Petroleum

Febrero
2014
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Te c n o l o g í a E &P
Perforación y Completación
de Pozos Costa Afuera
La Reforma Energética
en México y su impacto
Estudios de casos y
experiencias exitosas
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Aná l i s i s
3 Febrero 2014 / Petroleum 289
Febrero 2014
Año 29, Nº 289
Portada:
Operadores de BG Group durante una faena
en los campos de gas de Bolivia, país donde la
empresa opera seis activos integrados en una
sola planta de procesamiento de gas
(Cortesía: BG Group)
@petroleumag Petroleumag
www.petroleumag.com
In Situ Reporte
E&P
Análisis
Tecnología
Preview
Presentación de Libros sobre
Perforación, Completación y
Reacondicionamiento de Pozos
Petronacionalismo:
NOC’s vs IOC’s
Estudios de casos y
experiencias exitosas en
exploración y producción
Reforma Energética en México:
¿Dónde impactará primero:
en aguas profundas o en
no convencionales?
Perforación y Completación
de Pozos Costa Afuera
World Heavy Oil Congress
En un acto realizado en la sede de Petroleum en
Maracaibo, fueron presentados los tres libros
escritos con fnes docentes por el Ingeniero
Petrolero, Profesor y Asesor de Tecnología de
Petroleum, Edmundo E. Ramírez López
Informe publicado por la Fundación para
la Sostenibilidad Energética y Ambiental,
Funseam, acerca del rol actual y futuro
de las compañías nacionales de propiedad
estatal y las empresas internacionales
de capital privado
La industria da cuenta de diversas historias de
casos en la aplicación exitosa de tecnologías
que mejoraron la efciencia de las operaciones
en ambientes altamente desafantes
La exploración y producción de petróleo
y gas en regiones costa afuera requieren
estructuras y equipos más exigentes
en calidad y costos, así como mayores
inversiones y riesgos
New Orleans, USA • 5 - 7 de Marzo, 2014
14
10 24
En un estudio de caso, intervalos de TCP fueron alargados de forma segura en pozos de aguas profundas en Brasil
mediante el uso de software de última generación
Se analiza el impacto de la Reforma Energética Mexicana
Edmundo Ramírez editó tres textos valiosos para
la enseñanza petrolera
SECCIONES
CORNISA
4
CUADRANTE
8 GENTE
38
CALENDARIO
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Contenido
Los principales planteamientos y expectativas
en torno a este proceso que se desarrolla en
México, y su posible impacto en áreas del
negocio petrolero, con base en una charla
ofrecida en el marco del Playmaker Forum
organizado por AAPG en Houston
YPF impulsa la efciencia en
manejo e integración de datos
Mejora en el rendimiento de
yacimiento en la cuenca Campos
Corrida exitosa de mecha
en Argentina
Formaciones duras y abrasivas
en los Llanos de Colombia
Halliburton establece récord
latinoamericano en operaciones
de disparo con TCP
Operaciones en tiempo real con
control direccional en Venezuela
Completación multi-etapa en hoyo
abierto para estimulación ácida
Intervención exitosa de limpieza
de válvulas en México
LATINVE&P 2014
Lima, Perú • 26 - 28 de Marzo, 2014
36
4th Colombia Oil & Gas
Cartagena, Colombia • 2 - 4 de Abril, 2014
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4 Febrero 2014 / Petroleum 289
www.petroleumag.com
OFICINAS
CENTRAL
Calle 72 / Av. 21, Edif. Coimbra, Local Ofcina
Maracaibo 4005, Edo. Zulia, Venezuela
Tel: (58-261) 783 2424
Fax: (58-261) 783 0389
E-mail: [email protected]
CARACAS
Esteban R. Zajia / Marketing Manager
Terraza “A” del Club Hípico, Calle Ecuador,
Transversal A-1, Qta. Mabel, Caracas
Tel: (58 212) 975 5387 / Cel: (58 412) 607 2900
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COLOMBIA
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Carrera 45, No. 108-27, Torre 2, Of. 1204. Bogotá
Tel: +57-1-742 8002, ext. 122. Cel: +57-317-512 6905
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USA
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5850 Pinebrook Drive, The Colony, Texas 75056 USA
Tel: (1) 713 491 4797. Fax: (1) 713 663 7898.
Cel: (1) 832 265 6162
[email protected]
ECUADOR
César Guerra N. / DYGOIL
Av. República de El Salvador 309 y Suiza.
Edifcio Dygoil, Quito
Tel: (59 32)244 0316 / 244 1481 / 244 0449.
Fax: 244 1624
Jorge Zajia, Editor
PETROLEUM es producida por Editorial Victoria C.A.
en Maracaibo, corazón de la industria petrolera
latinoamericana. Se edita mensualmente (12 núm/año). Circula
principalmente entre los profesionales y técnicos de las industrias
petrolera, petroquímica y carbonera de los países del Pacto Andino,
el resto de América Latina y los Estados Unidos.
El precio de la suscripción anual es:
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Petroleum, P.O. Box379, Maracaibo 4001-A, Venezuela.
Depósito Legal: 84-0130 ISSN: 1316 - 4988
EDICIÓN
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ASESORES EDITORIALES
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Aníbal R. Martínez / Petróleo
Diego J. González / Gas Natural
Miembro de la Cámara Petrolera de Venezuela
Impresión: Grafpress C.A./ Maracaibo
Copyright
©
2013
Reservados todos los derechos. All rights reserved
Cornisa
CERAWeek
2014
E
l encuentro por excelencia a nivel
mundial que le ofrece nuevas ideas,
propicia el diálogo y le da una visión com-
pleta del pasado, presente y futuro de la
energía, realizará su 32
da
edición del 3 al
7 de Marzo en las excelentes instalaciones
del hotel Hilton-Americas de la capital
mundial de la energía: Houston.
Daniel Yergin –Premio Pulitzer por su
libro The Prize y autor de The Quest- en
su calidad de Vice Chairman de IHS Ener-
gy –promotores y organizadores de la
conferencia- y Chairman de CERAWeek
2014, como ha sido habitual en los años
recientes de esta conferencia de clase
mundial, será el encargado de dirigir y
moderar los cinco días de la conferencia
que reúne a los más connotados líderes de
la energía a nivel universal.
Bajo el lema “Energía y la Nueva Com-
petencia Mundial”, CERAWeek 2014
se centrará en el ritmo acelerado de los
cambios en los mercados energéticos,
las tecnologías y la geopolítica, bajo la
óptica “del campo de juego competitivo
emergente” que se está desarrollando rá-
pidamente y que afecta a los países, las
empresas, las fuentes de suministro de
combustibles, la inversión, la logística,
el capital humano y la innovación tecno-
lógica, lo que –según la premisa de esta
conferencia-, representa un riesgo grande
para las empresas que buscan invertir en
su crecimiento a largo plazo.
Este año la discusión promete ser can-
dente y todos esperamos que los visiona-
rios y empresarios del más alto nivel reu-
nidos en el cónclave de CERAWeek 2014
despejen las incógnitas que requieren res-
puestas urgentes a temas álgidos como: el
futuro y permanencia en el tiempo de los
“no convencionales” en Estados Unidos y
el resto del mundo; la batalla del gas na-
tural por ganar una cuota prominente en
el mercado del transporte y la electricidad;
los modelos innovadores que están sur-
giendo; cómo afectará la geopolítica los
cambios de los patrones de la oferta y la
demanda; el rol que jugarán las energías
renovables en una época de austeridad fs-
cal; y, lo más importante y delicado, cómo
va a satisfacer la industria de la energía las
expectativas ambientales, la participación
de los interesados y generar la confanza
para obtener una licencia social que le
permita desarrollar sus actividades a largo
plazo y en armonía con el medio donde se
desarrollan sus actividades productivas.
CERAWeek, más allá de ser una confe-
rencia de muy alto nivel, realmente consti-
tuye un foro donde los participantes -que
son las mujeres y hombres que mueven
el negocio de la energía a nivel mundial-,
intercambian ideas y ofrecen sus solucio-
nes sobre los retos y riesgos tanto de los
productores como de los consumidores
y cómo responder a los cambios en los
precios y la disponibilidad de las diversas
fuentes energía.
Con toda responsabilidad y con la ex-
periencia ganada tras varios años de asis-
tir a este magno evento, podemos afrmar
que los conferencistas y delegados de CE-
RAWeek, juntos, explorarán los mercados,
la geopolítica, las regulaciones y las tec-
nologías, para asumir con éxito los retos
estratégicos para satisfacer las crecientes
necesidades energéticas de la humanidad.
CERAWeek 2014 reunirá a más de
2.500 líderes de las comunidades de la
energía, política, tecnología y fnanzas,
que asistirán a unas 223 presentaciones
de boca de los más connotados represen-
tantes del mundo industrial, los gobiernos
y el pensamiento; además de 250 perio-
distas que representan a los más impor-
tantes medios de comunicación especiali-
zados en la energía.
6 Febrero 2014 / Petroleum 289
www.tradequip.com
www.anteksa.com
www.jereh-pe.com
www.packersplus.com
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www.lmkr.com/geographix
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INDICE DE ANUNCIANTES
41 5 7 31
22 39 21 25
17 44 2 27
19 35 23 43
13 11 37 15
38
12 16
40 29
www.welltec.com
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www.magnetrol.com
[email protected]
9
www.winsted.com
www.saudiaramco.com
www.petroleumag.com
E
l 9 de Marzo, Business Initiative
Directions, BID Group, confererirá
su Premio Century International Quality
ERA, en la categoría Platino a la Asociación
Colombiana de Ingenieros de Petróleos por
su compromiso a la calidad y la excelencia.
Después de haber recibido anteriormente
un Premio Internacional BID a la Calidad,
Acipet cuenta con el estatus de miembro
honorario de BID, una organización cuya
actividad principal está orientada a difundir
la cultura de la calidad en empresas líderes
en cada país. Cada año BID concede un
galardón a las empresas, organizaciones y
emprendedores que apuestan decididamente
por la excelencia, la innovación y el liderazgo,
en tres categorías, oro, platino y diamante.
La entrega de la mención platino a Acipet se
galardonada con el Premio Century
International Quality ERA
realizará durante la Convención Internacional
CQE, a llevarse a cabo en el Centro de
Congresos InterContinental de Ginebra.
BID respalda con sus programas
corporativos a empresas de 179 países,
que han recibido su premio a la calidad,
atendiendo conceptos como: satisfacción
del cliente, estrategias de comunicación,
benchmarking, información y análisis,
liderazgo, planificación de decisiones,
recursos humanos, formación continua,
procesos y producci ón, resul tados
económicos, ISO 9000 y TQM. Toda esta
información que es obtenida por BID a
través de los diferentes canales, incluida
la encuesta on-line, es analizada por
un Comité Internacional de Selección para
elegir fnalmente las empresas galardonadas.
