planeta, que con sus características y peculiaridades propias de nuestro tiempo, debe conducirnos irreme-diablemente como siempre a una organización social, económica y política más justa, más moderna y de mucha mejor calidad de vida.

IHS CERAWeek 2016 concluyó sus delibe-raciones al cierre de esta edición; sin embargo alcanzamos a publicar una breve reseña que espe-ramos nos permita a todos calibrar el espíritu que reinó en esta oportunidad: de mucha prudencia y pleno de optimismo acerca de lo que depara el futuro a esta gran industria.


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1956-2016 SPE Caracas Petroleum Section celebró su 60 Aniversario

Las seccionales de la Society of Petro-leum Engineering -SPE tienen el mérito

de haber sido las primeras en establecer-se fuera de los Estados Unidos y en per-manecer aun activas a pesar de los ciclos y altibajos que ha experimentado esta formi-dable industria. En Venezuela fueron insti-tuidas el 15 de Diciembre de 1954 como The Venezuelan Petroleum Section.

Pero no fue sino el 24 de Febrero de 1956 cuando el estado Miranda y el Dis-trito Federal pasaron a conformar la Ca-

racas Petroleum Section, con sede en Ca-racas. El 21 de Junio de ese año, los esta-dos Zulia, Táchira, Mérida, Trujillo, Lara, Falcón, Yaracuy, Portuguesa, Cojedes, Barinas y Apure conformaron la Western

Venezuela Section, con sede en Maracaibo,

mientras que la jurisdicción Eastern Vene-

zuela Section abarcó el resto de los estados del país. Para garantizar una mayor cober-tura y prestar servicios a la mayor cantidad de miembros, el 21 de Junio de 1992 se constituyó la Monagas Venezuelan Section, con sede en Maturín; y el 27 de Febrero de 2011 la Southern Venezuela Section, con sede en Barinas.

Por haber alcanzado 60 años de fun-dada, la SPE Caracas Petroleum Section organizó el 26 de Febrero una velada en la que miembros de la organización y amigos relacionados se dieron cita para rememorar los logros y retos por delante de esta organización. En la cele-bración también se hicieron entrega de varios reconocimientos a profesionales

y compañías por su valioso aporte al crecimiento de esta Sociedad.

En representación de la actual jun-ta directiva estuvieron presentes: Fanny Sánchez, Juan Roger, Giovannina Ragusa, Simón Antúnez, Nohemí Vargas, José L. Ortiz V., Alberto Vegas, José F. Rodríguez y Jesús Saavedra.

Recibieron placas de reconocimiento los profesionales Blair Chan, Jesús Struve, Juan Vicente Roger, Rafael Enrique Pérez y la compañía de equipos y servicios pe-troleros Schlumberger.

Seis décadas transmitiendo

conocimientos y experiencias a los

jóvenes de la nueva generación de

profesionales del petróleo y proporcionando oportunidades de

desarrollo profesional

Juan Roger junto al geólogo Aníbal Martínez

Jean Jiménez, SPE Western Venezuela Petroleum Section; Ronald Oribio, POES Caracas; Mirla Fonseca, Gerencia de Esquemas de Explotación Intevep; Carlos Márquez, Pdvsa Oriente; Laura Mora, Líder de Calidad de Vida, PDVSA Intevep; Esteban Zajia, Marketing Manager Venezuela, Petroleum; Giovannina Ragusa, Gerente de Desarrollo Social, Schlumberger; Juanita Pérez, Directora de Negocios, Schlumberger; María Antonieta Esculpi, Decana de la Facultad de Ingeniería, UCV Caracas; y Miguel Castillejo, Director de la Escuela de Petróleo, UCV


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La Agencia Internacional de Energía estimó que el mercado petrolero global comenzará a equilibrarse de nuevo en 2017 cuando la pro-ducción de Estados Unidos disminuya aún más ante los bajos precios del crudo antes de retomar el crecimiento y alcanzar un máximo

histórico al 2021. En su reporte sobre Perspectivas a Mediano Plazo, la Agencia concluyó que para el periodo 2015-2021 la producción de crudo en Estados Unidos alcanzaría un máximo histórico de 14,2 millones de bpd, luego de caer inicialmente este año y el próximo.

El Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP, Abdallah Salem El-Badri, abogó por congelar la producción de petróleo para hacer frente a la caída acumulada de los precios, apoyando el acuerdo de Venezuela, Qatar, Arabia

Saudí y Rusia, de congelar la producción a los niveles de Enero de este año si otros países cooperaban con la medida. “Este sería un primer paso”, dijo Salem El-Badri durante la conferencia energética internacional IHS CERAWeek, celebrada del 22 al 26 de Febrero en Houston.

Rosneft aumentará su participación accionaria en la empresa mixta Petromonagas para impulsar el desarrollo de proyectos de extrac-ción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Con una inversión de US$500 millones la petrolera rusa incrementará a 40% de

participación vs. 16,67% en la actualidad, mientras Pdvsa la reduce al 60%. Las empresas también firmaron un acuerdo que incorpora a Rosneft como accionista en el desarrollo de los campos Mejillones y Patao en el proyecto de gas Mariscal Sucre.

Pemex pondrá a disposición de privados, mediante asociaciones, una producción de 296.940 barriles diarios de crudo, equivalente a 13% de su producción actual, en las migraciones de contratos de exploración y producción (CIEP) y de obra pública financiada

(COPF), así como en licitaciones para los farmouts con contratos del nuevo régimen. La estatal solicitó la aprobación para producir con terceros en 18 contratos un total de reservas probadas más probables (2P, con un potencial de 50% de éxito comercial) de 4.406 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 19% de las reservas de este tipo en el país.

El Presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros –Campetrol, Rubén Darío Lizarralde alertó que el freno en la exploración y la no reactivación de esta actividad en el corto plazo, condenará a Colombia a la importación de crudo

dentro de cinco años. “Tenemos reservas solo para seis años, y con los precios actuales del crudo las económicamente viables nos alcanzarían para 4,9. Sin embargo este tiempo de disponibilidad del recurso es muy corto, por lo que es imperativo trabajar en esta área para no tener que importar”, señaló el directivo gremial.

Ecopetrol planea ahorrar este año US$417 millones como medida para encarar el desafiante escenario de precios del crudo. También decidió congelar en 50% el presupuesto de gastos operativos en todas las áreas (OPEX) y ajustar sus necesidades de financiamiento

a un rango entre US$1.500 – 1.900 millones. Entre 2016 – 2017 prevé recaudar entre US$400 y 900 millones mediante un plan de desinversiones de activos no estratégicos.

BP destacó en su Panorama Energético 2035 que la producción de petróleo no convencional se duplicará en los próximos 20 años en Estados Unidos, a medida que las compañías exploten nuevos recursos. El desarrollo de este tipo de plays fue uno de los factores

más destacados detrás del incremento global de suministros de los últimos años, pero el sector, con costos de producción relativamente caros, fue duramente golpeado por un declive del 70% en los precios del petróleo.

Perupetro licitará un paquete de 32 lotes petroleros a partir del segundo semestre de este año, seis offshore y 26 en la zona amazónica. Rafael Zoeger, Presidente de la compañía, indicó que aguardan por los resultados de un estudio de competitividad para establecer cuales

serán los primeros lotes que se ofertarán”. De acuerdo a la información adelantada, diez lotes ya completaron la etapa de consulta previa.

La estatal boliviana YPFB ofreció a Gazprom seis áreas de exploración gasífera en el país con un potencial de 9,2 TCF. Las empresas coincidieron en avanzar inicialmente en la evaluación técnica de los seis campos, para lo cual suscribieron convenios de estudio,

como primer paso para analizar la factibilidad técnica y económica.

Statoil y la irlandesa Tullow Oil suscribieron un acuerdo para la adquisición del 35% del bloque 15 de exploración en la plataforma marítima uruguaya. A finales de Enero, esta misma empresa ya había comprado el 15% del proyecto de la francesa Total en el bloque

14, que de acuerdo a los planes comenzaría a ser perforado en Marzo. El bloque 15, adjudicado en el marco de la Ronda Uruguay II, se encuentra en la cuenca de Pelotas en el océano Atlántico y posee una superficie mayor a los 8.000 km2.

Total arrancó la producción en el campo costa afuera de gas y condensado Vega Pléyade, en la región de Tierra del Fuego, Argentina. El campo forma parte de la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1) y es operado por Total con 37,5% de participación,

junto a sus socios Wintershall Energía (37,5%) y Pan American Energy (25%). El proyecto tendrá una capacidad de producción de 10 millones de metros cúbicos de gas por día (70.000 barriles de petróleo equivalentes por día) y consiste en el desarrollo del campo de gas más meridional del mundo, dijo Arnaud Breuillac, Presidente de la división EyP de Total.

Petrobras inició la operación de la plataforma Cidade de Maricá, en el campo de Lula (área de Lula Alto), en el presal de la Cuenca de Santos. La unidad localizada a unos 270 km de la costa, a una profundidad de 2.120 m, tiene capacidad para producir hasta

150 mil barriles de petróleo por día y 6 millones de metros cúbicos de gas. La consolidación de la producción en la Cuenca de Santos, que representa el 70% de la extracción en esa capa, viene haciéndose desde hace más de cinco años, con un promedio de instalación de una plataforma grande cada 9 meses.


E&P

Expectativas de alto interés para el play Vaca Muerta

La fuente de análisis IHS examina los desafíos, los riesgos y el potencial de uno de los plays de petróleo y gas no convencionales más prospectivos de

América, fuera de los Estados Unidos

A pesar de los volátiles precios del petró-leo que han reducido drásticamente la

actividad de perforación de petróleo y gas en todo el mundo, los operadores que han logrado resistir la caída del precio se están posicionando para aprovechar el potencial del siguiente “gran play no convencional”.

Según una reciente investigación de IHS Energy, la fuente líder mundial de in-formación energética, muchos operadores, particularmente aquellos con experiencia en los yacimientos de shale de Estados Unidos, han puesto sus ojos sobre la formación de shale Vaca Muerta, un play altamente prospectivo, no convencional en la cuenca argentina de Neuquén y que en gran parte no ha sido probado.

El estudio considera que la Cuenca Neu-quina es similar a otras “súper” cuencas de todo el mundo, como la cuenca del Pérmico

en los EE.UU. ya que posee numerosos rasgos geológicos atractivos. Esos rasgos incluyen lutitas muy gruesas, de alta calidad, rica en materia orgánica, de múltiples ob-jetivos no convencionales, con el potencial para entregar miles de millones de barriles de petróleo equivalente.

“Muchos geólogos dirán que se trata de

las rocas, y ciertamente estas lutitas de Vaca

Muerta tienen el potencial de proporcionar

una producción abundante”, dijo Graham Bliss, Director Senior de Investigación de IHS Energy, y uno de los autores del análi-sis. “Las características geológicas de Vaca

Muerta son prometedores, pero varían sig-

nificativamente dependiendo de la profundi-

dad y la ubicación. Además, aún no se han

determinado los “puntos dulces” del play y

ha habido relativamente poca perforación

para aclarar su potencial”.

Según la investigación IHS Energy titu-lada The Vaca Muerta Insight Series, la ex-plotación de esta formación es relativamente nueva y hasta el momento se ha realizado en un área prácticamente pequeña en unos 115.000 km2 de la cuenca Neuquina. Su desarrollo se ha centrado principalmente en el proyecto Loma Campana, bajo la operación de YPF (en joint ventures con Chevron), con algunos otros pozos perfora-dos fuera de ese proyecto. De hecho, incluso la perforación en Loma Campana ha sido menor en comparación con su análoga en América del Norte.

En el play de Vaca Muerta han sido perforados cerca de 400, en comparación con el play de lutitas de Eagle Ford en los EE.UU., que ha registrado más de 14.000 pozos perforados desde 2008. Menos del 10% de los pozos existentes en Vaca


E&P

Las características geológicas de Vaca Muerta son prometedores, pero varían significativamente dependiendo de la profundidad y la ubicación”

Muerta son horizontales, y según IHS los recientes resultados positivos sugieren que estos pozos horizontales desempeñarán un papel cada vez más importante en el futuro.