Acceda a nuestro sitio web
Un reconocimiento a esta Asociación como motor de la calidad y la excelencia
www.spe.org/events/lacpec
www.cwccolombia.com
www.anh.gov.co
8 Febrero 2014 / Petroleum 289
Cuadrante
L
a Cámara Petrolera de Venezuela - Capítulo Anzoátegui y el Grupo BG de Eventos organizan de manera conjunta el VI Congreso
y X Exposición Internacional del Gas “La Industrialización de los Hidrocarburos”, del 26 al 28 de Marzo en Puerto La Cruz. El
evento busca promover la interacción del sector empresarial con Pdvsa, en cuanto al desarrollo de los proyectos en el Oriente del país.
La Faja Petrolífera del Orinoco, el gas costafuera y el desarrollo de campos tradicionales requieren de una mayor participación del
sector productivo nacional. El evento brindará información actualizada sobre el curso de estos proyectos y a la vez será una vitrina de
la cartera de bienes, servicios y potencialidades del sector privado nacional. Para mayor información sobre cómo participar escriba a:
[email protected], [email protected]
S
tatoil fue enlistada como la compañía No. 4 a nivel mundial y la No. 1 entre las del sector Energía, en el reconocido Ranking Global
de las 100 Empresas más Sostenibles del Mundo. El anuncio fue hecho en el Foro Económico Mundial en Davos, por Corporate
Knights, de Canadá, en base a una lista inicial de 4.000 empresas y considerando 12 indicadores clave de rendimiento (KPI). “La sos-
tenibilidad y la seguridad van de la mano, están en el corazón de la prosperidad del negocio y en las mentes de los líderes políticos y de
negocios globales”, afrmó Hege Marie Norheim, Vicepresidente Senior de Sostenibilidad Corporativa de Statoil.
M
aracaibo será la sede de SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - LACPEC 2014, a realizarse del
21 al 23 de Mayo, bajo el lema “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en
Petróleo y Gas”. Esta conferencia multidisciplinaria contará con la presentación de cerca de 200 artículos técnicos y 65 presentaciones
cortas, tipo e-posters. Su programa enfatizará la gran cantidad de reservas en la región de Latinoamérica y el Caribe y su potencial de
producción y crecimiento, particularmente en aguas profundas, campos maduros, petróleos pesados y el potencial en sistemas petrole-
ros de gas de esquisto y líquidos. Asimismo contará con una exhibición de productos y servicios, con los últimos avances y tendencias
en E&P. Eulogio Del Pino, Vicepresidente de E&P de Pdvsa, será el General Chairperson de esta nueva edición de LACPEC.
S
intana Energy Inc. anunció que su subsidiaria Patriot Energy Oil & Gas recibió la aprobación de la licencia ambiental para el bloque
VMM-37 en la Cuenca del Magdalena Medio de Colombia. En virtud de un acuerdo con ExxonMobil Exploration Colombia y
con la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, ANH, ExxonMobil adquirió una participación del 70% y
es la operadora de este bloque, con planes de explorar y desarrollar los yacimientos no convencionales, en las formaciones La Luna y
a mayor profundidad. Patriot retiene el 30% restante en el play no convencional, así como una participación del 100% en los recursos
convencionales. Doug Manera, CEO de Sintana, comentó que con esta licencia ambiental los socios iniciaron la ejecución de un plan
previo de perforación, cuyos resultados se darán a conocer en la medida en que los hitos sean alcanzados.
P
etrobras informó que las reservas probadas en el presal aumentaron un 43%, mientras que la producción en esta frontera alcanzó
el récord de 390.000 barriles diarios durante 2013, en comparación con las cifras de 2012. Desde 2007, la compañía viene incor-
porando volúmenes crecientes a sus reservas probadas en esta capa, que se extiende desde el sur del estado de Espírito Santo hasta el
estado de Santa Catarina. Más de una cuarta parte de las reservas probadas de la compañía provienen del presal. El año pasado en esta
zona fueron perforados unos 42 pozos. El excelente desempeño de las plataformas en producción en las cuencas de Campos y Santos
favoreció el crecimiento de las reservas, siendo esta última la mayor contribuyente con el 51% de la producción.
C
on la apertura de su nuevo Centro de Tecnología No Convencional y Productividad de Yacimientos en la Universidad de Petróleo y
Minerales King Fahd (KFUPM) ubicada en Dhahran, Arabia Saudita, Halliburton da un paso importante en su objetivo de promover
la investigación y el desarrollo de soluciones para yacimientos convencionales y no convencionales que imponen grandes retos en esta
región. La colaboración entre científcos de investigación y desarrollo de Saudi Aramco y Halliburton, junto con la participación de
investigadores de KFUPM, permitirá que las soluciones que se desarrollen a nivel local puedan ser aplicadas rápidamente en los campos
del Reino. Para Halliburton el establecimiento de este centro tecnológico multimillonario demuestra el compromiso continuo con la
inversión en el Reino para la entrega de lo más avanzado en tecnología y pericia.
I
FP Energies Nouvelles y el Centro de Tecnología de Repsol frmaron un acuerdo marco de colaboración para la realización conjunta
de proyectos de investigación e innovación en el campo de la exploración y la producción. Con el fn de identifcar nuevas reservas y
optimizar la producción, IFPEN actualmente desarrolla el software de modelado de cuencas y caracterización de yacimientos para pro-
porcionar una mejor comprensión del subsuelo y ayudar a evaluar el potencial petrolero. Paralelamente Repsol adelanta una investigación
tecnológica centrándose en aspectos desafantes en modelado y caracterización de yacimientos, con aplicación a los proyectos clave de
la compañía. La colaboración les permitirá validar y desarrollar estas tecnologías utilizando datos reales de los campos operados por la
petrolera española, para su posterior aplicación en otros campos de investigación o servicios de exploración y producción relacionados.
P
etroNova obtuvo la licencia ambiental para operar el bloque Tinigua, ubicado en la cuenca Caguán -Putumayo de Colombia. La
licencia expedida por ANLA autoriza a PetroNova para perforar un máximo de 20 pozos exploratorios desde cinco diferentes
plataformas, e instalar facilidades en superfcie para pruebas extendidas en caso de ser necesario. “Haber recibido esta licencia es
un hito fundamental para PetroNova ya que nos permite avanzar en nuestro programa de perforación exploratoria en este activo
de alto impacto dentro de nuestra cartera”, dijo Antonio Vincentelli, Presidente y CEO de la empresa. “ Con esta licencia, ya son
cuatro los bloques de PetroNova en los que se han concedido licencias ambientales y están listos para la perforación exploratoria.
A medida que avanzamos con la perforación en el bloque PUT-2, continuamos el trabajo preparatorio de perforar el primer pozo
exploratorio en el prospecto Tinigua”.
10 Febrero 2014 / Petroleum 289
In Situ
Presentación de libros sobre Perforación,
Completación y Reacondicionamiento
de Pozos Petroleros
En un emotivo acto realizado
el 6 de Diciembre en la sede
principal de Petroleum,
en Maracaibo, tuvo lugar
la presentación de tres
libros escritos con fnes
docentes por el ingeniero
petrolero, profesor y Asesor
de Tecnología de Petroleum,
Edmundo E. Ramírez López
C
on una dilatada trayectoria profesional
cargada de experiencias en los campos
petroleros de Venezuela, así como un des-
tacado ejercicio en las áreas de la docencia
e investigación, el Ingeniero de Petróleo
Edmundo Ramírez López ha venido tra-
bajando con constancia y pasión en hacer
aportes signifcativos para la comprensión
del conocimiento técnico petrolero.
Como parte de este esfuerzo, entre sus
más recientes trabajos editoriales, se encuen-
tran los títulos “Perforación, Completación y
Reacondicionamiento de Pozos Petroleros”.
Escritos con fnes docentes y bautizados en
un acto celebrado en las instalaciones princi-
pales de Petroleum, en Maracaibo, los textos
están disponibles como valiosas herramientas
para que geólogos, geofísicos, ingenieros
de yacimientos, ingenieros y operadores de
construcción de pozos, ingenieros y opera-
Zory de Ramírez,
Moraima de Ramírez,
Edmundo Ramírez,
Luis Villasmil,
Roberto Muñoz y
Richard Márquez,
Director de la Escuela
de Ingeniería de
Petróleo de LUZ
dores de producción, ingenieros de diseño y
planifcación, estudiantes de carreras afnes
y lectores en general, puedan introducirse
en los conceptos y aspectos básicos en estas
áreas del conocimiento.
Graduado en la Universidad del Zulia
en 1969, Ramírez López cursó estudios de
Postgrado en Ingeniería Ambiental en esa
misma casa de estudios, y de Ingeniería de
Perforación en el antiguo CIED, de Pdvsa.
Fue Profesor de Procesos de Campo en la
Escuela de Petróleo de LUZ, en Cabimas; e
Instructor de Medición, Deshidratación de
Petróleo y Clarifcación y Disposición del
Agua Asociada, en el CIED.
Su amplia experiencia en campo, incluye
posiciones operativas, supervisoras y ge-
renciales en Pdvsa, en las áreas: Ingeniería,
Tecnología, Operaciones de Perforación,
Ingeniería y Operaciones de Producción,
Ingeniería de Yacimientos, Operaciones
y Mantenimiento de Patios de Tanques,
Oleoductos y Terminales de Embarque de
Petróleo, Comercio y Suministro de Petró-
leo, Planifcación y Gestión de la Calidad
y Auditoría ISO 9000. Fue Jefe de Taladro
de Perforación para Pdvsa – Exxon Mobil
en el Centro y Sur del Lago de Maracaibo;
para Sinovensa (Pdvsa - CNPC) en la Faja
Petrolífera del Orinoco y también para
PetroCumarebo (Pdvsa – Vinccler) en La
Vela de Coro.
Expresidente de la Sociedad Venezolana
de Ingenieros de Petróleo SVIP - Seccional
Maracaibo, y conferencista en diversos
eventos de Ingeniería, Ramírez actualmente
es Asesor de Petroleum, colaborador muy
preciado de esta casa editorial.
Construcción y
Reacondicionamiento de pozos
El experto petrolero considera que el
pozo petrolero más sencillo requiere de la
inversión de un millón de dólares, por lo
que su construcción debe siempre respon-
der a un riguroso ejercicio de planifcación,
ejecución y puesta en operación, a fn de
disminuir los problemas operacionales y
mejorar el control de costos.
El primer libro “Perforación de Pozos
Petroleros”, detalla cada etapa del proceso
de planifcación y ejecución, que abarca la
12 Febrero 2014 / Petroleum 289
Roberto Muñoz, Edmundo Ramírez, Jeanette de Vilma, Mery de Peralta, Ricardo Peralta, Olga de Román, Luis Villasmil, Moraima de
Ramírez, Richard Márquez, Mireille Socorro, Ana Valbuena y Francis Rincón durante el bautizo de los libros por el sacerdote Danny Medina
visualización, conceptualización (ingeniería
básica) y diseño (ingeniería de detalle).
“Todo lo anterior es relevante, porque los
recursos de hidrocarburos cada vez se alejan
más de la producción fácil, en este sentido pro-
ducirlos conlleva una buena planifcación que
incluya la conformación y coordinación de un
número signifcativo de equipos de profesio-
nales especializados y multidisciplinarios”.
El segundo libro “Completación de
Pozos Petroleros” está dedicado a la fase de
terminación de un pozo, entendida como el
conjunto de trabajos que se realizan después
de alcanzar la profundidad fnal, en un pozo
nuevo y como fniquito de un proceso de
reparación y rehabilitación de un pozo vie-
jo, para dejarlo en condiciones de producir
efcientemente, los fuidos de la formación o
destinarlos a otros usos, como inyección de
agua o gas. En este, el autor recoge además
sus experiencias en diversas áreas operativas
de Venezuela, así como toda las normativas
API y operacionales de compañías involu-
cradas en la actividad de completación y
reparaciones de pozos a nivel mundial.
Cómo se lleva a cabo el proceso de
reacondicionamiento, rehabilitación o
reparación de un pozo es explicado en un
tercer libro, que aborda aspectos claves para
alcanzar resultados exitosos en esta etapa.
Incluye los diferentes tipos de reacondi-
cionamiento (temporal o permanente), la
descripción de los equipos utilizados y la
selección de pozos candidatos.
“Reacondicionar un pozo problema, es
una alternativa de mejorar el potencial de
producción o inyección del campo y aumen-
tar el recobro de reservas del yacimiento,
de manera, que una buena administración
operativa de un campo petrolero, debe
incluir una permanente actualización de la
cartera de los pozos problema, debidamente
identifcados con el tipo de trabajo que se le
debe realizar para mejorar su condición y
contribuir con el potencial de producción”.
El contenido de las tres publicacio-
nes se presenta en términos amigables y
digeribles para el lector, con el propósito
fundamental de contribuir a la enseñanza
y adiestramiento en estas tres actividades
operativas del negocio petrolero.
In Situ
13 Febrero 2014 / Petroleum 289
14 Febrero 2014 / Petroleum 289
Estudios de casos y experiencias
exitosas en E&P
E&P
YPF impulsa la efciencia en manejo e integración de datos
La industria da cuenta de diversas historias de casos en la aplicación exitosa de
tecnologías por parte de empresas de servicio en soporte a las actividades de
exploración y producción de petróleo y gas en diferentes regiones de América Latina.
Se presentan algunas experiencias exitosas que demandaron soluciones para mejorar
la efciencia de las operaciones en ambientes considerados altamente desafantes
Datos de exploración
convencionales son
integrados en el contexto
de un proyecto, mejorando
signifcativamente la
colaboración, mediante
la implementación del
entorno de conocimiento
Studio E&P
El entorno de Studio proporciona a YPF datos integrados a cualquier escala, desde la evaluación de cuenca de Neuquén hasta la
identifcación de prospectos
vital para maximizar la productividad. Sus
geocientífcos e ingenieros pueden ahora
encontrar, revisar y utilizar la informa-
ción de exploración, en el contexto de sus
fujos de trabajo. Todos los datos residen
en este entorno centralizado y totalmente
integrado. La colaboración ha mejorado
signifcativamente ya que los miembros
del equipo pueden comunicarse a través de
mensajería instantánea, compartir sesiones
con expertos, y agregar conocimientos.
Con Studio, el conocimiento es captu-
rado y retenido, disponible para futuros
equipos y también personal nuevo. YPF
L
a empresa petrolera nacional
de Argentina YPF ha generado
un importante volumen de datos de
los proyectos relacionados con sus
estudios de exploración en la Cuenca
Neuquina, cuyos depósitos de esquisto
están siendo explorados. Esta cuenca
alberga el sistema petrolero Vaca
Muerta, que comprende capas gene-
radoras de hasta 1200 m de espesor.
Para el grupo de exploración no
convencional de YPF fue un desafío
el almacenamiento y la integración de
puede utilizar aplicaciones para administrar,
buscar, corregir y organizar los datos de ex-
ploración y producción. Pueden evaluar rá-
pidamente el estado de su ambiente, incluida
la determinación del estado del repositorio,
la revisión de la actividad reciente del usua-
rio, y la identifcación y la realización de
tareas críticas de administración de datos.
“Los benefcios han sido tan signifcati-
vo que nuestro equipo de dirección decidió
ampliar el alcance del proyecto a otros
objetivos de la cuenca”, comentó Fernanda
Raggio, Senior Geologist, Unconventional
Exploration Team Leader, YPF.
grandes volúmenes de datos de exploración
no convencionales. La compañía necesitaba
asegurarse de que el conocimiento pudiera
ser fácilmente conservado y que el control
de calidad fuera fundamental para cualquier
nuevo sistema.
El equipo implementó el entorno de
conocimiento Studio E&P de Schlumber-
ger, con el cual los datos de exploración
de YPF fueron validados, se comprobó
la calidad y se introdujeron en el sistema.
Studio permitió al grupo de YPF gestionar
la información de una cuenca a escala pers-
pectiva y a la vez capturar conocimiento
15 Febrero 2014 / Petroleum 289
E&P
Petrobras mejora rendimiento de
yacimiento en la cuenca de Campos
La evaluación geomecánica integrada predice parámetros críticos
en el manejo óptimo de pozos en aguas profundas de Brasil
La plataforma de software Petrel E&P se usó para crear un modelo mecánico del subsuelo en 3D de un pozo de Petrobras.
Las superfcies horizontales corresponden a horizontes geológicos, y las superfcies verticales representan algunas de las
principales fallas
E
n un reciente proyecto costafuera en Bra-
sil, Petrobras quiso estudiar un yacimien-
to fallado de arenas turbidícas en la cuenca
de Campos, donde se necesitaba evaluar el
impacto de un proyecto de inyección de agua.
La mayoría de los campos de esta zona pre-
sentan propiedades geomecánicas que limitan
la presión de inyección de agua, en este caso,
la presión máxima estaba limitada a 1015 psi
[7 MPa] por encima de la presión inicial del
depósito, lo que llevó a una pérdida de la tasa
de inyección con impacto en la producción y
la recuperación de petróleo.
La compañía buscaba una solución que le
permitiera obtener una mejor predicción de
los cambios de esfuerzo y de la deformación
inducidos por la producción e inyección, por
lo que optó por trabajar en estrecha colabo-
ración con Schlumberger.
El análisis requirió un modelo numérico
que vinculara la geomecánica con el fujo del
fuido en el medio poroso, la inyección y el
comportamiento de la falla. Para verifcar la
presión máxima de inyección a ser aplicada
de forma segura en el campo, se realizó un
estudio de la geomecánica del yacimiento, y
de manera conjunta, los equipos recolectaron
toda la información, analizando los datos sís-
micos originales, incluyendo el historial de ex-
ploración, pozos perforados y la información
de registro. Desde este punto de partida, fue
posible desarrollar un modelo mecánico del
subsuelo (MEM) cuantitativo en 3D mediante
el uso de la plataforma de software Petrel
E&P que vinculó la interpretación sísmica a
un modelo estratigráfco amplio, incluidas las
superfcies estructuralmente complejas, tales
como fallas, domos de sal y lentes. Se calculó
el estado del esfuerzo en diferentes momentos
utilizando un método de acoplamiento de dos
modos, que vincula el software de modelado
geomecánico de yacimiento VISAGE y el
software de simulación de yacimientos ECLIP-
SE. Los cambios de presión calculados por
ECLIPSE, y los cambios de deformación por el
software VISAGE, son usados para actualizar
la porosidad y la permeabilidad de cada parte
del yacimiento, en el software ECLIPSE.
La evaluación experta del modelo MEM
encontró que las fallas ya habían sobrepasa-
do la superfcie de colapso en la etapa de pre-
producción, por lo tanto, se concluyó que el
clásico concepto -cuando la presión de poro
se incrementa en la inyección por encima de
un valor crítico, se alcanza la curva de falla
y se defne la presión de reactivación de la
falla- no era aplicable a este campo específco.
Schlumberger y Petrobras evaluaron la dis-
tribución de las altas deformaciones plásticas a
lo largo de las fallas, y anticiparon las zonas de
escape. Se recomendaron las fallas que debían
evitarse mediante pozos de inyección para re-
ducir el riesgo de reactivación y el agotamiento
del yacimiento, lo que causaría cambios de
esfuerzo in situ tanto en el yacimiento como
en las secciones de roca de cubierta.
Se identifcaron posibles pérdidas en rela-
ción con la integridad de la completación du-
rante la producción, conocimiento que sirve de
apoyo directo a las operaciones de perforación
y manejo de yacimientos, sobre todo cuando
se perfora en lugares con alta porosidad y gran
agotamiento, donde pueden surgir problemas
de arenamiento e integridad del pozo.
16 Febrero 2014 / Petroleum 289
Corrida exitosa de mecha en Argentina
E&P
Primera mecha Kymera Hybrid de 12 ¼ pulgadas fue corrida exitosamente por Baker Hughes, con el ahorro
de un tiempo operacional de 75 horas, durante la perforación de un pozo de tight gas en Río Neuquén
U
n operador de pozos verticales de tight
gas en la Cuenca Neuquina, al oeste
de Argentina, necesitó disminuir los costos
de perforación y mejorar la efciencia de la
perforación en la formación Punta Rosa-
da, debido a costosos viajes ocasionados
por prematuros daños en la mecha PDC.
Esta formación compuesta por areniscas
consolidadas de granos fnos a gruesos,
normalmente era perforada con dos o tres
mechas de seis a siete aletas con cortadores
de respaldo y una tasa de penetración muy
baja (entre 6 a 9 pies/hora).
Para salvar viajes y mejorar la ROP
en esta sección complicada, Baker Hughes
recomendó la mecha de tecnología híbrida
Kymera Hughes Christensen de 12 ¼ pulg.
y de tres aletas, con cortadores de 16 mm
en la fla primaria y de 13 mm de respaldo,
cuyo rendimiento fue mucho mayor que los
offsets, a pesar de que perforó una larga
distancia. La ROP fnal de la corrida fue 21
ft/hr (6.38 m/h) y el metraje de 1.346 pies
(408 m). Resultó ser la corrida más rápida
al entrar, perforar y alcanzar la profundidad
total dentro de la formación Punta Rosada.
El operador ahorró tres días en compara-
ción con el pozo más cercano, y alcanzó dos
veces la ROP.
Rio Neuquén Field - Drilling Time
17 Febrero 2014 / Petroleum 289
Formaciones duras y abrasivas en los Llanos de Colombia
E&P
Con éxito fue completado un
intervalo desafante en dos
viajes con la misma mecha,
mientras que pozos vecinos
requirieron tres o cuatro
mechas
E
n otro caso reportado por Baker
Hughes, un operador en los Llanos
colombianos requirió mayor durabilidad
en la mecha para perforar las desafantes
formaciones Barco y Guadalupe. En expe-
riencias previas en pozos cercanos se utili-
zaron mechas PDC, TCI (tungsten carbine
insert) y Outdated Impregnated, las cuales
mostraron difcultades en el desempeño den-
tro de estas formaciones, duras y abrasivas.