En términos de comparación con los plays de lutitas de EE.UU., no es una sim-ple analogía, pero el play de Eagle Ford en el sur de Texas es el más afín cuando se consideran varios parámetros geológicos clave. La diferencia principal bajo el suelo entre Vaca Muerta y Eagle Ford es el mayor espesor de la primera -que oscila entre 100 y 200 metros en las áreas más prospectivas- una consideración muy importante para los operadores cuando se evalúan la economía y el tipo de pozo.

El promedio de pozos de Eagle Ford produjo a una tasa mayor que los prime-ros pozos horizontales en el bloque Loma Campana (ver gráfico). Las tasas iniciales de producción (IP) para el Eagle Ford son aproximadamente 600 barriles por día, mientras que las tasas de Loma Campana son de alrededor de 520 barriles por día.

Graham Bliss explica que el play de Vaca Muerta se encuentra aun en una fase de “prueba de concepto”, con la petrolera estatal de Argentina YPF y otros operadores en la búsqueda de condiciones adecuadas para establecer una producción económica. «Estamos muy temprano en el desarrollo de este play, por lo que es probable que sea una empinada curva de aprendizaje para los operadores, sobre todo a medida que se alejan del área de Loma Campana”, dijo. “Sin embargo, con una producción

cercana a 50.000 barriles de petróleo equi-

valente por día, es uno de los dominios no

convencionales de mayor éxito fuera de

Norteamérica, por lo que todos los ojos

están puestos en Vaca Muerta para entender

su potencial”, agregó.Para su éxito, el play de Vaca Muerta

tendrá que atraer a muchos más operado-res, empresas de servicios e inversionistas. Actualmente YPF, varias grandes petroleras internacionales (incluyendo ExxonMobil, Chevron y Shell) y un puñado de pequeños operadores independientes y argentinos dominan el play. Pero eso puede cambiar rápidamente, ya que recientemente el vete-rano estadounidense Aubrey McClendon, cofundador, antiguo Director Ejecutivo de Chesapeake Energy y ahora CEO de American Energy Partners, anunció que su

compañía había firmado un acuerdo pre-liminar de tres años con YPF por US$500 millones para la exploración y desarrollo de Vaca Muerta.

Economía argentinaA pesar de su importancia, las rocas

(geología) representan sólo una pieza del rompecabezas que los operadores deben tener en cuenta cuando se trabaja en en-tornos de regulación fuera de los EE.UU. Para tal fin, IHS considera tres escenarios que le permiten ayudar a los operadores a evaluar mejor los riesgos por encima y por debajo del suelo, que llevan a tres perspectivas de suministro basadas en los cronogramas de equipos de perforación y pozos y las inversiones de capital necesarias para llevarlos a cabo.

El informe de IHS resalta que la elección de Mauricio Macri como nuevo Presidente de la Argentina y sus reformas de política

económica propuestas aumentan la pro-babilidad de un entorno empresarial más favorable en Argentina, puesto que la nueva administración pretende revertir muchas de las políticas que han mantenido a los inversionistas en la raya. Entre los principa-les puntos pendientes en la agenda de esta administración está el abordar los controles de capital del país, así como la solución de controversias sobre la deuda pendiente. Sin embargo, la amplia gama de desafíos eco-nómicos requerirá un equilibrio magistral entre el acatamiento a los objetivos de la política del gobierno de Macri y trabajar con una división del poder legislativo y otros actores importantes, como los sindicatos y los gobiernos provinciales.

“En este momento, la preocupación más

inmediata en relación a la inversión en el

sector energético de Argentina es la econo-

mía”, dijo Paula Diosquez-Rice, Economista Principal de IHS. “Argentina continúa su

batalla contra la alta inflación, una moneda

que se deprecia, los bajos precios de las ma-

terias primas y la baja demanda. El nuevo

sistema de flotación del tipo de cambio

implicará más transformaciones impulsadas

por el mercado del sistema cambiario y por

lo tanto una mayor volatilidad, entonces el

control de la inflación y el acceso al financia-

miento externo son esenciales para llevar la

economía argentina al orden y proporcionar

un marco para recuperar la confianza de los

inversionistas. Si el gobierno puede estabi-

lizar la economía y restablecer la confianza

de los inversores, se estará abriendo la era

de Vaca Muerta”.


In S

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Colombia encara el reto de aumentar sus reservas

El país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de

hidrocarburos en el mediano plazo

Si 2015 no fue nada alentador para la in-dustria petrolera global, para Colombia

no fue precisamente el mejor. Su principal empresa petrolera Ecopetrol -que ya ha-bía reducido su presupuesto para ese año 25,8% menos que el año inmediatamente anterior- destinó a la actividad de explo-ración la partida más baja de los últimos cinco años (apenas US$503 millones) es decir 67,7% menos, según cifras reveladas por la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol.

Sin embargo, aún cuando para 2016 la empresa maneja un plan de inversiones de US$4.800 millones –un 39% menos que el año anterior y el más austero de los últimos seis años- afortunadamente la actividad de exploración representará un 27,7% más que en 2015 (US$660 millones), lo que indica que el país sigue buscando mantener el impulso necesario en esta actividad con el propósito de no arriesgar la incorporación de reservas de hidrocarburos en el mediano plazo.

Sobre esta materia, Campetrol ha adver-tido la importancia de no repetir ejercicios de años anteriores cuando Ecopetrol dis-minuyó su presupuesto entre 2011 y 2013, pasando de 19% (US$1.293 millones) a 10% (US$974 millones), debido a los altos precios del crudo en ese momento (US$95/barril en promedio) y a otras reducciones de costos, lo que impulsó a la petrolera a enfocarse mayormente en la producción.

En 2014 ante la amenaza de reservas decrecientes, Ecopetrol optó nuevamente por invertir en exploración al comprometer el 15% de su presupuesto anual, el más alto en este renglón en los últimos cinco años (US$1.560 millones).

Viabilidad del planPero todo plan, puede o no cumplirse.

El presupuesto de Ecopetrol para este año fue calculado en base a un precio del barril de crudo de US$50. En reiteradas oportunidades Campetrol ha dicho que el plan de inversiones de la petrolera pu-diera ser inviable con la actual cotización por debajo de los US$30, y por lo tanto, improbable acometer los planes de explo-ración que tanto requiere el país para su seguridad energética.

Para hacer frente a esta realidad de los precios, el gobierno colombiano redujo las expectativas sobre el precio promedio del crudo para el 2016 de US$50 a US$34,7 y su meta de producción de hidrocarburos de 955.000 a 944.000 barriles diarios, panora-ma con el cual las reservas económicamente viables del país serían menores.

Lo cierto es que la Cámara ha puntualiza-do que pese a todo, la apuesta de la principal petrolera del país y el resto de las operadoras, debe continuar siendo la exploración.

“Con el fin de no poner en riesgo la ex-

ploración, actividad que le da la seguridad

al país en el mediano plazo de aumentar la

incorporación de reservas y la producción,

el Gobierno Nacional debe invertir de

manera directa, o a través de un empréstito

de la banca multilateral, en un importante

programa exploratorio”, ha puntualizado la entidad en un reporte divulgado por su Dirección Económica y Sectorial.

Reservas para 4,9 añosLa entidad ha recalcado la necesidad

latente de reenfocar los recursos hacia la exploración. “No se debe olvidar que el

negocio petrolero es de mediano y largo

plazo, por lo que sembrar recursos en estos

momentos de manera adecuada, permitirá

una cosecha de crudo en el futuro, máxime

si se tiene en cuenta que Colombia solo tiene

6 años de reservas probadas”.El más reciente Informe de Recursos

y Reservas publicado por la Agencia Na-cional de Hidrocarburos, en Diciembre de 2015, ubicó las reservas de Colombia en 2.300 millones de barriles de crudo (bajo un escenario de precios entre US$50 - 60 por barril).

Pero Campetrol ha advertido que con un barril promedio de US$33,46 las reservas económicamente viables para el país serían de 1.673 millones de barriles, descenso que se daría porque sencillamente para las empresas sería mayor el costo de extracción del recurso que el ingreso reci-bido por el mismo.

De manera que con unos precios que oscilen entre los US$30 y US$40 dólares las reservas no durarían 6,8 años como estaba previsto, sino un promedio de 4,9 años. A esta previsión se suma la disminu-ción de todos los niveles de la actividad exploratoria nacional.

En 2015 la sísmica terrestre, bajó a niveles de hace 20 años (2.200 kilómetros), una reducción del 72% con respecto al año 2014. Los pozos exploratorios se redujeron

En el país los pozos exploratorios se redujeron de 113 en 2014 a 25 en 2015, una baja del 78%


E&P


de 113 en 2014 a solo 25 en 2015, una re-ducción del 78% y un nivel no visto desde hace 10 años.

De allí que Campetrol haya planteado que a través de inversión directa o garanti-zando recursos internacionales, el Gobierno debe procurar el financiamiento de un agresivo programa de exploración para Ecopetrol, que añada tanto producción como nuevas reservas al país.

De igual modo sería de gran aporte ex-tender la exploración a otras zonas del país, por cuanto se están trabajando solo siete de las 23 cuencas petroleras de Colombia.

A bajo costoAl cierre de esta edición de Petro-

leum, el precio del crudo WTI se coti-zaba en US$31,04/barril y el del Brent en US$31,19/barril, niveles que siguen

siendo un reto para la industria petrolera colombiana, toda vez que le ha obligado a ejecutar acciones con el fin de disminuir sus costos, al igual que la mayoría de las operadoras a nivel mundial. De acuerdo a Campetrol, Colombia sería el séptimo país más costoso para producir petróleo con un promedio de US$35,30/barril.

Entre las recientes medidas de austeri-dad de Ecopetrol está el enfocar este año sus recursos de exploración a los proyectos en tierra (onshore), así como a los hallazgos recientes de alta potencialidad en aguas profundas (Kronos).

Para que el país siga apostando a la exploración en el offshore, la ANH afina la regulación que prevalecerá para las ac-tividades de exploración y de producción en este entorno operacional, y que incluirá tantos aspectos técnicos como ambientales y de riesgos.

Para 2016 las metas exploratorias pro-puestas por esta Agencia son menores a las de 2015. Prevé la perforación de 33 pozos exploratorios y el tendido de 1.000 km de sísmica terrestre.

Reservas viables de crudo en Colombia con precio de barril Brent


In S

ituE&

P

Statoil a través de su subsidiaria Uruguay B.V. acordó con Total E P Uruguay B.V.

adquirir una participación de 15% en el bloque exploratorio 14, en la plataforma marítima de Uruguay. En otro anuncio tam-bién dio cuenta de la firma de otro acuerdo con Tullow Uruguay Ltd para adquirir 35% de derechos en el bloque aledaño 15.

Ambas movidas representan la entrada de la operadora noruega en este país para el fortalecimiento de su portafolio interna-cional en el largo plazo.

Con el primer acuerdo, pendiente por la aprobación de las autoridades uruguayas, Statoil pasa a formar parte del consorcio integrado por Total y ExxonMobil Explo-ración y Producción Uruguay B.V. Total continuará siendo el operador principal del bloque con una participación de 50%, mientras que ExxonMobil y Statoil tendrán el 35% y 15% respectivamente.

El bloque 14 se encuentra en la cuenca Pelotas del Océano Atlántico Sur, a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay. Abarca un extensión de 6.690 km2 de lámina de agua de 1.850 a 3.500 metros. “Con esta transacción nos estamos posicio-

nando en otra cuenca inexplorada con po-

Statoil pone su mirada en

el offshore de Uruguay

La petrolera noruega adquirió derechos de participación en dos potenciales bloques

localizados en la cuenca Pelotas, en la plataforma marítima

uruguayaLocalización de los bloques exploratorios 14 y 15 en la plataforma marítima de Uruguay

tencial de crecimiento, en línea con nuestra

estrategia de exploración de acceso a escala

temprana, y refuerza la cartera internacional

a largo plazo”, dijo Nicholas Alan Maden, Vicepresidente de Exploración de Statoil.

Prospecto RayaDestacó que Total ha completado un

programa de recolección extensa de datos, incluyendo la adquisición de nuevos datos sísmicos 3D que cubren el bloque y a su vez adelantó que la sociedad se prepara para perforar el prospecto Raya durante la primera mitad de 2016.

“Somos capaces de probar esta oportuni-

dad tan rápidamente, para explorar un nuevo

concepto geológico en esta área de frontera

en aguas profundas”, comentó Maden.

El bloque 14 fue otorgado a Total en 2012. Los próximos pasos de la sociedad dependerán de los resultados que arroje la perforación del pozo Raya.