En un siguiente pozo, Baker Hughes
propuso la mecha Hughes Christensen
iRev™ de 14¾ pulgadas impregnada de
diamante con un sistema TruTrak™ y un
motor Navi-Drill™ X- treme™ HS de alta
velocidad (0.93 rev/gal). Esta combinación
perforó 108 pies (32,9 m) en 4,9 m/h (1,5
km/h). En el segundo viaje, la mecha se
reutilizó en un motor Navi-Drill X- treme
LS de baja velocidad (0.15 rev/gal) ensam-
blada con el sistema TruTrak.
Este conjunto de fondo (BHA) perforó
665 pies (202,6 m) en 3,9 m/h (1,2 km/h).
En general, la mecha iRev y el BHA per-
foraron 773 pies (235,6 m) en 4 ft/hr (1,2
Con la mecha de diamante impregnado iRev, a medida que los diamantes en las capas superiores se desgastan, se exponen
nuevos diamantes para mejorar el rendimiento de la mecha
m/h) y con éxito completaron el intervalo
a través de estas formaciones difíciles. Al
sacar la mecha del hoyo, estuvo en mejores
condiciones en comparación con las TCI y
otras mechas utilizadas en pozos vecinos.
La iRev exhibió un desgaste uniforme a
través del perfl de la mecha, con diamantes
aflados sobre la superfcie de la matriz.
18 Febrero 2014 / Petroleum 289
D
espués de
semanas de
planificación y simu-
lación, con la detonación
en forma segura de una sarta de
pistolas a lo largo de 303 metros, un
operador en la zona ahorró los costos de una
corrida adicional en aguas profundas.
Si bien las operaciones de disparo en
intervalos de producción más largos ahorra
viajes y tiempo de equipo, si estos trabajos
no son debidamente planifcados, la carga
explosiva puede dañar los componentes del
pozo y en última instancia, aumentar los
costos de los operadores, sin posibilidad de
obtener ahorros. Por lo tanto, es fundamen-
tal predecir con mayor exactitud las cargas
explosivas y cómo podría reaccionar el pozo.
Un operador en Brasil junto a Hallibur-
ton establecieron un récord de operaciones
de disparo (cañoneo) para Latinoamérica
en un pozo de aguas profundas con 303
metros de pistolas de 7 pulgadas, cargadas
con 12 disparos por pie, lo que prácti-
camente duplicó el récord anterior de
Halliburton en Brasil de 153 metros. El
pozo tenía una profundidad total de 5.337
metros. Solamente un viaje de ida y vuelta
podría tomar de cinco a seis días (más de
un millón de dólares por día). De manera
que había un incentivo fnanciero para las
El cambio en el comportamiento del pozo dio garantía del sello de los sistemas de aislamiento
Swellpacker®
operacio-
nes de di s-
paro en los 303
metros en un solo viaje.
El software de simulación
ShockPro™ y una minuciosa prepa-
ración dio como resultado el ahorro de
una suma adicional de cinco a seis días de
tiempo de taladro en aguas profundas. Las
simulaciones anteriores habían mostrado
detonaciones demasiado arriesgadas, y el
operador había tenido que perforar en dos
viajes. Pero en cambio, estas simulaciones
demostraron que algunas modifcaciones
hechas muy fácilmente al plan, darían al
operador la confanza que necesitaba para
seguir adelante. La dinámica de fuidos
computacional ayudó al operador en Brasil
y a Halliburton, comprender las fuerzas
que podrían exceder los índices de tracción
de los componentes del pozo, y saber qué
hacer para que el yacimiento absorbiera
estas fuerzas.
superior
y aislar el
liner para elimi-
nar la zona de baja
presión. La zona de pérdida
de fuido presentó un problema
al realizar las operaciones de cemen-
tación en el revestimiento de 7 pulgadas.
El cemento en los 200 metros de la sección
horizontal causó daño a la formación, y el
operador se vio forzado a perforar esta zona
en un hoyo abierto.
El sistema de aislamiento Swellpac-
ker® de Halliburton suministró un mé-
todo confable para el aislamiento zonal.
Se usaron cuatro de estos sistemas para
aislar todas las zonas detrás del liner. Los
sistemas dividieron la sección vertical en
tres secciones de 40 metros por separado.
El pozo completado con la tecnología
Swellpacker fue puesto en producción sin
necesidad de inducirlo con nitrógeno, una
práctica muy común en este campo. El
cambio en el comportamiento del pozo
dio garantía del sello de los sistemas utili-
zados. La producción del pozo fue mayor
a la esperada, al rendir más de 10.000
bpd, lo que excedió el estimado de 8.000
bpd. Esta misma aplicación fue hecha en
otros tres pozos del mismo campo con
resultados positivos.
Pozo aumenta
expectativas de
producción
En un gran pozo
productor de petróleo en
Latinoamérica, preocu-
paba la pronta irrupción
de la producción de
agua y gas debido a la
alta permeabilidad del
intervalo productor. Se
necesitaba sellar la parte
superior del liner (tu-
bería de revestimiento)
para prevenir la entrada
de gas desde la zona
19 Febrero 2014 / Petroleum 289
E&P
Operación en tiempo real con control direccional
aumenta drenaje y mejora la producción en Venezuela
Servicios de datos en tiempo real mejoraron la toma de decisiones en tiempo crítico mediante
la entrega de información crucial del pozo dentro de un entorno de colaboración
E
n un caso histórico reportado por
Weatherford en Venezuela, el objetivo
fue perforar un pozo horizontal y navegar a
través de la arena S5, con un espesor de 15
pies (4,5 m) dentro de la formación Ofcina,
en el campo Dobokubi, tradicionalmente
asociado con petróleo pesado, en la Faja del
Orinoco. Sobre la base de estudios previos
del yacimiento, el verdadero espesor de la
arena era de 2 pies (0,6 m).
La sección fue perforada utilizando el
sistema rotatorio direccional (RSS) Revolution
con el sensor de rayos gamma azimutal espec-
tral SpectralWave™ y el sensor de resistividad
de multifrecuencia (MFR™). Se estableció asi-
mismo un Centro de Operaciones en Tiempo
Real (RTOC) para monitorear y analizar el
historial de datos del campo. Considerando
el espesor imprevisto de la arena perforada,
el operador recibió apoyo técnico durante la
planifcación y ejecución del pozo.
Como resultado, los datos en tiempo
real de SpectralWave y el MFR permitieron
al operador definir el espesor real de la
arena perforada, optimizar la trayectoria
y la profundidad vertical verdadera (TVD)
de la navegación. Asimismo fue capaz de
completar la sección en un viaje, optimizar
la recuperación de petróleo mediante el
incremento del área de drenaje y acelerar
la producción, todo al utilizar el RTOC de
Weatherford así como sus servicios de per-
foración direccional.
En esta operación, el RSS Revolution uti-
lizó tecnología en la punta de la mecha para
un control direccional preciso dentro de una
pequeña capa del yacimiento, optimizando
la ubicación del pozo.
Registro de datos mediante
transportador Compact™ en pozo
altamente desviado
Otro caso, esta vez en arenas consolida-
das en el campo de Iguana Zuata, Venezuela,
el objetivo fue obtener información de alta
calidad de la evaluación de la formación
(resistividad, densidad, neutrón y rayos
gamma) en un pozo desviado, cuya geometría
impedía al operador llegar a la profundidad
total (TD) mediante métodos de explotación
convencionales.
Utilizando su Transportador Com-
pact™ (Compact™ Well Shuttle, CWS) en
modo memoria, Weatherford desplegó las
siguientes herramientas de registro: Com-
pact Dual Laterolog (MDL), Compact Dual
Neutron (MDN), Compact Photodensity
(MPD), Compact Microimager (CMI), y
Compact Gamma Ray Sub (MGS). Sin la
limitación de cable eléctrico las herramien-
tas fueron bajadas a 532 pies (162 m) y
alcanzaron con éxito la profundidad total
3.427 pies (1.045 m). Los datos de alta
resolución permitieron al operador estu-
diar las fracturas y la porosidad efectiva,
así como analizar el hoyo en 3D en este
pozo altamente desviado y luego utilizar
esta información para diseñar y mejorar
el programa de completación.
Finalmente se proporcionó una evalua-
ción exitosa, donde se consideraba imposible
efectuar registros mediante técnicas con-
vencionales. El operador consideró utilizar
esta solución en otros pozos horizontales
ubicados en este campo.
19 Febrero 2014 / Petroleum 289
Transportador Compact™ (Compact™ Well Shuttle, CWS)
20 Febrero 2014 / Petroleum 289
E&P
Completación multi-etapa en hoyo abierto para estimulación
ácida en pozo costafuera
Empacaduras mecánicas permitieron a un operador en Brasil estimular con ácido un pozo costafuera
y a la vez enfrentar la producción de agua
A
vances en perforación direccional y
completación en múlti-etapas han
permitido el desarrollo de las reservas
submarinas en la cuenca Campos de Brasil,
principalmente en la sección cretácea de la
acumulación Waimea, al sur de esta cuenca.
Un operador en la zona deseaba dividir
el pozo en etapas con el fn de distribuir
eficazmente la estimulación ácida a lo
largo de la totalidad del pozo lateral, por
tanto, requirió una completación en múlti-
etapas con aislamiento probado. Era una
preocupación la producción de agua en el
extremo del pozo por lo que era necesario
mitigar la producción de agua después de la
estimulación. La presencia de sulfuro de hi-
drógeno (H
2
S) y dióxido de carbono (CO
2
)
presentó retos adicionales para el diseño de
la completación en esta formación, ya que
en su forma acuosa son ácidos y corroen los
aceros convencionales. Packers Plus ayudó a
superar los retos de esta operación, en base
a su experiencia en completaciones múlti-
etapas a hoyo abierto.
Se utilizó empacaduras (packers)
mecánicas por su capacidad de tolerar
presiones mayores lo que permitiría una
presión de estimulación elevada. El dise-
ño fnal incluyó empacaduras mecánicas
Packers Plus RockSEAL® II de elemento
de empaque doble, corridas conjunta-
mente con mallas premium. El sistema
fue fabricado con aleaciones resistentes
a la corrosión (CRA) para garantizar su
integridad después de la instalación.
Las empacaduras RockSEAL II son
asentadas presurizando el revestidor (liner).
Como el operador optó por usar mallas, fue
necesario buscar otra alternativa. Para po-
der asentar las empacaduras, fue corrida una
sarta interior en el pozo, simultáneamente
con el revestidor (liner) hasta la profundidad
del pozo. Esta sarta incluyó un tubo liso a
ambos lados del tubo perforado. Mientras
se sacaba la sarta interior, los tubos lisos
eran alineados con las conexiones colocadas
encima y debajo de cada empacadura con el
fn de formar un sello, para luego bombear
el fuido por el tubo perforado y de esa ma-
nera presurizar y asentar las empacaduras.