Bloque 15Statoil dijo que al acceder al bloque

adyacente 15 en la misma cuenca Pelotas, de la mano de Tullow, se estará trabajando con la misma tendencia geológica regional.

El bloque 15 tiene una superficie de más de 8.000 km2 y se sienta en una lámina de agua de 2.000-3.000 metros. Tullow per-manecerá en calidad de operador con 35%, mientras que INPEX Uruguay Ltd tiene el 30% restante.

En este bloque también se ha completa-do un amplio programa de recolección de datos, no obstante, como operador, Tullow planea recopilar más sísmica 3D.

La entrada de Statoil en Uruguay amplía aún más su amplia posición en América Latina. En el vecino Brasil, la noruega opera el campo Peregrino, el descubrimiento Pão de Açúcar y posee una amplia cartera de exploración. Tam-bién está presente en México, Nicaragua, Colombia, Venezuela y Surinam.

Nos estamos posicionando en otra cuenca inexplorada con potencial de crecimiento”


E&P


Petrobras confirma crudo de buena calidad en el presal de Libra

La empresa brasileña confirmó el hallazgo de petróleo mediano en

reservorios de excelente productividad tras perforar un nuevo pozo en el

bloque Libra, en la capa del pre-sal de la Cuenca de Santos. Esta cuenca marina

se ha venido consolidando como una de las más promisorias de Brasil dado su

rendimiento de la producción

Plan de perforación de pozos en el bloque Libra, ubicado en aguas profundas de Brasil

El pozo 3-BRSA-1305A-RJS (3-RJS-739A), situado en la zona noroeste

del bloque Libra encontró una columna de petróleo de aproximadamente 270 metros y reservorios de alta calidad en comunicación con otros pozos ya perforados en el área, informó Petrobras.

Mediante dos pruebas de formación lle-vadas a cabo en dos intervalos separados, la empresa confirmó la excelente productividad de estos reservorios y la buena calidad del petróleo (28º API), muy similar al encontrado en los pozos 2-ANP-2A-RJS y 3-RJS-731.

Petrobras dijo que existen dos pozos más que están siendo perforados en la zona no-roeste del bloque. El pozo 3-RJS-741, deberá alcanzar una profundidad de 5.527 metros, y cuya zona contenedora fue identificada a tra-vés de registros wireline y muestras de fluido que serán caracterizadas mediante análisis de laboratorio. El segundo pozo, el 3-RJS-742, es perforado desde el pasado 6 de Febrero.

En conjunto, los tres pozos forman parte de las actividades del Plan de Eva-luación de Descubrimiento (PAD) del pozo 2-ANP-2A-RJS, sometido por Petrobras a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) el año pasado y actualmente en proceso de aprobación.

El consorcio de Libra está formado por Petrobras (operadora, con el 40%), Shell, (20%), Total (20%), CNPC (10%) y

CNOOC (10%), y como gestora del con-trato funge Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

Producción a la vistaLa Cuenca de Santos, que representa el

70% de la producción en la capa presal, se ha venido consolidando desde hace poco más de cinco años.

El primero de los grandes sistemas en entrar en producción fue el piloto de Lula en Octubre de 2010 (FPSO Cidade de Angra dos Reis). Sucesivamente el piloto Sapinhoá en Enero de 2013 (FPSO Cidade de São Paulo), el piloto de Lula Nordeste en Junio de 2013 (FPSO Cidade de Paraty), el Lula/Iracema Sul en Octubre de 2014 (FPSO Cidade de Mangaratiba), el Sapinhoá del Norte en Noviembre de 2014 (FPSO Cidade de Ilhabela), Lula / Iracema Norte en Julio de 2015 (FPSO Cidade de Itaguaí) y el más reciente de Lula Alto en Febrero de 2016 (FPSO Cidade de Marica).

Durante 2016 ha previsto la entrada en operación de otros dos grandes sistemas de producción, como parte del proyecto central Lula (FPSO Cidade de Saquarema) y del pro-yecto Lapa (FPSO Cidade de Caraguatatuba). Esta evolución en el diseño y construcción de pozos submarinos, sistemas y plataformas ha ido acompañada de un gran esfuerzo para el despliegue de una compleja infraestructura de procesamiento de flujo y gas.

Nuevo gasoductoComo parte del incremento de la capa-

cidad productiva de la Cuenca de Santos, a mediados de Febrero Petrobras puso en marcha el segundo gasoducto submarino del país, conocido como Rota 2, que trans-portará el gas que se produce en el pre-sal de esta cuenca hasta la costa. Rota 2 pasa a ser el gasoducto de mayor extensión del país (401 km), con capacidad diaria de 13 millones de metros cúbicos de gas.

El Rota 2 llevará el gas hasta la Termi-nal de Tratamiento de Gas de Cabiúnas, en Macaé, municipio en el litoral del estado de Río de Janeiro, cuya capacidad de procesa-miento fue ampliada hasta 28,4 millones de metros cúbicos diarios, para recibir el gas proveniente del pre-sal de las cuencas Santos y Campos. El nuevo gasoducto se interconectará con el Rota 1, el primer tendido submarino de 359 kilómetros y en funcionamiento desde 2011 y capacidad de 10 millones de metros cúbicos diarios.

Ante la necesidad de adecuarse a la caída de los precios del crudo, la mayor empresa de Brasil redujo su plan de inver-siones para el período 2015-2019 desde los US$130.300 millones anunciados el año pasado hasta US$98.400 millones. La empresa ajustó la meta de producción de 2,8 millones de bpd a 2,7 millones bpd en 2020.

E&P


Como protagonistas vitales del pasa-

do, presente y futuro de la evolu-

ción de la industria, los asociados de la

SPE han sido responsables de logros sig-

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La misión de la SPE es recolectar,

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Nathan Meehan, Presidente de la SPE para el 2016 y Fernando Plaza Niño, estudiante de la UIS (Universidad Industrial de Santander) Colombia

Solange Ferreira, Directora de Actividades para América Latina y El Caribe de la SPE y estudiantes de la región


Enrique Peña Nieto, Presidente de México, recibió el premio IHS CERAWeek Global Energy Lifetime Achievement Award de manos de Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS y Chairman de la Conferencia

Esce

nario

IHS CERAWeek 2016Este año justo cuando arribó a su 35 aniversario, la

conferencia reunió a los líderes de la comunidad mundial de la energía, del 22 al 26 de Febrero en Houston, con el

propósito de establecer un diálogo franco y abierto sobre una nutrida agenda temática, en la cual –como era la expectativa- el tema que imperó fue el impacto de la alta volatilidad de los

precios del petróleo en los planes a futuro de la industria

Año tras año, IHS CERAWeek ha sido una plataforma de oportunidades

para comprender con mayor profundi-dad las fuerzas y tendencias que configu-ran el panorama de la energía, y sobre todo visualizar los retos por delante. Con el lema de este año “Transición energéti-

ca: Estrategias para un Nuevo Mundo” la conferencia estuvo enfocada en dar respuestas a los bajos precios, lo que se avizora en los mercados, las inversiones, los costos y la tecnología; la agenda am-biental –incluyendo las respuestas a Pa-rís 2015-, las estrategias competitivas y estructura de la industria emergente; las políticas regulatorias y la geopolítica.

La Conferencia comprendió un total de 120 conferencias magistrales, plenarias y diálogos estratégicos, así como un sinfín de oportunidades para el intercambio infor-mal y la construcción de relaciones -inclu-yendo cenas, recepciones Insight y diálogos de expertos, a lo largo de cinco días.

El petróleo, el gas, el viento, la gene-ración de energía distribuida, las tecno-logías de redes inteligentes, la digitaliza-ción y muchas otras fuentes de energía, fueron analizados mediante mesas re-dondas y plenarias que ofrecieron una visión en profundidad y análisis de cómo la evolución de estas fuentes poco a poco están dando forma a un crecimiento eco-nómico como parte natural del progreso humano. Los asistentes abarcaron todas las regiones y segmentos de la industria - petróleo, gas natural, energía nuclear y las energías renovables.

El Presidente de México, Enrique Peña Nieto recibió de las manos de Daniel Yergin el premio IHS CERAWeek Global Energy

Lifetime Achievement Award en reconoci-miento a su liderazgo y visión en la con-cepción e implementación de reforma al sector de la energía en México.

Conferencia de apertura y discurso especial

Daniel Yergin, Vicepresidente de IHS y Chairman de la Conferencia, tuvo a cargo la bienvenida a la edición 2016 de

esta conferencia con la inmediata presentación del Presidente de México, Enrique Peña Nieto, quien tuvo el honor de proferir el

discurso de apertura ante los miles de delegados

Yergin indicó que ningún país ha modernizado con mayor profundidad su sector energético en tan poco tiempo, y se refirió a los precios de la electricidad, como uno de los beneficios para los ciu-dadanos mexicanos que están empezan-do a materializarse.



Esce

nario

Luego de recibir el premio, Nieto habló brevemente sobre el proceso de reforma es-tructural del país, que arrancó en Diciembre de 2012 con la firma del Pacto por México. Explicó que de las 13 reformas contempla-das, 6 tenían como objetivo aumentar la competitividad y el crecimiento económico, pero entre todas destacó la reforma energé-tica como el cambio económico más impor-tante de los últimos 50 años de México.

“La reforma representa un cambio de

paradigma, en la manera en que México

obtiene, transforma y aprovecha los recur-

sos energéticos”, recalcó.Indicó que es un nuevo modelo de mer-

cados de la energía, caracterizado por la apertura, la competencia, la transparencia y la seguridad jurídica, cuyo diseño ha sido re-conocido por su amplitud, profundidad y ve-locidad de implementación. Pese al complejo entorno internacional “la reforma energética se está ejecutando con éxito y con mayor ce-leridad de lo previsto”, acotó Nieto.

En relación al sector eléctrico, afirmó que la reforma está fomentando tarifas más competitivas para la industria, los comer-cios y hogares. El nuevo mercado de la elec-tricidad, que comenzó a operar en Enero de 2015, permite a las empresas públicas y privadas, independientemente de su nacio-nalidad, la generación y comercialización de esta energía en libre competencia.

Anunció que en el segundo trimes-tre de este año, la Comisión Federal de Electricidad convocará al sector privado a participar en la licitación de una línea

de transmisión de alto voltaje (600 km), cuya construcción requerirá la inversión de US$1.200 millones.

Adicionalmente dijo que se busca fa-cilitar la incorporación de energías lim-pias en la matriz de generación eléctrica mediante una nueva Ley de Transición Energética. “Así, podremos lograr que el

35% de la electricidad generada en Méxi-

co en 2024, provenga de fuentes limpias,

40% para 2035 y 50% hacia el 2050”, apuntó el Presidente mexicano.

Sobre los avances de la reforma en el sector de hidrocarburos, Peña Nieto recordó la realización de la Ronda Cero en 2014 y las tres primeras ofertas de la Ronda Uno en 2015, con los más altos estándares internacionales de seguridad jurídica y la transparencia.

A pesar de la positiva evolución, recono-ció que la reforma todavía tiene varias fases.

Expuso que esta seguirá adelante indepen-dientemente del entorno internacional, que su implementación seguirá caracterizándose por la transparencia y la rendición de cuen-tas, y que se continuará trabajando bajo prácticas regulatorias y contractuales para dar certidumbre a los inversionistas.

Anunció que en los primeros días de Diciembre se llevará a cabo la cuarta lici-tación de la Ronda Uno, correspondiente a los yacimientos de exploración de aguas profundas en el Golfo de México.

“Independientemente, de cuál sea el

precio del crudo en el corto plazo, México

está determinado a contar con la capacidad

tecnológica, financiera y de manejo de ries-

gos, que ya ha desarrollado la industria pe-

trolera a nivel global para este tipo de pro-

yectos de gran escala”, afirmó Peña Nieto.También se refirió a la transición del

mercado mexicano de combustibles líqui-dos. Dijo que las restricciones a las impor-taciones de gasolina y diesel serán elimi-nados el 1 de Abril de 2016, dando como resultado un mercado abierto y con plena competencia con mejores precios para los usuarios finales.

“México se está poniendo al día, con

una economía abierta, competitiva, inno-

vadora y en crecimiento. Con base en este

proceso de cambio profundo, continuare-

mos nuestra integración económica y pro-

ductiva con Estados Unidos; y, trabajando

juntos, haremos de Norteamérica, la región

más competitiva del mundo”, concluyó el Presidente mexicano.

Plenaria “Energy markets in turmoil: The shape of things to come

S.E. Abdalla Salem El-Badri, Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, participó al lado de Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, IEA, en un

diálogo especial durante una plenaria sobre el futuro del mercado petrolero el primer día de la conferencia

Yergin anticipó el valioso aporte al debate de El-Badri, dada su posición pri-vilegiada y profunda experiencia, en un momento absolutamente crítico para el mercado mundial del petróleo.

El jefe de la OPEP dejó claro el ne-cesario apoyo de los productores de crudo fuera del grupo para reducir el exceso de oferta mundial, por cuanto

Enrique Peña Nieto

más pasos en este sentido, si esta congela-ción era llevada a cabo correctamente.

“El primer paso consiste en congelar la

producción. Tal vez si esto tiene éxito, po-

demos tomar otras medidas en el futuro”,

dijo. “Creo que este es un primer paso para

ver lo que podemos lograr”.Subrayó que “es crucial que todos los

principales productores se sienten para

la OPEP no haría recortes de produc-ción por sí sola.

“Esto debe ser visto como algo que

OPEP y no OPEP deben afrontar juntos”, dijo el Secretario General. El-Badri apoyó la propuesta de una congelación de la pro-ducción como un primer paso para tratar de contrarrestar el exceso de oferta mundial y los bajos precios y dijo que eran probable



Esce

nario


Ministerial AddressEl segundo día de la conferencia Ali Al-Naimi, Ministro de Petróleo y Recursos Minerales del Reino de Arabia Saudita, tuvo a cargo el discurso ministerial en el cual ofreció un contexto sobre la evolución

reciente en el mercado internacional del petróleo

Abdalla Salem El-Badri

Fatih Birol

Ali Al-Naimi

llegar a una solución a esto. Hay indicios

de que de la oferta y la demanda comen-

zará su retorno al equilibrio este año”, dijo al referirse al aumento previsto de la demanda mundial de aproximadamente 1,3 millones de bpd, y una contracción de la oferta fuera de la OPEP de alrededor de 660.000 bpd.

Reconoció que el ciclo actual de petró-leo se enfrenta a un problema de suminis-tro que podría durar años, a menos que se encuentre una solución. Afirmó que el excedente de inventarios es un problema, y que los EE.UU. quiere continuar con la importación y también con el almacena-miento de tanto petróleo.

“Estados Unidos quiere exportar,

pero, al mismo tiempo importar y almace-

nar”, dijo. “Esto es algo que no sé cómo

vamos a hacerle frente”.Según El-Badri la caída de los precios

está poniendo en riesgo las futuras inver-siones en nuevos suministros de petróleo. “Se necesitan nuevos barriles no sólo

para aumentar la producción, también

para ajustar la tasas de declinación de los

campos existentes”.Ante el auditorio, Fatih Birol, Direc-

tor Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, dijo que Estados Unidos está preparado para otro renacimiento del pe-tróleo de lutitas a finales de esta década. “Hubo un aumento, habrá una caída y pronto habrá una subida de nuevo”.

Aseguró que las principales incerti-dumbres sobre la evolución futura del mercado mundial siguen siendo princi-palmente: las políticas de la OPEP (como los potenciales recortes o la efectividad de acuerdos de descongelación), el crecimien-to de la producción no OPEP, el crecimien-to económico mundial (especialmente en China), y el aumento de la eficiencia en el sector del transporte, que se prevé impulse la demanda.

Birol dijo que se espera un aumento de la demanda de alrededor de 1,2 millones de bpd y unos 3 millones bpd de creci-miento para compensar la declinación de los campos existentes.

El ministro petrolero de Arabia Saudita comentó que desde que se unió a Aramco en 1947, ha visto precios del petróleo tan bajos como US$2/barril y tan alto como US$147/barril.

“El mercado del petróleo es mucho

más grande que sólo la OPEP. Tratamos

duro ir todos juntos - OPEP y no OPEP-

a la búsqueda del consenso. Pero no hubo

apetito por compartir la carga. Así que de-

jamos que el mercado funcionara, como

la forma más eficaz para reequilibrar la

oferta y la demanda”.Dijo que se puede discutir sobre el

pequeño porcentaje a reducir o aumen-tar, pero el resultado final sigue siendo que el mundo demanda y obtiene, más de 90 millones de barriles de petróleo por día. La demanda de petróleo sigue siendo fuerte, y dijo que esta es una razón por la que daba la bienvenida

a los nuevos suministros, incluyendo el petróleo de lutitas. Al-Naimi señaló que Arabia Saudita está “respondiendo a las desafiantes condiciones del mercado y buscando el mejor resultado posible en un

ambiente altamente competitivo”. Afirmó que los mercados eficientes determinarán dónde en la curva de costo reside el barril marginal y dijo que recortar la producción de bajo costo para subsidiar los suminis-tros de alto costo sólo retrasa un ajuste de cuentas inevitable.

“Los productores de esos barriles

de alto costo deben encontrar una ma-

nera de reducir sus costos, pedir presta-

do dinero en efectivo o liquidar. Suena

duro, y por desgracia lo es, pero es la

forma más eficaz para reequilibrar los

mercados”, dijo.Fue enfático al decir que esperaba que

la capacidad de respuesta de los produc-tores de lutitas pudiera continuar, porque estos suministros pudieran ser requeridos rápidamente una vez el mercado equilibre y ajuste. Mostró su complacencia al ver que los productores de Estados Unidos


Esce

nario

están ahora autorizados a exportar libre-mente crudo, ya que tales movimientos aumentan la eficiencia del mercado mun-dial de petróleo.

En cuanto a la política petrolera de Ara-bia Saudita, el ministro Naimi, ratificó que el país sigue “comprometido a satisfacer

las demandas de nuestros clientes”. Dijo que Arabia Saudita continúa invirtiendo grandes sumas para mantener la capacidad de producción de petróleo disponible para satisfacer la demanda adicional de oferta y hacer frente a las interrupciones, en caso de producirse. También señaló que el país bus-ca mercados estables del petróleo.

En cuanto a los retos que plantea el cambio climático, comentó que Arabia Saudita ha invertido recursos significativos en la búsqueda de soluciones tecnológicas a estos desafíos, incluyendo la captura y almacenamiento de carbono. Añadió que la respuesta al problema de las emisiones nocivas de la quema de combustibles fósi-les no es dejar los combustibles fósiles en la tierra, sino trabajar en el desarrollo de una tecnología que reduzca al mínimo y, finalmente, erradique dichas emisiones.

“Algunos no aceptan este

punto de vista, pero tengo

fe en la tecnología. Ya está

sucediendo en una escala

pequeña y, a lo largo de las

décadas, el mundo ha hecho

progresos, pero se requiere

mucho más trabajo y colabo-

ración. Me gustaría elogiar al

Secretario de Energía de Es-

tados Unidos, Ernie Moniz,

por su liderazgo a la hora de

entender y abordar estos pro-

blemas, sobre todo su fe en el

poder de la tecnología”.El Ministro Naimi dijo

que el congelamiento de la producción de petróleo que Arabia Saudita, Rusia, y otros países han discutido recientemente es el comien-

CEO Dialogue

José Antonio González Anaya, Director General de Petróleos Mexicanos tuvo una participación especial en un espacio para dialogar con CEO´s de empresas petroleras, bajo la moderación de Carlos Pascual, Senior Vicepresident, Global Energy IHS y Daniel Yergin, CERAWeek Conference Chairman en la que se

abordó el futuro de la energía y las respuestas a la situación actual del sector a nivel internacional


Con apenas dos semanas en su nuevo rol como Director General de Pemex, Gon-zález Anaya destacó la importancia de la reforma energética, la cual está dotando a Pemex de herramientas fundamentales para afrontar el entorno de la caída de los precios del petróleo, con miras a posicio-narse una empresa competitiva mediante la capitalización de oportunidades de ne-gocio bajo las mejores condiciones.

En su intervención, dijo que aunque la economía mexicana se ha mantenido lejos de ser dependiente del petróleo en los últimos años, Pemex sigue represen-tando una parte importante de los ingre-sos del gobierno.

“Tenemos que trabajar muy estrecha-

mente con los ministerios de finanzas para

asegurarnos de que estas transiciones estén

bien planificadas bien ejecutada y bien co-

municadas”, dijo González. “Eso es parte

González Anaya

Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México, junto a Jorge Zajia, Editor de Petroleum

de las cosas que he estado haciendo en es-

tas últimas dos semanas”.A pesar del ciclo bajo de los precios del

petróleo, señaló que en reuniones con di-rectivos de empresas globales e inversionis-tas, ha podido constatar el gran interés que existe en el sector por invertir en México y asociarse con Pemex, por lo que se eva-luarán las mejores alternativas estratégicas en el marco de la actual reforma, a fin de lograr una mayor rentabilidad en favor del desarrollo del país.

Dijo que sin duda alguna Pemex es una empresa con viabilidad de largo pla-zo, porque cuenta con un importante in-ventario de reservas totales, un bajo costo de producción y la reconocida capacidad y talento de sus técnicos.

que va a terminar en algún momento. En respuesta a la interrogante sobre el papel de los mercados financieros en los movi-mientos del precio del petróleo, dijo que la especulación tiene un impacto en el corto plazo, aunque no a largo plazo.

zo de un proceso y que los recortes de producción no van a ocurrir. Cuando Da-niel Yergin le preguntó si tenía una idea de cómo va a terminar el actual exceso de oferta de petróleo, Naimi respondió que no estaba seguro de cuándo, pero sí sabía


Anál

isis

Esce

nario

Otros oradores distinguidos


IHS CERAWeek 2016 también con-tó con la participación de decenas de distinguidos conferencistas de la talla de Ernest Moniz, Secretario de Energía de los EE.UU.; Gina McCarthy, Admi-nistradora de la Agencia de Protección Ambiental (EPA); Stanley Fischer, Vice-

presidente de la Junta de la Reserva Fe-deral de EE.UU.; los Directores Genera-les de ConocoPhillips, GE, Royal Dutch Shell, Siemens, Suncor, YPF; los Minis-tros de Energía de Canadá, Noruega, México, Colombia, Oman, Australia e Israel; y oficiales de la Comisión Federal

de Regulación de Energía y la Comisión de Servicios Públicos de Texas.

El último día de la conferencia inter-vinieron los senadores estadounidenses y Lisa Murkowski y John Cornyn en un diá-logo especial sobre los Estados Unidos y el futuro de la energía global.

Gina MccarthyAdministradora de la Agencia

de Protección Ambiental (EPA)

“El mercado de la energía está en un

momento cumbre y hemos anticipado estos cambios con acciones significativas

en torno al clima. Las tecnologías limpias representaron más de la

mitad de nuestras plantas de energía instaladas el

año pasado y el Congreso ha garantizado que las

energías renovables seguirán dominando el

mercado”

ernest MonizSecretario de Energía de los EE.UU.

“La empresa estadounidense

Cheniere Energy hará su primer envío internacional del gas

natural licuado (GNL) desde los Estados

Unidos hacia Brasil. Es un hito importante.

Esperamos ver a los Estados Unidos como un importante

exportador de GNL en los próximos años”

stanley FischerVicepresidente de la Junta de la Reserva

Federal de EE.UU.

“Los mercados financieros han estado inusualmente volátil

desde comienzo de año. El gran movimiento

de precios de los activos probablemente refleja el aumento de los temores acerca de la perspectiva global y en particular los acontecimientos en

China y la caída de los precios del petróleo y

otras materias primas”


Repo

rte

Estado del Mercado de Taladros de Perforación Costa Afuera

¡Vaya Borrasca! A continuación se presenta el comportamiento del mercado de taladros de perforación costa afuera en dos grandes subsectores: Taladros de aguas

profundas y ultraprofundas; y taladros tipo jackup

¡Qué diferencia la de hace un año! Cuando en nuestra entrega anterior (Petroleum

302 - Marzo 2015) abríamos con un poco de cliché al interrogarnos si es que estábamos en la antesala de una “tormenta perfecta”; ¡vaya que lo estábamos! Y es que para el momento de aquella entrega, sonaban las alarmas de la industria al observar el precio del barril de crudo fluctuar alrededor de la módica suma de US$70. Poco después de adentrados al 2016, vivimos la entrada de este año con un precio por barril fluctuando alrededor de los US$30 y especulaciones acerca de escenarios incluso peores.