Una vez asentadas las empacaduras indi-
vidualmente, el operador logró estimular el
pozo con ácido utilizando una sarta interior
similar para sellar con un tubo liso la co-
nexión encima de cada etapa, de manera de
estimular secuencialmente las ocho etapas a
lo largo del hoyo horizontal de 1.000 me-
tros. La estimulación fue ejecutada a 1.500
psi con el fn de aumentar la permeabilidad
efectiva al limpiar la formación para asegu-
rar el recobro óptimo de petróleo.
Como resultado la prueba DST (Drill
Stem Test) mostróuna tasa potencial de
producción de 40.000 barriles diarios de
crudo de 20° API, con un caudal de fujo
estimado de 20.000 b/d.
La empacaduras (packers) RockSEAL II fueron corridas conjuntamente con mallas premium
22 Febrero 2014 / Petroleum 289
E&P
Intervención exitosa de limpieza de válvulas en México
Una experiencia demostró la capacidad de Welltec de realizar una operación de limpieza diez veces
más rápido que otras alternativas de la industria
A
l probar una válvula de seguridad de
fondo de pozo (SSSV) en un pozo cos-
tafuera de México, un operador descubrió
depósitos a escala que impidieron el sello de
la SSSV en la posición cerrada. Después de
considerar alternativas, requirió una solu-
ción que evitara los costos asociados con la
movilización de un equipo de perforación y
la extracción de los componentes del pozo.
Se movilizaron las herramientas Well
Cleaner® Wishbone Honer (WBH) y Well
Tractor® de Welltec para reparar la válvula
en el sitio. Era importante que la válvula
charnela permaneciera abierta durante el
funcionamiento del Well Cleaner WBH
para acceder a la zona a limpiar. Para ase-
gurar una operación exitosa, la herramienta
tendría que eliminar los restos que estaban
atascados en la zona expuesta por el tubo de
fujo en la posición abierta. Los escombros
impedían el cierre completo de la SSSV lo
que limita su capacidad de mantener la
presión como debería.
Tres SSSV fueron limpiadas para este
operador latinoamericano, con la debida re-
cuperación del cierre hermético de cada una
de las charnelas sin perturbar la producción
o terminación. La experiencia demostró la
capacidad de Welltec de efectuar una opera-
ción de limpieza diez veces más rápido que
otras alternativas de la industria.
Las intervenciones tuvieron éxito. La
primera SSSV fue limpiada en 18 horas
de tiempo sin incidentes que reportar, evi-
tando al operador la obligación de sacar
las válvulas, lo que habría tomado más de
una semana por válvula, la movilización
del equipo de perforación y tolerar una
producción diferida.
Al hacer la limpieza, se logró ahorrar
94% de tiempo en comparación con lo que
tarda reemplazar una SSSV.
Durante las labores de limpieza se utilizó la herramienta Well Cleaner® Wishbone Honer (WBH)
24 Febrero 2014 / Petroleum 289
Análisis
Antecedentes
En 1904 se descubrió petróleo en México
en cantidades comerciales en el Ébano - Pro-
vincia de Pánuco, Cuenca de Tampico.
El descubrimiento de “The Golden
Lane” (Faja del Oro) en 1908, llevó a
México a extraer 385.240 barriles diarios
de petróleo en 1924 y a convertirse en el
segundo productor más grande del mundo.
En 1938 la negativa de las compañías
petroleras internacionales de acatar los
decretos legales del Gobierno llevó a la
expropiación de sus propiedades, la nacio-
nalización de la industria y a la creación de
Petróleos Mexicanos, Pemex.
A partir de 1940 hasta principio de los 70s
México apenas tuvo algunos descubrimientos
sobre todo en la Cuenca Tampico - Misantla,
pero con los hallazgos en el Mesozoico de la
Cuenca del Sureste, las reservas se incremen-
taron a 73 Bbo (mil millones de barriles de
petróleo) y la producción a más de 2,7 millo-
nes de barriles diarios en 10 años.
Como efecto colateral de los descubri-
mientos, a todos los efectos prácticos, la
exploración fue suspendida entre 1980-
2001, por lo que las reservas declinaron
y no se encontraron nuevos campos de
desarrollo importantes. La perforación
exploratoria como reflejo de la inversión
da cuenta de unos 4.844 pozos explo-
ratorios en el periodo 1938-2009. Así
que cuando Cantarell entró en una fuerte
En una reciente conferencia ofrecida de manera magistral
por Claudio Bartolini, Senior Exploration Advisor,
Repsol USA, se proporcionó un análisis completo de
los principales planteamientos de la actual Reforma
Energética que tiene lugar en México, las expectativas en
torno a este proceso y su posible impacto en áreas del
negocio petrolero. En estas páginas se esboza parte de
esta charla atendida en el marco del Playmaker Forum,
realizado el 23 de Enero en Houston, bajo el auspicio de
la American Association of Petroleum Geologists, AAPG
caída en 2004 los únicos volúmenes
importantes que podían ser puestos
en producción eran Ku-Maloob-
Zaap y Chicontepec con los que
¿Dónde impactará primero: aguas profundas o no convencionales?
nal de petróleo y será capaz de participar en
empresas conjuntas y contratos con terceros
como lo considere oportuno para cumplir
con sus estatutos.
Artículo 27. Los recursos de petróleo y
gas pertenecen plenamente a la Nación, sin
embargo, el Estado podrá contratar a terce-
ros para su exploración y producción. Los
hidrocarburos en el subsuelo pertenecen a la
Nación lo que se expresará explícitamente
en todas las licencias y contratos.
Artículo 28. A pesar que la exploración
y producción de hidrocarburos son activi-
dades estratégicas ya no se llevarán a cabo
exclusivamente por el Estado como un
monopolio. Un fondo fduciario adminis-
trará las ganancias, después de impuestos,
generadas por las licencias y contratos.
Como parte del decreto de la Reforma
se establecieron varios términos:
• La ley ya está en marcha y convierte a Pemex
en una “Empresas Productivas del Estado”.
Los modelos de contratos, ahora permiti-
dos son: i) Servicios pagados en efectivo, ii)
Participación en las ganancias pagada con
un porcentaje de las ganancias, iii) Reparto
de la producción pagada con un porcentaje
de la producción, iv) Licencias, pagadas en
efectivo al Estado por el contratista, y v)
Cualquier combinación de los anteriores.
no fue posible compensar la pérdida de
producción. De tal modo que la pérdi-
da neta de México fue de sólo 800.000
barriles diarios, gracias al desarrollo
de Ku-Maloob-Zaap, de lo contrario la
merma total habría sido de 1,7 millones
de barriles diarios. La producción bajó
independientemente de la creciente inver-
sión en exploración y producción.
¿Qué dice la Reforma?
El 20 de Diciembre el Presidente de
México frmó modifcaciones a la ley cons-
titucional fundamentales para el sector ener-
gético que tienen que ver con el petróleo, el
gas y la electricidad.
Artículo 25. Establece la exclusividad
del Estado en la dirección de áreas estraté-
gicas, tales como los recursos de petróleo y
gas y sus actividades, y tendrá la propiedad
y control de “Empresas Productivas del
Estado” con la ley que norma su gestión,
organización, funciones, procedimientos de
contratación y regímenes de recompensas,
garantizando la efcacia, la efciencia, la
honestidad y la transparencia, a ser dictadas
por las mejores prácticas. Pemex se conver-
tirá en una entidad con las condiciones para
operar como cualquier empresa internacio-
25 Febrero 2014 / Petroleum 289
Análisis
• La ley establecerá las contribuciones y
regalías que deben pagar a la Nación por
los productos extraídos.
• Las empresas pueden registrar para
fnes contables y fnancieros, los benefcios
esperados de sus licencias o contratos, pero
no las reservas.
• Pemex tendrá la primera opción en las
licencias y puede operar con la participa-
ción de empresas privadas. La Secretaría de
Energía (SENER) y la Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) seleccionarán a los
socios y manejará y controlará los contratos.
• Los contratos y las licencias tendrán un
“Contenido Nacional”.
• Las actividades de EyP (y electricidad)
tendrán preferencia sobre cualquier otro uso
del suelo y del subsuelo.
• Los contratos deben tener cláusulas de
transparencia pública, serán auditables,
premiados con la máxima transparencia y
todos los términos serán públicos.
• La autoridad y responsabilidades de las
actividades EyP estarán sobre:
• SENER asesorado por la CNH: defnir
y ejecutar la política, adjudicación de licen-
cias, selección de áreas a ser contratadas,
defnición de los términos y lineamientos
técnicos de la licitación y adjudicación de
permisos para el procesamiento y refnación.
• CNH: administrar una base de datos
geológicos y operacionales, autorizar es-
tudios de reconocimiento de la superfcie,
llevar a cabo las ofertas, establecer los ga-
nadores, frmar los contratos, manejo de los
aspectos técnicos de las licencias y contratos,
supervisar los planes operacionales y regular
las actividades de EyP.
• La Comisión Reguladora de Energía
(CRE): regular los productos de fujo de
gas y mediados.
• Secretaría de Hacienda (Hacienda):
establecer las condiciones económicas de
los contratos en función de las condiciones
fscales que aseguren un ingresos contribu-
yente para su desarrollo a largo plazo.
• El Estado reducirá el subsidio de los
productos energéticos.
• CNH y CRE tendrán nuevas respon-
sabilidades, autoridad y procesos presu-
puestarios. CNH gestionará un Centro
Nacional de Datos de Hidrocarburos
con toda la sísmica y núcleos de los
trabajos de exploración y producción.
• Todo ingreso después de impuestos y
trámites de licencias de EyP y contratos
se irán a un fondo fduciario encargado
de los pagos que cubren los programas de
gobierno, la investigación, las auditorías
de petróleo y los fondos de sostenibilidad.
El fondo continuará fnanciando el presu-
puesto federal en la misma proporción que
el PIB lo hizo en 2013.
• Un “Centro Nacional de Control de Gas
Natural” operará todos los gasoductos, tronca-
les y facilidades de almacenamiento, de manera
similar que un “Centro Nacional de Control de
Energía” lo hará para la electricidad.
A pesar que la
exploración y producción
de hidrocarburos son
actividades estratégicas
ya no se llevarán a cabo
exclusivamente por el
Estado como un monopolio
(Artículo 28)”
26 Febrero 2014 / Petroleum 289
Análisis
Desde el punto de vista de la exploración,
la Reforma abre más de 77 Bbo y 188 Tcf de
gas por descubrir y certifcados (115 Bboe).
• La nueva legislación creará las bases para
asegurar la protección y el cuidado del medio
ambiente en todo el proceso relacionado con
el presente decreto.
• Las nuevas políticas promoverán tec-
nologías y combustibles más limpios y el
Congreso expedirá una ley para regular el
uso de los recursos geotérmicos.
• Se creará una Agencia Nacional de Se-
guridad Industrial y de Protección al Medio
Ambiente del Sector Hidrocarburos.