El estado de la industria se ha venido sintiendo incrementalmente apocalíptico luego de la prolongada bonanza y el sector de perforación no es la excepción. Recorra-mos a continuación cómo se comporta el

Carlos E. Valbuena, Houston, USA

mercado de taladros de perforación costa afuera. Para esta entrega, lo haremos des-cribiendo claramente qué sucedió en los dos grandes subsectores de perforación costa afuera como sigue.

Taladros de aguas profundas y ultra profundas• Las tendencias de sobreoferta que han

venido amilanando al sector desde prin-cipios de 2014 continúan de manera muy pronunciada en todo tipo de equipo de aguas profundas. La utilización al 31 de Diciembre en aguas profundas era de un 87%, en comparación con un 99% con el que se contaba para finales de 2013.

• En respuesta a la mencionada sobreofer-ta disponible en este subsector, los con-tratistas propietarios han comenzado

a retirar del mercado los equipos de mayor antigüedad. Estas desincorpora-ciones, no obstante, han tenido reper-cusiones marginales en su objetivo de mejorar las condiciones del mercado, en vista de que la edad promedio de los activos retirados fue de 32 años en ser-vicio; dicho de otro modo: es muy poco probable que estas unidades tuvieran posibilidad de seguir compitiendo en el mercado. Lo rescatable de esta medida para dichas contratistas fue una dismi-nución en costos de mantenimiento y stacking de estas unidades.

• Otro esfuerzo en 2015 que hasta ahora no ha sido más que un “pañito fresco”, ha sido las negociaciones para retrasar las entregas de taladros en construcción, ordenados bajo especulación o sin con-


Repo

rte

trato con ningún operador. Con esto, lo único que se logra es el no exacerbar la sobreoferta actual del mercado.

• Es obvio que los decrecientes precios del crudo empeoran la situación, par-ticularmente porque no se contrata backlog adicional. En 2016 comenzarán a expirar los contratos de equipos con-venidos durante los años de bonanza. A partir de este momento las finanzas de las empresas contratistas reflejarán cifras notablemente más negativas, los esfuerzos de reducción de costos más agresivos y los despidos aún mayores.

• Fuentes consultadas sugieren que las tarifas operativas para equipos de perforación en aguas ultra profundas de última generación han colapsado a niveles que oscilan entre US$200 y 280 mil diarios, versus un rango de US$620 - 650 mil diarios que se cotizaban a mediados de 2013, meses en los cuales se ordenaron de forma especulativa los múltiples equipos hoy en construcción.

Taladros tipo jackup:• El mercado de taladros tipo jackup

ha estado en declive por ya más de 18 meses continuos. Dicho mercado, que ya se encontraba saturado con la flota

de taladros existente, espera que para este año se entregue la mayoría de los 88 equipos en construcción a la fecha.

• Los retrasos y cancelaciones de progra-mas de perforación en aguas someras continúan perjudicando los niveles de utilización de equipos. Luego de haber llegado a un nivel pico en el segundo trimestre de 2014, el porcentaje de utilización de equipos tipo jackup ha colapsado a un 76,42% al 31 de Diciem-bre de 2015, luego de un índice mayor al 90% tan solo 12 meses atrás.

• Los equipos están siendo contratados por plazos mucho menores. Durante 2015, según fuentes consultadas que dan cobertura al mercado, el 55% de los contratos firmados en dicho año se hicieron por una duración inferior a un año. Siendo los contratos de mayor plazo otorgados en su gran mayoría por empresas nacionales como Pemex y Saudi Aramco.

• Las tasas operativas siguen en picada, los equipos con menos de 10 años de servicio están siendo contratados por tasas que fluctúan entre US$70 mil diarios, en mercados como Asia sureste o el lado estadounidense del Golfo de México y por los US$90 mil en geogra-fías tradicionalmente de mayor costo como África occidental.

• Debemos insistir en la idea de que una recuperación en los precios del crudo, no restaurará el mercado de jackups debido a la saturada oferta, exacerbada por la entrega de los equipos en construcción y equipos que terminarán sus contratos existentes durante este año y sumarán a la ya considerable capacidad ociosa.

• No se percibe una recuperación de tasas en el corto o mediano plazo, de hecho, de acuerdo a pronósticos hechos por agencias de inteligencia de mercado, una recuperación del mercado de jackups a niveles de 2013 se puede prolongar por unos 6 años y pasa por la desincorpora-ción de unos 100 taladros del mercado.

En este sombrío contexto del mercado de perforación costa afuera, la carrera de las empresas propietarias de estos equipos pasa por varias premisas en los próximos meses, algunas de estas son ob-vias y comunes en la gran mayoría de las áreas de la golpeada industria petrolera: preservación de la liquidez, proactiva reducción de costos y en algunos casos: iniciativas estratégicas en torno a fusiones y adquisiciones.

Por lo pronto, en esta tormenta que sí se siente perfecta y sin perspectivas de que cese en el corto plazo, es auspicioso un enfoque aún mayor en operaciones seguras y confia-bles junto a ideas y tecnologías innovadoras para continuar supliendo a los mercados la energía que se continuará necesitando de forma rentable.

Una recuperación

en los precios del crudo,

no restaurará el mercado

de jackups debido a la

saturada oferta”

Retrasos y cancelaciones de programas de perforación en aguas someras siguen perjudicando los niveles de utilización de equipos


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Artículo publicado por Schlumberger en la edición de Oilfield Review 27, No. 2 (Septiembre 2015)

El objetivo de los perforadores de todas partes del mundo es perfo-rar con la mayor rapidez posible, desde la zapata de la tubería de

revestimiento hasta la profundidad de entubación, sin comprometer la calidad del pozo. La barrena que debe tolerar variaciones litológicas, la resistencia a la compresión de las formaciones y muchos otros factores, es esencial para alcanzar este objetivo. Una nueva barrena, provista de elementos de corte de diamante cónico distribuidos a través de su cara, está logrando longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración incrementadas a través de formaciones desafiantes. Además, esta barrena proporciona tasas de incremento angular más altas y una respuesta balanceada sobre direccionamiento en las aplicaciones de perforación direccional.

Diamantes, uno de los materiales más duros del mundo, se utilizan

en aplicaciones de perforación aproximadamente desde el año 1910,

en que se emplearon por primera vez en las barrenas de extracción de

núcleos. A comienzos de la década de 1920, fueron incorporados en

las barrenas de perforación de diámetro completo y en la década de

1970, los diamantes sintéticos con enlaces de carburo de tungsteno,

condujeron al desarrollo de las barrenas de cortadores fijos de un

compuesto policristalino de diamante (PDC). Los avances posteriores

registrados en la ciencia de los materiales y en los procesos de manu-

factura se tradujeron en una nueva generación de barrenas de PDC de

cortadores fijos, que continúan evolucionando para satisfacer el desafío

de perforar en litologías variables y a lo largo de trayectorias complejas.

No obstante, hasta los cortadores de PDC están sujetos a procesos de

astillado y daños por impacto, que pueden aminorar el avance u obligar

al perforador a efectuar un viaje por una nueva barrena.

Si bien la velocidad de penetración (ROP) en general se incrementa

después de un cambio de barrena, el tiempo insumido en el viaje de

salida del pozo y de regreso al fondo, es un tiempo inactivo o no pro-

ductivo, que no se invierte en la perforación, lo que incide adversamente

en la eficiencia y los costos de perforación. La manera más obvia de

incrementar la eficiencia de perforación y reducir los costos consiste en

perforar desde la zapata de la tubería de revestimiento hasta la profun-

didad de entubación siguiente lo más rápido posible y utilizando sólo

una barrena. Cuando esta situación ideal no se logra, los operadores

deben optar entre permanecer en el fondo y tolerar velocidades de

penetración más bajas o efectuar un viaje por una nueva barrena con

el fin de incrementar la ROP. Cada opción impone un precio que hay

que pagar en términos de tiempo de equipo de perforación. La selección

de una barrena a menudo requiere una solución de compromiso entre

la resistencia al impacto y al desgaste y la ROP.

Dentro de las cuencas locales, la selección de la barrena depende

habitualmente de la experiencia del operador en la perforación a través

de una formación en particular. Las formaciones carbonatadas pueden

caracterizarse por una amplia gama de litologías —algunas de las cuales

son más fáciles de perforar que otras— que varían entre margas y calizas

blandas a dolomías duras y frágiles. Las evaporitas también plantean

una diversidad de desafíos, entre los que se encuentran la sobrecarga

de los cortadores en las anhidritas duras, la eficiencia inhibida de la

perforación en las estructuras de yeso laminadas, y los derrumbes en

las sales solubles. Los clásticos pueden reducir la ROP si los recortes

se adhieren a la barrena y obstruyen las ranuras para recuperación de

detritos. Las areniscas y las limolitas a menudo producen desgaste por

abrasión. Algunas extensiones productivas se encuentran debajo de

basaltos, que pueden ser particularmente duros y abrasivos.

La profundidad de la formación también desempeña un rol im-

portante para la selección de la barrena porque la resistencia a la

compresión de la formación tiende a incrementarse con la profundidad.

Algunas formaciones son notoriamente duras y exhiben resistencias a

la compresión oscilantes entre 207 y 380 MPa [30 000 y 55 000 lpc]

y, dependiendo del espesor, las operaciones de perforación en estas

formaciones pueden requerir varios días y varias barrenas.

La adecuación de la barrena correcta para una formación podría no

resultar tan dificultosa si no fuera por el hecho de que la mayoría de las

formaciones no son homogéneas. Con frecuencia, entre la barrena y la

profundidad de entubación siguiente, se presentan litologías múltiples

o mixtas. Y es la transición abrupta entre un tipo de roca y otro lo

que puede producir daños en la barrena y problemas de durabilidad.

La perforación entre una y otra litología —o entre un régimen de

resistencia a la compresión y otro— puede generar grandes fuerzas de

impacto instantáneas, fuerzas laterales cíclicas y vibraciones que acele-

ran el desgaste y la falla de la barrena. Cuando se lleva a la superficie,

una barrena de PDC que ha fallado por problemas asociados con las

vibraciones mostrará evidencias de astillado, fracturas y roturas totales

de los cortadores; en todos los casos atribuibles a impactos severos en

la tabla del diamante de la estructura de corte de PDC.

En la superficie, los cambios litológicos pueden registrarse como

fluctuaciones del esfuerzo detorsión (torque) o la ROP, pero esos indi-

cadores sólo dan una vaga idea de lo que está sucediendo en el fondo

del pozo. Por ejemplo, una arenisca abrasiva dura puede producir

daño o desgaste acelerado de los cortadores. Algunas formaciones

de lutitas que de otro modo serían blandas, ofrecen condiciones de

perforación engañosamente duras, debido a la presencia de concre-

ciones de calcita o nódulos de pirita, que son considerablemente

más duros que la masa arcillosa en sí. Las concreciones de calcita

[CaCO3] se forman a través de un proceso de depositación por di-

solución y su diámetro puede oscilar entre unos pocos cm y 30 cm

[1 pulgada y 1 pie]. Estas concreciones pueden exhibir resistencias

a la compresión superiores a 260 MPa [38 000 lpc], en tanto que la

resistencia a la compresión de las lutitas circundantes puede rondar

los 34 MPa [5 000 lpc]. De un modo similar, los pequeños nódulos

de pirita [FeS2] que a menudo se encuentran en las lutitas, pueden

resultar problemáticos.



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La perforación en una formación caracterizada por la presencia de

litologías mixtas puede generar una carga intensa en los cortadores y

fuerzas laterales cíclicas que producen el movimiento en forma de re-

molino de la barrena, lo que a su vez daña por impacto los cortadores

de PDC. Las características de la formación, el diseño de la barrena y el

rendimiento requerido de dicha herramienta determinarán si la modifi-

cación de los parámetros de operación sustentará la continuidad de la

perforación o justificará la ejecución de un viaje por una barrena nueva.

En las formaciones duras, el perforador debe incrementar el peso

sobre la barrena (WOB) para vencer la resistencia a la cizalladura de

la formación, necesaria para romper la roca y mantener una ROP

aceptable. Sin embargo, el incremento del WOB también aumenta

significativamente la carga sobre los cortadores, lo que puede producir

el micro astillado de la tabla del diamante en los cortadores de PDC.

La barrena se desgasta a medida que se incrementa la superficie plana

de desgaste del cortador, lo que aumenta el calentamiento por fricción

en la interfaz existente entre el cortador y la roca, debilitando poten-

cialmente el elemento de corte de diamante.

No sólo la perforación en formaciones de transición constituye un

problema, sino que además la capacidad para perforar a través de una

sección curva representa un desafío significativo para las extensiones

productivas en las que la rentabilidad de la producción depende de la

perforación de tramos laterales. El incremento angular genera un torque

considerable en la barrena y puede producir dificultades en el control

de la orientación de la herramienta en ciertas barrenas de PDC, lo que

dificulta el hecho de mantener la trayectoria.

Para encarar estos desafíos, los ingenieros especialistas en barrenas

desarrollaron una barrena de cortadores fijos que emplea un tipo único

de elemento de corte. El elemento de diamante cónico (CDE) Stinger

proporciona una capa de diamante de espesor sustancialmente mayor

que el de los cortadores de PDC convencionales (Figura 1).

imposible previamente. Además, el diseño de la nueva barrena ofrece

un control mejorado de la orientación de la herramienta en aplicaciones

direccionales desafiantes. El análisis siguiente se centra en la barrena

StingBlade, su diseño y su rendimiento en la perforación de algunas de

las formaciones más duras del mundo.

El diseño de la barrena El elemento de diamante cónico Stinger fue introducido inicialmente

como un elemento de corte independiente, colocado en el centro de la

barrena para incrementar la ROP y mejorar la estabilidad dinámica

para las barrenas de PDC (Figura 2). En esta posición central, el ele-

mento cónico fracturaba y trituraba la roca en tanto que los cortadores

de PDC la cizallaban. El equipo de diseño de Smith Bits reconoció

el potencial para incrementar la eficiencia de perforación utilizando

múltiples elementos Stinger con el fin de romper la roca a través de

una combinación de acciones de cizalladura y arado. Los ingenieros

especialistas en diseño de barrenas utilizaron el análisis por el método

de elementos finitos (FEA) para experimentar con la ubicación de los

cortadores CDE y modelar los cambios resultantes producidos en el

rendimiento de perforación.

Los elementos cónicos se colocaron en diversas posiciones a través

de la cara de la barrena. Este proceso de diseño produjo una estructura

integral de corte más sólida en comparación con la de las barrenas de

PDC convencionales de cortadores fijos. A medida que experimenta-

ban con la posición del elemento Stinger en la cara de la barrena, los

ingenieros reconocieron el potencial para mejorar las configuraciones

de los diseños y las ventajas de utilizar configuraciones específicas para

abordar desafíos de perforación específicos.

Comprobación de la hipótesis Los ingenieros especialistas en diseño llevaron a cabo una serie de

pruebas de laboratorio para evaluar el rendimiento y la durabilidad

del elemento de diamante cónico Stinger. En una de las pruebas, se

comparó la resistencia al impacto con respecto a la de un elemento

de los cortadores de un compuesto policristalino de diamante conven-

cionales. Ambos elementos fueron lanzados sobre un bloque de acero

templado con una fuerza de impacto de 80 000 N [18 000 lbf]. Este

experimento simuló las condiciones habituales de una operación de

perforación transicional en la que una barrena de PDC que perfora

con una ROP de 18 m/h [60 pies/h] sale de una lutita blanda y penetra

en una caliza dura.

La barrena StingBlade, provista del elemento de diamante cónico,

incorpora un conjunto de elementos de corte Stinger a través de su

cara. Dependiendo de la aplicación, estos elementos de corte pueden

colocarse en cualquier lugar situado entre el centro de la barrena y

el calibre. Este arreglo de cortadores ha permitido a los operadores

mejorar la ROP y perforar intervalos significativamente más largos

que los que eran posibles utilizando las barrenas de PDC convencio-

nales. En algunos pozos, las barrenas StingBlade lograron perforar

continuamente desde la zapata hasta la profundidad de entubación

en una sola carrera a través de formaciones en las que esto resultaba

Figura 1. Elemento de diamante cónico (CDE). El CDE Stinger (izquierda) se fabrica en condiciones de alta temperatura y alta presión que producen una capa de diamante sintético de espesor sustancialmente mayor que el de un cortador de PDC convencional (derecha). El material del compuesto policristalino de diamante del cortador cónico ha sido diseñado para proporcionar un nivel de resistencia al impacto y al desgaste por abrasión, superior al del cortador de PDC convencional (centro)

Figura 2. Elemento de diamante cónico (CDE) posicionado en el centro. Mediante la remoción de las estructuras de corte del centro de la barrena (izquierda), se genera un hueco para el CDE (derecha). A medida que transcurre la perforación, este hueco permite la formación de una pequeña columna de roca, que es fácilmente triturada por el CDE



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En el primer impacto con el bloque de acero, el borde filoso del

cortador de PDC convencional sufrió daños severos. Por el contrario,

el elemento cónico sobrevivió a más de 100 impactos con una fuerza

de 80 000 N sin sufrir daño alguno. La mayor resistencia al impacto

del CDE, que posee una capa de diamante más gruesa, da como resul-

tado longitudes de carreras extendidas y velocidades de penetración

mejoradas en ambientes con propensión a los impactos.

En otra prueba independiente de la primera, se utilizó un torno de

zarandear vertical para medir la resistencia al desgaste. El elemento

cónico fue bajado en un banco de pruebas rotativo de granito con

una resistencia a la compresión de 207 MPa [30 000 lpc]. Después

de aplicar fuerza al CDE, se midieron la profundidad de corte y la

magnitud del desgaste. En comparación con un cortador de PDC es-

tándar, el elemento cónico exhibió una mayor resistencia al desgaste y

eficiencia de corte. Por ejemplo, bajo una fuerza aplicada de 5 300 N

[1 200 lbf], una profundidad de corte de 0,5 mm [0,02 pulgadas] del

CDE se tradujo en un incremento del 70% de la eficiencia de corte y

con una profundidad de corte de 1,3 mm [0,05 pulgadas], el cortador

CDE fue un 35% más eficiente. Los resultados demostraron además

que el elemento cónico disipaba el calor por fricción de manera más

eficaz que los cortadores de PDC convencionales.

Con el fin de investigar la capacidad del elemento cónico para

inducir la falla de la roca, los ingenieros de diseño de barrenas recu-

rrieron al modelado FEA, que les permitió evaluar el desempeño del

elemento Stinger dentro del entorno controlado de un ambiente de

fondo de pozo virtual. El modelado FEA demostró que el elemento de

diamante cónico impone una carga puntual concentrada para fracturar

las formaciones con una alta resistencia a la compresión. Por medio de

la concentración de grandes esfuerzos en el punto de contacto, el CDE

incrementa la generación de fracturas en la cara de la roca y a la vez

requiere mucha menos fuerza aplicada en comparación con la de los

cortadores de PDC estándar.

A través del modelado FEA, los ingenieros investigaron los efectos

de los elementos cónicos sobre la estabilidad del conjunto de fondo

(BHA) y la barrena mediante la comparación de las fuerzas sustentadas

por los cortadores de PDC convencionales con las de los cortadores

CDE. Entre los productos más destructivos de esas fuerzas se encuentran

las vibraciones laterales y axiales.

Además de dañar el equipo de fondo de pozo, estas vibraciones

generan armónicas indeseables en la sarta de perforación y desvían

la energía mecánica del sistema de perforación, lo que se traduce en

ROPs más bajas. El modelado indicó que el perfil balanceado del ele-

mento de diamante cónico somete al cortador a menos fuerza lateral,

lo que proporciona mayor estabilidad para el logro de carreras más

largas de la barrena y a la vez mitiga los efectos de los impactos y las

vibraciones para prolongar la vida útil de los componentes LWD y de

direccionamiento del BHA (Figura 3).

El proceso de diseño además condujo a los ingenieros especialistas

en barrenas a deducir que la acción de arado del elemento cónico podría

producir menos torque que la acción de cizalladura de los cortadores

de PDC convencionales. Para confirmar esta hipótesis, los ingenieros

sometieron la barrena a pruebas extensivas, comenzando con el mo-

delado FEA, seguido por evaluaciones efectuadas en su laboratorio

de mecánica de las rocas. Luego, se llevó a cabo la prueba de fondo

de pozo en una localización de pozo del área del Centro de Pruebas y

Capacitación de Schlumberger en Cameron, Texas, EUA. En esta prueba,

se comparó la respuesta direccional de una barrena StingBlade con la

de una barrena de PDC convencional a medida que ambas perforaban

una sección curva a través de calizas, lutitas y areniscas interestratifi-

cadas que exhibían resistencias a la compresión oscilantes entre 69 y

103 MPa [10 000 y 15 000 lpc]. Las pruebas de la barrena se llevaron

a cabo desde puntos idénticos de comienzo de la desviación en pozos

adyacentes de la misma localización de múltiples pozos, utilizando el

mismo equipo de perforación, tipo de motor y perforador direccional.

La barrena StingBlade logró tasas de incremento angular 23% más

altas y además exhibió un mejor control de la orientación, con lo que se

requirió menos intervención del perforador direccional para permanecer

en el objetivo (Figura 4). Las tasas de incremento angular más altas

logradas con la barrena StingBlade permitieron a esta barrena asentar

la sección curva 20 m [65 pies] antes que la barrena de PDC estándar.

Figura 3. La estabilidad como una función de la fuerza lateral resultante. El modelado FEA muestra cómo se distribuye la fuerza lateral resultante, aplicada mediante la combinación del peso sobre la barrena con el torque en el elemento del cortador. Si se aplican a un cortador de PDC convencional (izquierda), las fuerzas (líneas anaranjadas de guiones) se distribuyen a lo largo del borde de ataque del cortador. En cambio, las fuerzas se concentran de manera más simétrica en el extremo del elemento cónico (derecha). El equilibrio de esta distribución de fuerzas laterales resultantes es clave para la reducción de las vibraciones y los impactos laterales inducidos en la barrena de perforación


Figura 4. Ángulo de orientación de la herramienta. Los cambios en la orientación del motor de lodo sirvieron como un medidor del torque de fondo de pozo en las pruebas de campo efectuadas para comparar el rendimiento de la barrena de PDC con el de una barrena provista de CDEs. A pesar de los cambios de los parámetros de perforación, tales como el peso sobre la barrena, la barrena StingBlade experimentó pocas fluctuaciones del torque reactivo durante el incremento angular a través de formaciones de variada resistencia a la compresión

Perforación de la sección curva en litologías variables En el Condado de Lea, Nuevo México, EUA, Cimarex Energy está

desarrollando la extensión productiva de lutitas Avalón, en la cuenca

de Delaware. En esta área, los pozos se perforan generalmente en


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sentido vertical hasta la caliza Bone Spring y luego se desvían con un

motor y una cubierta acodada. El perforador direccional incrementa

el ángulo hasta 90°, a razón de 12°/30 m [12°/100 pies], para asentar

el pozo en la lutita Avalón, después de lo cual el pozo se extiende

horizontalmente. La lutita Avalón contiene numerosas intercalaciones

de carbonatos interestratificados y se caracteriza por exhibir valores

de resistencia a la compresión no confinada oscilantes entre 9000 y

30000 lpc [62 y 207 MPa].

La litología altamente variable plantea desafíos para los perfora-

dores direccionales del tipo de movimiento en forma de remolino de la

barrena y vibraciones axiales, laterales y torsionales. Estos problemas

hacen que el conjunto acodado del motor se desvíe del curso previsto,

obligando al perforador direccional a reorientar la herramienta y ajustar

la trayectoria para volver al objetivo. Cada ajuste de la orientación de la

herramienta genera un tiempo adicional que no se invierte en perforar

en la dirección deseada, lo que da como resultado una sección curva

más larga y un mayor potencial para pasar por alto el objetivo.

En general, las barrenas de cortadores fijos estándar pueden ser

afectadas por las formaciones variables, como lo demuestran el control

errático de la orientación de la herramienta y la dificultad para perforar

secciones curvas estrechas. En consecuencia, los operadores de esta

área habitualmente utilizan barrenas de conos giratorios para perforar

la sección curva y últimamente han recurrido a una barrena híbrida

de conos giratorios de calidad superior. Este tipo de barrena produce

respuestas consistentes en términos de torque para un mejor control

del direccionamiento, pero también perforan con ROPs más bajas que

las barrenas de PDC. Si bien la utilización de la barrena híbrida de

conos giratorios resultó exitosa, la barrena no perforó toda la sección

curva de manera consistente y en una sola carrera. Una revisión de los

registros de barrenas de nueve pozos perforados por Cimarex a ocho

kilómetros de distancia de la localización del pozo objetivo mostró

la terminación de la sección curva utilizando una barrena sólo en un

55% de los pozos y con una ROP promedio de 6,34 m/h [20,8 pies/h].