• El propósito de las Empresas Productivas
del Estado es crear valor y aumentar los
ingresos del Estado con un régimen fscal
especial y una estructura organizativa basada
en las mejores prácticas internacionales, con
autonomía técnica y de gestión. Sus fnanzas
no deberán competir ni entrar en conficto
con las del Gobierno Federal y tendrán un
régimen especial para adquisiciones, alquiler,
contratación de obras y servicios, adquisición
de deuda y responsabilidades administrativas.
• Las nuevas leyes prevendrán, identifca-
rán y castigarán cualquier intento de infuir
en un funcionario público para obtener
benefcios económicos.
• Los sindicatos de empleados de Pemex y
de la Comisión Federal de Electricidad deja-
rán de tener representación en los Consejos
de Administración de ambas compañías.
¿Qué se puede esperar de la Reforma?
La Reforma abre una gran base de
recursos a la industria. México ha descu-
bierto en el subsuelo 263 Bb (mil millones
de barriles) de petróleo y 279 Tcf (billones
de pies cúbicos) de gas, sin incluir aún los
que pueden ser encontrados en convencio-
nales y no convencionales. La dotación
total se considera que está en el orden de
los 435 Bboe (mil millones de barriles de
petróleo equivalentes).
Oil BBO Gas TCF BBOE
1.  Produced  volumes   40.6   71.6   55.0  
2.  Reserves  (3P)   30.8   63.2 44.5  
3.  Yet  to  be  found  conventional   45.3   46.5   54.6  
4.  Yet  to  be  certifed  unconventional   31.9   141.5 60.2  
5.  Remnant  oil   “not  economic” 191.9   144.7   220.7  
340.5   467.5 435.0
Oil BBO Gas TCF BBOE
1.  Produced  volumes   40.6 (12%)   71.6 (15%)   55.0 (13%)  
2.  Reserves  (3P)   30.8 (9%)   63.2 (14%)   44.5 (10%)  
3.  Yet  to  be  discovered  conventional   45.3 (13%)   46.5 (10%) 54.6 (13%)  
4.  Yet  to  be  certifed  unconventional   31.9 (10%)   141.5 (30%)   60.2 (14%)  
5.  Remnant  oil  “not  economic”  191.9 (56%)   144.7 (31%)   220.7 (50%)  
340.5   467.5   435.0
Oil BBO Gas TCF BBOE
1.  Produced  volumes   40.6 (12%)   71.6 (15%)   55.0 (13%)  
2.  Reserves  (3P)   30.8 (9%)   63.2 (14%)   44.5 (10%)  
3.  Yet  to  be  discovered  conventional   45.3 (13%)   46.5 (10%) 54.6 (13%)  
4.  Yet  to  be  certifed  unconventional   31.9 (10%)   141.5 (30%)   60.2 (14%)  
5.  Remnant  oil  “not  economic”  191.9 (56%)   144.7 (31%)   220.7 (50%)
340.5   467.5   435.0
Y para el desarrollo y la explotación,
considerando la base de las reservas y el
volumen remanente descubierto “antieconó-
mico”, la Reforma abre 223 Bbo y 208 Tcf,
(60% del total de 265 Bboe) que podrían
mejorar sustancialmente sus factores de re-
cuperación esperados a través de la ciencia
y nuevas tecnologías.
¿Dónde impactará primero la Reforma?
El Golfo de México Profundo y los no
convencionales serán con mayor probabi-
lidad las primeras áreas donde habrá un
Asumiendo que los números de Pemex
sobre los convencionales y no convencio-
nales que pueden ser encontrados están en
lo cierto, sin considerar lo que hoy es un
remanente “antieconómico”, hay por lo
menos 159 Bboe para producir.
Petróleo y gas no convencional
En México hay plays con potencial
para producir gas seco y/o húmedo en
el Norte (Paleozoico) y Nordeste (Eagle
Ford) y petróleo en la parte Central Este
(Jurásico).
La AIE considera que el potencial de
gas de esquisto en México sea de 545 Tcf
de gas, mientras que Pemex lo ubica en
141 Tcf. El petróleo de esquisto lo ubican
de 31 Bbo a 13 Bbo.
Hasta el momento las cifras son: 9 po-
zos exploratorios, 112 Mmboe de reservas
3P encontradas. En los próximos 4 años se
invertirán US$3bb para perforar 175 pozos,
y adquirir 10.000 km
2
de sísmica 3D.
En conclusión, las previsiones de Pemex
el otoño pasado eran llevar la producción
mexicana a 3 millones de barriles diarios
de petróleo en 2018. Pero ahora, con la Re-
forma el Gobierno espera que el país pueda
añadir entre 1 y 1,5 millones a ese escenario.
De manera que la reforma tiene el
potencial de tener un enorme impacto en
el panorama energético de México y pro-
bablemente del mundo, al abrir una base
de recursos muy grande a la industria.
Los términos y regulaciones específicos
estarán listos en el segundo trimestre de
este año. Los cambios que introducen
fueron más allá de lo esperado.
El Gobierno tiene ahora una gran
fexibilidad en el tipo de contratos que
impacto. Ningún petróleo o gas se
ha producido aún en estas áreas.
México cuenta con 12 cuencas
con sistemas petroleros, pero sólo
seis producen petróleo o gas. En el
Golfo de México Profundo, las ac-
tividades exploratorias han cubierto
toda la cuenca. Se ha perforado
con éxito económico 25 pozos ex-
ploratorios en el Cinturón Plegado
Perdido y en el Cinturón Plegado
de Catemaco.
En el noroeste de GoM se ha
confrmado que las condiciones del
Cinturón Plegado Perdido entran a México
actualmente con condiciones mejores que a
través de la frontera. Tres descubrimientos
se han hecho en Perdido: Supremus, Trion
y Maximino. Trion - 1 es el mejor en gran
medida con reservas 3P en el orden de 480
Mmboe de crudo ligero, algunos de los más
grandes en el GoM.
puede utilizar para mejorar las condicio-
nes energéticas de México. Probablemente
licitará rondas en el tercer trimestre.
Pero el éxito de la reforma dependerá
de los modelos económicos a ser estable-
cidos, con numerosas oportunidades de
negocio para la comunidad de las geo-
ciencias, en particular, y para la industria
proveedora en general.
Con la Reforma Energética el gobierno espera que México
pueda añadir entre 1 y 1,5 mmbopd en 2018
28 Febrero 2014 / Petroleum 289
L
a última década ha sido testigo de una
rápida transformación en la estructura
del sector de exploración y producción de
la industria del petróleo, como resultado de
una oleada de fusiones y adquisiciones entre
empresas internacionales de capital privado
(International Oil Companies o IOC’s) así
como del reforzamiento del papel de las
compañías nacionales de propiedad estatal
(National Oil Companies o NOC’s).
Petronacionalismo:
NOC’s vs IOC’s
integradas o exclusivamente dedicadas
a la exploración y producción, el 36%
restante. Por lo que se refere a las reservas
de petróleo y gas, la cuota del total mundial
en manos de NOC’s llega al 72%. Las cinco
grandes IOC’s tan solo controlan el 3% de
las reservas de petróleo y gas del mundo,
aunque su producción representa el 12%
del suministro mundial. Este desequilibrio
sugiere que la participación de las NOC’s
en la producción mundial de petróleo y
gas podría aumentar considerablemente a
largo plazo, aunque esto dependerá en gran
medida de la política de producción que
adopten los gobiernos y de los benefcios
que estos puedan obtener de la cooperación
con las IOC’s, a través de asociaciones,
acuerdos de reparto de la producción
(production-sharing agreements) u otros
tipos de tratos. La cuota de producción de
las compañías estatales ha aumentado en
los últimos años, en parte debido a la frma
de acuerdos de reparto de la producción
que prevén una reducción de los volúmenes
asignados a los socios extranjeros cuando
el precio del petróleo sube.
En la mayoría de los países con
grandes reservas de hidrocarburos, las
NOC’s dominan la industria de petróleo
y gas, de manera que las petroleras
extranjeras o bien no están autorizadas
a inventariar y desarrollar las reservas, o
bien están sujetas a restricciones en virtud
de las leyes y reglamentos vigentes. Estas
restricciones obedecen tanto a razones
constitucionales como operativas. De
esta manera, algunos de los gobiernos
anftriones están obligados por ley y otras
exigencias de la política local a mantener
un control directo sobre sus recursos
naturales, mientras que otros preferen
ejercer un control a corto plazo sobre
Las empresas internacionales de
capital privado (International Oil
Companies o IOC’s) presentan
difcultades crecientes
para acceder a nuevas
oportunidades de inversión
rentables y mantener sus
niveles de producción frente a
las compañías nacionales de
propiedad estatal (National Oil
Companies o NOC’s) cada vez
más decididas a mantener un
mayor control directo del estado
sobre los recursos naturales, lo
cual se cree puede incidir sobre
la seguridad a largo plazo del
suministro mundial de petróleo.
En el futuro se podrían generar
nuevas formas de asociación
y cooperación entre NOC’s e
IOC’s, hecho que constituiría un
elemento clave para impulsar
y mejorar las perspectivas
de inversión y la producción
de petróleo. Este y otros
argumentos se desprenden
de un informe publicado y
avalado por la Fundación para
la Sostenibilidad Energética y
Ambiental, Funseam
Los altos precios del petróleo, así
como una mayor efciencia a lo largo de la
cadena de suministro han permitido a las
IOC’s aumentar sus benefcios y cash fow.
Sin embargo, tienen difcultades crecientes
para acceder a nuevas oportunidades de
inversión rentables y mantener sus niveles
de producción. Por otra parte, las NOC’s de
los países que atesoran la mayor parte de los
recursos se muestran cada vez más decididas
a desarrollar ellas mismas los campos de
petróleo, contratando, si es necesario,
empresas de servicios. En muchos casos,
están expandiéndose internacionalmente,
como refejo de la tendencia existente en
las economías emergentes hacia un mayor
control directo del estado sobre los recursos
naturales, un fenómeno conocido bajo el
nombre de “nacionalismo de recursos” o
“petronacionalismo”. Una tendencia que
tiene pocos visos de revertirse en el futuro.
Las NOC’s lucen menos dispuestas
que las internacionales a desarrollar y
producir las reservas de petróleo necesarias
para satisfacer la demanda mundial.
Estas preocupaciones se acrecentarán a
medida que la exploración y producción
de hidrocarburos sea cada vez más cara y
técnicamente más compleja, lo que podría
incidir sobre la seguridad a largo plazo del
suministro mundial de petróleo.
En el futuro podríamos asistir al
nacimiento de nuevas formas de asociación
y cooperación entre NOC’s e IOC’s, clave
para impulsar y mejorar las perspectivas de
inversión y la producción de petróleo.
En la actualidad las NOC’s aportan el
52% de la producción mundial de petróleo
y gas, las cinco grandes IOC’s, conocidas
como supermajors o “supergrandes”,
(ExxonMobil, Shell, BP, Total y Chevron)
el 12%, y otras IOC’s de capital privado,
Reporte
29 Febrero 2014 / Petroleum 289
la gestión de los yacimientos a fin de
mantener una cierta fexibilidad en sus
políticas de producción.