Sobre la base del análisis de rendimiento y desgaste de las barrenas

en pozos vecinos, los ingenieros de Smith Bit evaluaron las áreas clave

a través de la cara de las barrenas para determinar dónde resultaría

más efectivo el emplazamiento del CDE. Mediante la utilización de la

plataforma de diseño integrado de barrenas IDEAS, desarrollaron una

barrena de cortadores fijos con una configuración de cortadores CDE

y PDC alternados. Con este diseño, los elementos de diamante cónico

liman la roca, creando dos valles adyacentes. Luego, un cortador de

PDC, ubicado por detrás del par de CDEs, cizalla la dorsal de roca no

confinada formada entre los valles (Figura 5). Esta disposición requiere

menos fuerza que la que se necesita cuando se utilizan las estructuras de

corte de PDC tradicionales, lo que posibilita la remoción más eficiente

de la roca con menos torque reactivo.

Los ingenieros de Cimarex escogieron una barrena StingBlade de

83/4 pulgadas para perforar el intervalo curvo en los dos pozos siguientes

posicionados en la lutita Avalón. En ambos casos, la barrena perforó

la sección curva en una sola carrera y sin problemas significativos de

control de la orientación de la herramienta. La configuración de los

elementos de diamante cónico ayudó además a proteger los cortadores

de PDC; cuando se extrajeron del pozo, las barrenas mostraron una

condición calificada como muy buena (Figura 6). Además, la protección

de los cortadores de PDC contribuyó a mejorar la ROP. En compara-

ción con el rendimiento de las barrenas en los nueve pozos previos,

las barrenas StingBlade lograron terminar el intervalo curvo con una

ROP 36% más alta que la de la barrena híbrida promedio de conos

giratorios de una sola carrera.

Figura 5. Elementos de corte CDE y PDC alternados. Por medio del modelado de la acción de corte con el análisis FEA, los ingenieros especialistas en barrenas crearon un diseño de barrena StingBlade que ara y luego cizalla la roca (izquierda). Los elementos de corte Stinger forman valles separados por una pequeña dorsal (derecha). Luego, esta dorsal de roca en la que se han aliviado los esfuerzos es fácil de cizallar con el cortador de PDC

Figura 6. Barrenas provistas de elementos de diamante cónico después de una carrera completa para la sección curva. Las barrenas extraídas de los pozos son evaluadas utilizando criterios de clasificación para el desgaste de barrenas que son estándar en la industria. Cada vez con más frecuencia, estas evaluaciones se complementan con fotografías digitales. La primera barrena (izquierda) exhibió un leve astillado del elemento Stinger en la posición de fuga o salida, en la nariz de la hoja 3 y en un cortador de PDC en la nariz de la hoja 4 (círculo). La barrena extraída de un segundo pozo (derecha) muestra un cortador de PDC deslaminado y gastado en el cono de lahoja 3 y un cortador CDE astillado y gastado en el resalto de la hoja 5 (círculo)

Horizontes más amplios Los avances introducidos en las aplicaciones de diseño de barrenas,

la ciencia de los materiales y los procesos de manufactura permiten a

los ingenieros especialistas en barrenas no sólo comprobar sus ideas en

el laboratorio, sino también ver sus diseños materializados a los pocos

días de su concepción. Como resultado de todo ello, la diversidad de

diseños de barrenas StingBlade se está expandiendo rápidamente para

abordar numerosos desafíos. Los elementos de corte Stinger están

siendo instalados en los cuerpos de acero o material compuesto de las

diversas configuraciones de hojas de las barrenas, a menudo en con-

junto con los cortadores de PDC convencionales o con los cortadores

de rodadura ONYX 360.

Las variaciones con respecto al diseño original ahora incluyen dis-

tintos tipos de barrenas StingBlade con una diversidad de diámetros.

Si bien los primeros diseños de las barrenas StingBlade abordaron

aplicaciones especiales, su versatilidad está permitiendo la rápida ex-

pansión del elemento de diamante cónico Stinger para su inclusión en

aplicaciones más rutinarias.

IDEAS, ONYX 360, StingBlade y Stinger son marcas de Schlumberger.



Prev

iew

Organizado cada tres años por la Asociación Colombiana de Geólo-

gos y Geofísicos del Petróleo -ACGGP, la décimosegunda edición de este encuentro geocientífico promete continuar siendo en el principal foro para los exploradores que trabajan en las cuencas a lo largo de la Cor-dillera de los Andes, para el intercambio de ideas y la presentación de sus más recientes trabajos técnicos.

Con una programación técnica de alto ni-vel, mediante charlas orales, presentaciones de posters, cursos técnicos y excursiones de cam-po, el evento incluirá además una variedad de eventos sociales y culturales que permitirán enriquecer el “networking” de los asistentes.

La nueva edición adopta el tema Nue-

vas Fronteras, Nuevos Retos, con el cual “reconoce los importantes cambios que la

industria está experimentando, tanto en

los temas técnicos o de subsuelo, como en

el entorno de operaciones en superficie”, expresó Mario de Freitas, Presidente del Comité Ejecutivo del XII Simposio.

Programación TécnicaEn una invitación a participar en el

encuentro extendida a la comunidad geo-científica, Freitas adelantó algunos detalles de la programación como la realización de una sesión temática centrada en el tema de los No Convencionales, dada la importan-cia del tema y el potencial identificado en Latinoamérica. Igualmente, se prevé una sesión enfocada en los Crudos Pesados, por ser la principal fuente de aumento de pro-

XII Simposio Bolivariano del Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas

“Nuevas Fronteras, Nuevos Retos”

Septiembre, 04 – 07 • Cartagena de Indias, Colombia

ducción en los últimos años en Colombia y otros países de la región.

Asimismo manifestó que se espera contar con trabajos de alto nivel que per-mitan mostrar los últimos desarrollos en el Offshore del Caribe, “donde la actividad

exploratoria se ha incrementando notable-

mente con el ingreso de grandes jugadores

que pondrán a prueba la prospectividad

identificada en la región”.“Considerando el enorme potencial

probado en el Pre-Sal de Brasil y las expec-

tativas en torno a la apertura de México,

estamos invitando charlas magistrales sobre

estos temas de alto perfil”, agregó el princi-pal vocero del Comité Organizador.

En el Comité le acompañan: Elsa Jaimes, Vicepresidente; Claudia Pérez, Secretaria General; Ana E. Suárez; Organi-zación; Darío Cortina, Director Finanzas; John Cerón, Director Técnico; Milton Carrero, Editor; Cristina Martínez, Di-rectora Administrativa ACGGP y más de 14 asesores nacionales e internacionales.

TemarioEl Simposio contará con expertos en te-

máticas retadoras que incluyen plays aguas afuera, yacimientos de shale gas, experien-cias en hidrocarburos pesados y exploración en áreas maduras en donde aún quedan por encontrar reservas en nuevos plays:• Estudios regionales y nuevas ideas

exploratorias Conceptos regionales / Nuevos Plays y Nuevas ideas

• Sistemas petrolíferos Casos de Estudios exploratorios inter- disciplinarios

• Recursos de crudos pesados Potencial de Crudos Pesados en América Latina, EOR

• Geología estructural / tectónica Modelamiento Estructural / reservorios Naturalmente Fracturados

• Geofísica Técnicas de interpretación / Métodos Geofísicos No-Sísmicos

• Hidrocarburos No Convencionales (HNC) Casos Históricos / Estimación de recur-sos para HNC

• Caracterización de reservorios Modelamiento y caracterización de Reservorios / Técnicas de Producción

También contempla una selecta exhi-bición comercial que permitirá mostrar las tecnologías de punta que se están aplicando para solucionar los retos de la actividad exploratoria en la región. Dentro del espacio se reservará un área especial denominada ONE -Oportunidades de Negocios Explo-ratorios- para aquellas empresas operadoras interesadas en promocionar sus prospectos.

En los días previos al Simposio se rea-lizarán cursos cortos sobre nuevos temas como Geología del Caribe, Microsismicidad y Geomecánica, además de los tradicionales cursos en Estratigrafía de Secuencias, Tec-tónica y Geofísica.

Mayor información sobre toda la agenda del Simposio en: www.simposiobolivariano.org


ganó 3er Premio Accenture a la Innovación

Ecopetrol ganó por tercer año consecu-tivo el Premio Accenture a la Innova-

ción, esta vez en la categoría de Recursos Energéticos, por su tecnología EcoDiDesh, que asegura la deshidratación de crudos pesados mediante la aplicación de procesos energéticamente más eficientes.

Lanzado en 2012, el Premio Accenture a la Innovación, ha tenido tres ediciones y bus-ca reconocer los proyectos más innovadores en Colombia y las empresas comprometidas con el desarrollo de la innovación como motor de la competitividad, el desarrollo económico y social de Colombia. En 2015, el premio Accenture logró convocar más de 120 postulaciones y en la categoría Recursos Energéticos, Ecopetrol estuvo nominada

Por la tecnología EcoDiDesh desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo

junto con Codensa, Fluvia, Independence y Pacific.La tecnología EcoDiDesh fue desarro-llada en el Instituto Colombiano del Petróleo y tiene patente de invención en Colombia. Esta reduce los costos de deshidratación de crudos, la evaporación de agua y los gases de efecto invernadero, el consumo de nafta para transporte del crudo y permite ampliar la capacidad de estaciones de tratamiento sin mayores inversiones.

“Es un nuevo concepto que no tiene ante-

cedentes en la industria. El proceso combina

el uso de diluyentes y la separación por gra-

vedad logrando reducir el porcentaje de agua

presente en el crudo sin utilizar tratamientos

térmicos, eléctricos o mecánicos, lo que ga-

rantiza la obtención de crudos deshidratados

de alta calidad que pueden ser transportados

bajo especificaciones técnicas”, comentó An-drés Mantilla, Vicepresidente de Innovación y Tecnología de Ecopetrol. Esta tecnología le ha generado beneficios a Ecopetrol por más de US$100 millones anuales.

En las tres ediciones del premio la petro-lera se ha llevado reconocimientos. En 2012 logró el primer lugar en la categoría de Re-cursos Energéticos con la Estrategia para el control de apoderamiento de hidrocarburos; en 2014 obtuvo el primer lugar en la catego-ría Responsabilidad Social Empresarial con el programa Diáspora que construye arrecifes artificiales con oleoductos obsoletos; y en 2015 repitió en la categoría Recursos Ener-géticos con EcoDiDesh.

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José Antonio gonzález Anaya Director General de Pemex

Adolfo Tomás HernándezVicepresidente de Refinación y Procesos Industriales de Ecopetrol

Stephen W. greenPresidente de Chevron Asia Pacific Exploration and Production

El 9 de Febrero José Antonio González Anaya tomó posesión como nuevo Di-

rector General de Petróleos Mexicanos, en sustitución de Emilio Lozoya Austin.

De 1996 a 2000 trabajó en el Banco Mundial como economista senior. Poste-riormente, fue director del programa de investigación en Latinoamérica y profesor e investigador de la Universidad de Stanford. En 2002 se incorporó a la Secretaría de Ha-cienda y Crédito Público (SHCP) como Jefe de la Unidad de Seguros, Valores y Pensiones.

De 2006 a 2012 se desempeñó como Subsecretario de Ingresos de la SHCP y desde el inicio de la presente administración del presidente Enrique Peña Nieto hasta Fe-brero de 2016 se desempeñó como Director General del Instituto Mexicano del Seguro Social, cargo que ocupaba hasta ayer.

El es egresado de las carreras de Econo-mía y de Ingeniería Mecánica por el Insti-tuto Tecnológico de Massachusetts (MIT), con maestría y doctorado en Economía por la Universidad de Harvard. Ha escrito en diversas publicaciones especializadas sobre economía y políticas públicas.

L a empresa colombiana designó al Inge-niero Químico Adolfo Tomás Hernán-

dez Núñez en el cargo de Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales.

Hernández cuenta con una trayectoria profesional de más de 37 años en el sector de hidrocarburos. Su posición anterior

José Antonio González Anaya

Adolfo Tomas Hernández

fue como Gerente adjunto del Mejorador (Upgrader Manager) en Petropiar, una em-presa mixta venezolana con participación de Pdvsa y Chevron.

Dentro de su experiencia laboral desta-can posiciones como Gerente de Negocios en la Refinería de Pascagoula de Chevron

A partir del 1 de Abril Stephen W. Green es Presidente de Chevron Asia Pacific

Exploration and Production, en reemplazo de Melody B. Meyer, quien se retira luego de una carrera de 37 años de servicios.

Green deja el cargo de Vicepresidente Corporativo de Política, Gobierno y Asun-tos Públicos, para encargarse de supervisar las actividades de exploración y produc-

ción de Chevron en nueve países de la re-gión de Asia y el Pacífico.

En su nuevo rol, Green reportará a Jay Johnson, Chevron Vicepresidente Ejecuti-vo de Upstream.

Joseph M. Naylor estará reemplazan-do a Green en la Vicepresidencia Corpo-rativa de Política, Gobierno y Asuntos Públicos de Chevron.

en Estados Unidos, y de Operaciones de Mercadeo Regional en Chevron Texaco. Asi-mismo cargos gerenciales en otras distintas refinerías propiedad de Chevron.

Hernández cursó estudios en la Univer-sidad de Missouri – Rolla (Universidad de Ciencias de Tecnología de Missouri).


Halliburton ha lanzado el sistema de seguridad submarina de 3 pulgadas

Dash™, una solución completa para el control electrohidráulico de árboles de seguridad submarinos. Anteriormente, el control era proporcionado a través de la presión hidráulica directa desde la superficie. Esta última edición de la serie Dash™ emplea la velocidad de accionamiento electrohidráulico donde más importa – (funciones de seguridad esenciales) sin dejar de ofrecer pleno control hidráulico directo y redundante de todas las funciones. Esto ayuda a aumentar la confiabilidad y permite operaciones más eficientes en términos de costos y mantenimiento.

Halliburton lanza Dash™

Sistema electrohidráulico de seguridad submarina para pruebas de pozos en aguas profundas

Al vincularse con los sistemas de control que transmiten desde la superficie y fondo de pozo, el sistema Dash™ permite el análisis para ayudar a impulsar el rendimiento óptimo y evitar el tiempo improductivo durante las pruebas dinámicas en aguas profundas.

“El sistema ofrece velocidad de respuesta

líder en la industria en funciones como

aislamiento crítico de pozos, contención de

la presión y desconexión de emergencia”, dijo Abdalla Awara, Vicepresidente de la línea de negocio de Pruebas y Subsea de Halliburton. “También ofrece un diseño

simple y fácil de operar”.Recientemente el sistema Dash™ fue

desplegado en un pozo de aguas profundas

en América Latina desde un buque a 7.506 pies de agua con más de 400 horas de funcionamiento en el agujero. Durante esta prueba de pozo, el sistema demostró un cierre de seguridad de fondo de pozo de seis segundos, seguido de un cierre en la superficie y desconexión de ocho segundos. Este resultado dio a los operadores un aumento de la confianza de que el pozo puede ser aislado y desenganchado en el menor lapso de tiempo.

Dash™ también se integra completamente con el sistema de pruebas de pozos RezConnect™ de Halliburton. Ambas tecnologías permiten la toma de decisiones de manera inmediata durante las pruebas de pozos al tiempo que ayudan a minimizar el riesgo y reducir el tiempo de los equipos de perforación.

Sin ser afectado por la presencia de vapores o el movimiento de aire den-

tro del espacio libre de un tanque, este transmisor de dos hilos alimentado por lazo de 6 GHz mide una amplia variedad de materiales líquidos en condiciones que van desde superficies tranquilas y medios acuosos hasta superficies turbulentas y medios agresivos de hidrocarburos. Su rendimiento incluye:• Procesamiento de señales con alta exac-

titud y confiabilidad

Transmisor de radar sin contacto PULSAR™ Modelo R96

Magnetrol International, líder en instrumentación de nivel y caudal, presentó su nuevo transmisor de radar sin contacto Pulsar™ Modelo R96

para el control de nivel confiable y preciso.

• Amplio rango de medición de hasta 130 pies (40 metros)

• Diagnóstico avanzado con captura auto-mática de onda y registro de datos

• Potente administrador de dispositivos (DTM) con configuración de campo lí-der en la industria y con capacidades de resolución de problemas.

• Apto para SIL 2 con SFF de 92,7%. (FMEDA análisis de datos disponibles)

• Salidas digitales HART® y FOUNDA-TION™ Fieldbus

Este innovador trans-misor de radar se une al transmisor de onda guia-da Eclipse® Modelo 706 de Magnetrol para ofrecer una cartera completa de tecnologías de radar avan-zadas para soluciones de control de nivel.

Para mayor informa-ción visite:

radar.magnetrol.com

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22 - 23 Marzo - sPe/IcotA coiled tubing & Well Intervention conference & exhibition Houston, Texas, USA - www.spe.org/events/ctwi/2016

31 Marzo - 01 Abril - Oil & Gas council Mexico Assembly Ciudad de México - www.oilandgascouncil.com/event/2016-mexico-assembly-and-dinner

30 - 31 Marzo - sPe Mexico Health, safety, security, environment & sustainabilty symposium Ciudad de México - www.spe.org/events/lahs/2016

05 - 07 AbrilPecOM 2015 - Petroleum exhibition & conference of Mexico Villahermosa, México - www.pecomexpo.com

09 - 10 MayoArgentina shale Gas and Oil summit 2016

Buenos Aires, Argentinawww.a-sgos.com

Media Partner

06 - 07 AbrilOffshore Opportunities

colombia

Bogotá, Colombiaenergyconferencenetwork.com/ooc

Media Partner

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

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Cale

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15 - 16 Marzo - IAdc International deepwater drilling conference & exhibitionRío de Janeiro, Brasil - www.iadc.org

10 - 12 AgostoHeavy Oil Workshop 2016

Villavicencio, Colombiawww.spe.org.co/heavyoil2016.html

Revista Oficial

20 - 23 Abril

2nd Formation evaluation technical Forum - sPWLA cAFe

Revista Oficial

Manizales, Colombiawww.spwlacolombia-cafe.org

04 - 07 septiembreXII simposio Bolivariano

exploración Petrolera en las cuencas subandinas

Cartagena, Colombiawww.simposiobolivariano.org

Revista Oficial

06 - 07 Abril - sPe Mature Field Management as the Key for Production Optimization WorkshopComodoro Rivadavia, Argentina - www.spe.org/events/15apma

12 - 13 Abril - sPe/IAdc Managed Pressure drilling and underbalanced Operations conference & exhibitionGalveston, Texas, USA - www.iadc.org

12 - 13 Abril AAde national Fluids conference & exhibitionHouston, Texas, USA - www.aade.org

18 - 20 Abril shaletech canadaCalgary, Alberta, Canadá - www.cvent.com

20 - 22 Abrilconferencia de negocios expo cAPIPe 2016 Gas & PetróleoNeuquén, Argentina - www.expocapipe.com.ar

25 - 27 Abril Oil and Gas safety conference and exhibitionHouston, USA - www.oilandgassafetyconference.com

02 - 05 MayoOtc 2016Houston, Texas, USA - www.2016.otcnet.org


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Precios y Tarifas: Mercado o DedoQuienes finalmente determinan los precios de los productos y servicios que a diario consumimos?

En países serios y donde no funciona el dedo político, los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad del servicio, competencia y otras variables

Álvaro Ríos Roca*

Eso s í , se regula desde e l Estado

la competencia. No a monopolios u

oligopolios ni privados ni públicos que

controlen y manipulen precios.

Los precios para los monopolios naturales

(donde la competencia no es posible de

generar - agua, electricidad, gas natural, etc.)

se establecen a través de cálculos tarifarios,

donde una autoridad competente y calificada

calcula las mismas en base a una estructura

de costos debidamente estudiada y una

rentabilidad razonable preestablecida. Estos

servicios públicos sin una tarifa adecuada no

se expanden y se deterioran.

Existen políticas públicas para incentivar

o desincentivar el uso de un producto o

servicio mediante el uso de impuestos (tabaco,

alcohol y otros productos nocivos para la

salud humana vs. energías renovables). Estos

gravámenes deben ser estudiados a fondo por

instituciones colegiadas antes de su aplicación

tal cual ocurre en países serios y donde el dedo

desde el poder político no es posible.

Finalmente existen los precios fijados

a dedo por los políticos de turno. No se

asientan sobre análisis económicos profundos.

Resultan generalmente de designios o intereses

particulares, para favoritismos políticos o

sencillamente para ganar votos y mantenerse

en el poder. Precios y tarifas bajas es la

consigna para aparecer como figura mesiánica

o salvadora ante el pueblo.

Precisamente en este afán de fijar precios

bajos “soberanos, justos, dignos”, llámese como

se desee, es que se ha contribuido a llevar a

Venezuela al más profundo abismo económico.

Precios de cemento a dedo, precios de alimentos

a dedo, tarifas de servicios a dedo, precios de

medicamentos a dedo, precios de hidrocarburos

a dedo, precios del dólar a dedo. Todo a dedo.

Con esta dinámica de fijar precios con

el dedo, han logrado desmantelar el aparato

productivo, generar desabastecimiento y

endeudar al país, muy a pesar que se manejaban

exportaciones de casi 2 MMBBl/día con precios

de petróleo a 100 US$/Bbl. Precios irrisorios de

energía fijados a dedo han hecho que Venezuela

tenga que importar gas, diesel, petróleo y se

tengan constantes racionamientos eléctricos.

Inaudito para el país con las reservas más

grandes de petróleo y gas de la región. Esto no

tiene parangón en la historia.

Sacar a Venezuela de este abismo económico

será extremadamente complicado. Peor con

los actuales precios de petróleo. Tarea nada

fácil para la actual o futura administración

de gobierno que tendrá que hacer profundos

ajustes en la economía, sincerar precios y tarifas

y encarar privatizaciones. Los más impactados

serán sus ciudadanos y en particular los que

menos recursos económicos tienen.

Cosa similar ha ocurrido en Argentina, pero

no de la misma magnitud. En Argentina el sector

más golpeado por los precios y tarifas a dedo

fue el de la energía y pasaron una fuerte factura.

La producción de gas natural se vio

mermada, se cortaron exportaciones y

luego se comenzó a importar gas natural.

Importar costoso gas natural para venderlo

a bajo precio en el mercado interno, era

una ecuación que el mundo observaba con

asombro y tremenda incredulidad. En todo

caso, producir gas natural costoso en vez de

importarlo y venderlo barato en el mercado

interno hacia mucho más sentido. El déficit

energético se abultó por las importaciones

de gas y contribuyó a la ausencia de dólares.

Precios bajos y tarifas bajas de electricidad

fijadas a dedo diezmaron la infraestructura de

generación, transporte y distribución. Resultado

racionamientos eléctricos constantes desde hace

varios años y a importar electricidad de países

vecinos a precios spot y elevados.

En petróleo ocurrió lo mismo. Se fijaron

precios bajos en el mercado interno cuando

en el mercado internacional estaban por

las nubes para subsidiar. Ahora que los

precios internacionales están bordeando

los 30 US$/Bbl, Argentina, para incentivar

exploración, mantiene precios de 63 a 67

US$/Bbl para su mercado interno. Como se

acostumbró al pueblo a que el dedo funcione,

las provincias de Chubut y Santa Cruz exigen

que se fijen precios similares al mercado

interno para fomentar exportación de petróleo

no apto para el mercado interno y por ende

actividad económica. Es decir piden subsidiar

exportaciones petroleras. Otra aberración.

Hay muchos otros ejemplos en la región y

el mundo en esta misma dinámica. Con estos

dos ejemplos no sería mejor dejar que el precio

internacional del petróleo sea el que marque la

referencia para remunerar la exploración? Es

mejor un precio de mercado o el precio fijado

desde un asiento político? La historia nos sigue

demostrando que precios fijados a dedo, precios

bajos y subsidios prolongados son detrimentales

para nuestras economías en el largo plazo.

* Actual Socio Director de Gas Energy

Latin America y Drillinginfo

Date post:	26-Jul-2016
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Marzo 2016 - Petroleum 314

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