A fnales de 2008, entre los veinte primeros
países con mayores reservas de petróleo,
solo cuatro -Brasil, Canadá, Noruega y los
Estados Unidos- permitían a las empresas
extranjeras acceder sin restricciones a sus
reservas. En otros cuatro países -Irán, Kuwait,
Arabia Saudita y México-, ninguna empresa
extranjera podía desarrollar actividades
exploratorias o de producción de petróleo, si
no era en calidad de empresa subcontratada
o proveedora de servicios técnicos a las
compañías estatales u otras frmas locales.
Otros muchos países solo permitían la
inversión extranjera previa frma de contratos
de producción compartida, que aseguran que
la empresa estatal mantenía la propiedad y el
control de las reservas.
El rápido ascenso de las NOC’s
En los últimos diez años, hemos asistido a
un resurgimiento de la salud fnanciera y del
poder de mercado de las compañías estatales
de petróleo y gas (NOC’s), posible gracias a
la combinación del aumento de los precios
del petróleo y a la creciente convicción entre
dirigentes políticos de que tales compañías
sirven mejor a los intereses de su país que las
empresas extranjeras privadas.
Las NOC’s de Oriente Medio, junto
a otras de Rusia y Venezuela, dominan
cada vez más el suministro mundial de
petróleo y gas, de manera que diecisiete
de las veinticinco principales empresas
productoras son estatales. La mayoría de
ellas se centran en operaciones domésticas
-a menudo a lo largo de toda la cadena de
suministro y tanto de petróleo como gas-
aunque algunas están invirtiendo cada vez
más fuera de sus fronteras.
Algunos países, como Rusia y China,
tienen más de una NOC que pueden ser
parcialmente de propiedad privada, pero
en cada uno de los países de la OPEP solo
existe una NOC, propiedad del Estado en
su totalidad. Con la excepción de Irán,
Kuwait y Arabia Saudita, todas las NOC’s
de la OPEP participan junto a compañías
extranjeras en el desarrollo de sus recursos
internos. Noruega, México y Turquía
son los únicos países de la OCDE que
todavía tienen empresas estatales: Statoil
es propiedad del Estado noruego en un
62,5%, mientras que PEMEX y TPAO
son 100% de propiedad estatal. Todos los
grandes países productores no integrados
en la OCDE tienen NOC’s.
En varios países ricos en recursos,
las tentativas para abrir el sector de la
exploración y producción a las inversiones
directas de IOC’s o bien han sido revertidas,
como es el caso de Venezuela, o se han
estancado, como en Kuwait. Arabia Saudita
canceló en 2003 un plan a gran escala para
abrir el sector del gas a la exploración y el
desarrollo, aunque después negoció una serie
de pequeños acuerdos con varias IOC’s. En
Rusia, la mayoría de las empresas de petróleo
y gas fueron privatizadas en la década de
los noventa. Su gobierno ha reafrmado su
control estratégico sobre el sector y la mayor
parte de las reservas y activos de producción
están de nuevo en manos de NOC’s,
principalmente de Gazprom (la empresa
gasista más grande del mundo) y de Rosneft
(una empresa integrada de petróleo). Por
otra parte, en Venezuela, Bolivia y Ecuador,
diversos activos de exploración y producción
en manos de empresas extranjeras han sido
transferidos, parcial o totalmente, a las
correspondientes NOC’s.
Reporte
30 Febrero 2014 / Petroleum 289
Reporte
Las NOC’s son muy diversas. Las
más avanzadas, como Statoil (Noruega),
Petrobras (Brasil) y Petronas (Malasia), son
comparables a la mayoría de las IOC’s en
tamaño, efcacia, sofsticación tecnológica
y gestión. Saudi Aramco, que ha invertido
mucho en capacitación e investigación,
es reconocida como la empresa estatal
técnicamente más avanzada de Oriente
Medio. Otras NOC’s, particularmente en
algunos países de Oriente Medio, carecen
de recursos humanos altamente cualifcados,
así como de capacidad técnica avanzada, por
lo que su actividad se centra principalmente
en asegurar el funcionamiento de las
instalaciones existentes, más que en el
desarrollo de nuevas reservas. La mayoría
tienen la obligación de suministrar, a precios
subvencionados, productos petrolíferos y
gas natural al mercado interno.
Algunas NOC’s han invertido grandes
sumas en su desarrollo técnico, con el objetivo
de reducir su dependencia de las IOC’s. Su
creciente experiencia y capacitación técnica
les ha permitido contratar directamente
a compañías de servicios, sin necesidad
de recurrir a asociaciones con IOC’s. Este
cambio se ha visto facilitado por el cada
vez más importante papel jugado por las
empresas de servicios, que en muchos casos
disponen de una tecnología propia que puede
ser utilizada bajo licencia por los operadores.
NOC’s como Petrobras y Statoil en particular,
se han convertido en líderes mundiales en la
perforación en aguas profundas.
Las NOC’s de países importadores
netos de petróleo, como China e India, han
puesto en práctica una decidida política
de expansión internacional. Las NOC’s
chinas, CNPC, Sinopec y CNOOC, en los
últimos años han desarrollado una intensa
actividad para incrementar sus carteras de
activos en el exterior. También la asociación
entre NOC’s es cada vez más común. En los
últimos años, este tipo de empresas asiáticas
se han mostrado interesadas en asociarse
con otras NOC’s. Así, las tres compañías
estatales chinas desarrollan actividades
conjuntas con otras NOC’s, principalmente
en África, mientras que la compañía estatal
india ONGC ha formado una empresa
conjunta con Petróleos de Venezuela
(PDVSA) para desarrollar las reservas de
crudo extra-pesado de la Faja del Orinoco.
Por otra parte, muchas NOC’s han
mejorado sus estructuras de gestión y
gobierno corporativo. Por ejemplo, las tres
compañías estatales chinas y Gazprom
han sido parcialmente privatizadas, de
los ingresos brutos y los benefcios de las
IOC’s. En 2007, los ingresos netos de las
cinco “supergrandes” ascendieron a un
total de 131.000 millones de dólares, cifra
que en términos nominales cuadruplica la
de 2002. Entre 2002 y 2005, los ingresos
netos de las “supergrandes” aumentaron en
términos generales en consonancia con los
precios del crudo, pero desde entonces han
crecido menos rápidamente, en respuesta a
mayores deducciones gubernamentales y a
un aumento de los costes.
Durante el período 2000-2007, el cash
fow de las veinte principales IOC’s casi se
triplicó, pasando de 118.000 millones de
dólares en el año 2000 a 323.000 millones
en 2006, para luego descender ligeramente
a 284.000 millones en 2007. El gasto de
capital en exploración y desarrollo de las
reservas de petróleo y gas por parte de las
IOC’s ha aumentado considerablemente.
En concreto, el gasto total en exploración
y desarrollo de las veinte principales IOC’s
pasó de un 37% del cash fow operativo
en el año 2000 a un 57% en 2003, para
después fuctuar entre el 40% y el 50%.
Sin embargo, pese al aumento del gasto
en exploración, las cinco “supergrandes”
están experimentando cada vez más
difcultades para reemplazar sus reservas
probadas. Desde el año 2000, la tasa de
remplazo de sus reservas de petróleo y
gas -es decir, la relación entre las nuevas
reservas inventariadas y la producción-
ha promediado un 107%, aunque esta
descendió hasta un 54% en 2007. En
comparación, las IOC’s más pequeñas han
tenido más éxito. Así, los datos provenientes
de un conjunto de veintiuna compañías
(algunas de ellas dedicadas exclusivamente
forma que sus acciones cotizan
en las principales bolsas de
valores y, en consecuencia, son
objeto de los mismos controles
financieros y contables que
los aplicados a las empresas
internacionales. Su cotización en
bolsa les ha permitido obtener
capital de fuentes privadas para
complementar la fnanciación
recibida del Estado.
El lento declive de las IOC’s
Las empresas petroleras
internacionales (IOC’s) que tra-
dicionalmente han dominado la
industria mundial del petróleo y
el gas, están cediendo protago-
nismo, tanto por el poder cre-
Participación de las NOC´s e IOC´s en Latinoamérica. Fuente: IHS 2012
ciente de las NOC’s, como por la disminución
de las reservas y la producción en las cuencas
sedimentarias maduras localizadas en países
ajenos a la OPEP. Sus benefcios récord y
sus sólidos balances apenas enmascaran sus
crecientes difcultades para adquirir nuevos
activos de exploración y producción, así
como para expandir su producción a medio
y largo plazo.
Las cinco grandes IOC’s conocidas como
“supergrandes”- ExxonMobil, Shell, BP, Total
y Chevron- han experimentado una caída de
su producción conjunta de petróleo, mientras
que la de otras IOC’s más pequeñas se ha
mantenido plana. En contraste, la producción
de las NOC’s ha crecido con fuerza desde
2003. En cualquier caso, las IOC’s todavía se
encuentran entre las principales productoras
de petróleo y gas del mundo y solo las cinco
“supergrandes” contabilizaron en 2007 el
12% de la producción mundial de petróleo.
A pesar del aumento de los costes operativos
y de los impuestos y regalías por parte de
los gobiernos anftriones, la subida de los
precios del petróleo y el gas ha propiciado
(en los años inmediatamente anteriores
a la actual crisis) un fuerte aumento de
Probablemente, a
largo término, asegurar
el suministro global
de hidrocarburos
requerirá de una intensa
cooperación entre NOC’s
e IOC’s”
31 Febrero 2014 / Petroleum 289
Reporte
a E&P) muestran que entre 2000 y 2007
estas fueron capaces de remplazar el 200%
de su producción, aunque desde 2004, como
sucede en el caso de las “supergrandes”, la
tendencia es descendente.
Una de las principales razones aducidas
por las IOC’s para justifcar la ausencia de
mayores niveles de gasto en exploración,
es la falta de oportunidades de inversión,
en la medida que la mayor parte de las
reservas están controladas por NOC’s. Por
su poder fnanciero y su capacidad técnica y
de gestión de proyectos, las “supergrandes”
disponen de una clara ventaja competitiva
sobre otras IOC’s más pequeñas, así como
sobre las NOC’s, para asegurarse su
participación en los proyectos de mayor
envergadura y grado de complejidad.
En la actualidad, existe un amplio
debate en el seno de la industria petrolera
sobre cuál debe ser el modelo de negocios del
futuro. En cualquier caso, la supervivencia
a largo plazo de las IOC’s como actores
principales en la exploración y producción
de hidrocarburos pasa por mantener
su ventaja competitiva en la gestión de
proyectos muy grandes y complejos,
especialmente de aquellos a desarrollar
en los ámbitos del gas natural y de los
recursos no convencionales, así como en
regiones frontera tales como el Ártico y las
aguas profundas y ultra-profundas. Para
conseguir estos objetivos, la investigación
y el desarrollo de tecnologías punteras es
un elemento crítico.
En l os úl t i mos años, t odas l as
“supergrandes” y la mayor parte de las
IOC’s han aumentado sus presupuestos de
investigación para encarar los crecientes
desafíos tecnológicos que deberán afrontar
en el futuro, tanto para desarrollar
nuevas reservas, como para mejorar su
competitividad frente a las compañías de
servicios. Así, por ejemplo, en 2007, Shell
invirtió en investigación 1.200 millones
de dólares, casi el doble de lo que se había
gastado el año anterior, mientras que los
presupuestos por el mismo concepto de BP
y Total para el 2008 se incrementaron un
15% y un 20%, hasta totalizar los 1.300 y
1.000 millones de dólares, respectivamente.
Sin embargo, como consecuencia de sus
altos ingresos y benefcios, las compañías
de servicios también están aumentando sus
presupuestos de investigación. En 2007,
Schlumberger aumentó su inversión en
un 20% y algo similar ocurrió en 2008,
hasta totalizar los 900 millones de dólares.
Consecuencias para la inversión
y el suministro
La cuota de las NOC’s sobre el
porcentaje mundial de la producción de
petróleo y gas está llamada a aumentar a
medio y largo plazo, como consecuencia de
su control sobre las reservas pendientes de
explotación. La Agencia Internacional de
la Energía prevé que en el caso del petróleo
dicha cuota pase de un 57% en 2007 a un
62% en 2030.
Existen dudas sobre la preparación y
efciencia, tanto fnanciera como técnica, de
las NOC’s para poner a punto la capacidad
de producción requerida. Por ejemplo, la
política de subsidios en la venta doméstica
de productos petrolíferos y de gas natural,
podría minar sus ingresos y rentabilidad,
limitando el presupuesto disponible para
gastos de exploración y producción.
Las NOC’s controlan la mayor parte de
las reservas mundiales de hidrocarburos que
quedan por extraer, pero en algunos casos
carecen de la tecnología, capital y personal
cualifcado necesario para desarrollarlas. Estas
debilidades constituyen los puntos fuertes de
las IOC’s, que en cambio afrontan crecientes
limitaciones de acceso a las reservas que
constituyen la base de su negocio.
32 Febrero 2014 / Petroleum 289
Tecnología
L
a exploración y producción de petróleo y gas natural en las
regiones costa afuera (offshore) son operaciones más com-
plejas que la exploración y producción de petróleo y gas natural
en tierra. Las estructuras y equipos para operar costa afuera de-
ben soportar condiciones climáticas extremas; alcanzar grandes
profundidades a altas temperaturas y gradientes de presiones de
formación y de fractura anormales, que tornan más exigentes en
calidad y costos los equipos utilizados.
Aunado a lo anterior, estas instalaciones, por su relativo aisla-
miento de los lugares de suministros en tierra, deben operar con un
alto grado de autosufciencia, que incluye una serie de equipamien-
tos de control y comunicaciones, de acomodación para el personal
operador, anclaje o posicionamiento, generación de energía, salva-
vidas, equipamiento para prevenir y apagar incendios, helipuerto y
helicópteros, almacenamiento y transporte de materiales y gestión
de los desechos humanos y de los generados por la construcción
de los pozos.
Aun así, cada vez hay más y de mayor profundidad de perfo-
ración, proyectos de exploración y producción petrolíferos debajo
de lechos de agua en el mundo, incentivados por la perspectiva de
conseguir grandes reservas y altas producciones, lo cual permite
justifcar las inversiones y riesgos involucrados.
Actualmente hay alrededor del planeta 300 proyectos costa
afuera, repartidos entre el Norte, Centro y Suramérica (Estados
Unidos y México, en el Golfo del mismo nombre, Las Bermudas,
Trinidad y Tobago, Cuba, Brasil, Colombia, Argentina, Islas
Malvinas y Venezuela), Europa (Reino Unido, Noruega, Holanda
y Dinamarca, en el Mar del Norte; Turquía, Grecia, Bulgaria e
Italia); África (Túnez, Egipto, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Angola,
Mauritania, Gabón, Ghana, Namibia, Mozambique, Sudáfrica),
Asia (China, Azerbaiyán, Indonesia, Vietnam, Filipinas, Tailandia,
Malasia, Qatar, India) y Australia, en Oceanía.
Según proyecciones recientes de la Agencia Internacional de
Energía (AIE), en el mediano plazo, alrededor de un 15% de la
producción mundial de hidrocarburos provendrá de aguas mar
adentro y que de allí saldrá mayormente, el crudo y el gas que
suplirá la demanda mundial de los próximos años.
Por esta razón, se lleva a cabo cada año, desde hace varias dé-
cadas, la Conferencia Tecnológica Costa Fuera (OTC), en Houston,
EEUU, en lo que constituye la más grande exhibición y fuente de
información técnica para la industria petrolera mundial, organizada
exclusivamente con la fnalidad de promover e impulsar el avance
del conocimiento científco de los recursos marinos y el medio
Perforación y Completación de Pozos Costa Afuera
Consideradas como operaciones muy complejas, la exploración y producción de petróleo y gas
natural en regiones costa afuera requieren estructuras y equipos más exigentes en calidad
y costos, así como inversiones y riesgos bajo el incentivo de hallar grandes reservas
de hidrocarburos por debajo del lecho marino
ambiente. Con una tradición de imponente realización técnica,
y un claro sentido de su misión, tras el grave acontecimiento en
Abril 2010, del pozo Macondo, en el Golfo de México, se ha dado
especial énfasis en los últimos años a la integridad operativa y los
cambios en las reglamentaciones para operaciones costa afuera,
así como mayores exigencias en materia de estándares de diseño,
mantenimiento y seguridad.
Plataforma de Perforación y Producción
Edmundo Ramírez, Asesor de Petroleum
Esto incluyó la actualización de normas para equipos de
perforación y producción, y descargas de desechos en alta mar,
perforación y cementación en aguas más profundas, lo cual abar-
ca la perforación de doble gradiente (PDG), utilizando dos pesos
en el fuido de perforación: uno encima del fondo del mar y otro
por debajo, eliminando así la profundidad del agua en el diseño
de la construcción del pozo, tamaño y capacidad de válvulas
impide reventones (BOP´s), capacidad de almacenamiento de los
lodos de perforación, instalación de equipos de producción en
el lecho marino, tecnologías para alta presión /alta presión (HP/
HT), avances en soluciones para la caracterización y aumento
de las tasas de recuperación de los yacimientos, integridad de
instalaciones, procesamiento y tratamiento de CO2 además de
los asuntos inherentes al recurso humano, con empleados cada
vez más califcados, entre otros.
Equipos para la construcción de pozos costa afuera
Existen dos tipos de equipos de perforación y producción
que se instalan o fabrican para la construcción de pozos costa
afuera, siempre con la perforación rotatoria conocida:
33 Febrero 2014 / Petroleum 289
Tecnología
Estación Flotante de Producción (FPSO)
1. Las que se pueden mover de un sitio a otro, permitiendo la
perforación y producción en múltiples locaciones.
2. Aquellas que son colocadas temporal o permanentemente
en una plataforma fja.
Las Plataformas de Perforación son taladros ensamblados en
plataformas de producción y pueden ser temporales o permanen-
tes. Algunas plataformas de producción son construidas con un
taladro de perforación, que es utilizado para un desarrollo inicial
y completación, dejado inactivo y luego reactivado para perforar
o reparar un pozo.
Los Equipos de Perforación Movibles Costa Afuera (MODU´s),
utilizados solo para perforar, pueden ser soportados en el fondo (gaba-
rras y jack up´s) o fotantes (sumergibles, semi sumergibles y barcos).
Las gabarras, equipadas con un taladro de perforación, se uti-
lizan en aguas someras (ríos, lagos), se anclan en sitio y se mueven
con la ayuda de remolcadores.
Los taladros sumergibles son similares a las gabarras pero
para la perforación en océanos poco profundos, los cuales se
sostienen mientras se perfora, llenando con agua pontones que
se luego se vacían, para fotar la gabarra y moverla, con remol-
cadores, a la próxima localización.
Los Jackup´ son similares a la gabarras porque se construyen
sobre ellos taladros completos de perforación, con patas que se
posicionan en el fondo del agua. Es el más común de los taladro
movibles de perforación, con soporte en el fondo, pudiendo perforar
hasta profundidades de agua de 450 pies.
Los taladros Semisumergibles, el más común de los taladros
movibles fotantes, pueden operar en aguas profundas, tienen
su propio mecanismo para movilizarse de un sitio a otro. La
estabilidad se logra mediante pontones, inundados solo parcial-
mente, que no llegan al fondo del agua y complementados, con
un anclaje dinámico.
Los barcos de perforación son embarcaciones grandes, adecua-
das para perforar en aguas profundas, con potencia de movilización
propia, con buen anclaje y estabilidad durante la perforación y
buena capacidad de almacenamiento.
Una vez perforado, el pozo costa fuera es completado con tube-
ría de producción y una variedad de equipos adicionales para que
el gas o el petróleo sea producido hasta la superfcie, casi siempre
a través de un liner ranurado o revestidor perforado. En la gráfca
de arriba, se presenta un ejemplo esquemático de la completación
de un pozo costa afuera.
Ejemplo esquemático de la completación
de un pozo costa afuera
Equipos de Perforación Costa Afuera
34 Febrero 2014 / Petroleum 289
Preview
D
esde 2006, el World Heavy Oil Con-
gress se ha constituido en una plata-
forma oportuna para examinar todos los
procesos que permiten llevar el petróleo
pesado al mercado, escuchar las voces de ex-
pertos internacionales en el área, además de
conocer los avances tecnológicos y reunirse
con los principales actores de este mercado.
El programa completo será de tres días
e incluirá conferencias magistrales, paneles,
sesiones de trabajo y más de 115 presenta-
ciones técnicas enfocadas en la evolución y
las oportunidades del sector.
El evento es organizado por DMG
Events, que ha confrmado la participación
de expertos en representación de más de
15 países, entre ellos, líderes de empresas
como Baker Hughes, Chevron, Devon,
Halliburton, Pemex, Pdvsa, Suncor, Total,
Schlumberger, Statoil, CNOOC y Kuwait
Oil Company, también de universidades
reconocidas.
Programa de Negocios
A lo largo del Jueves 5 de Marzo está
prevista la realización de un programa de
Negocios, con un temario enfocado en toda
la cadena de desarrollo del sector de los
crudos pesados.
• Ceremonia de Apertura y palabras
del Presidente del Congreso
Dr. Steven Chu, Universidad de Stanford
• Panel Conferencia: La Oferta y
Demanda Global de Petróleo Pesado
James Cleland, GE Heavy Oil Solutions
Chen Bi, CNOOC Limited
Chris West, BP Global
5 -7 de Marzo • New Orleans, USA
Este año el Congreso se realizará en el Hyatt Regency New Orleans, Louisiana,
del 5 al 7 de Marzo y el discurso de apertura estará a cargo del Exsecretario
de Energía de EE.UU., Steven Chu
David French, Bankers Petroleum Ltd.
• Panel Gubernamental y Ministerial:
Usando el Petróleo Pesado para mover el
Crecimiento Económico del Futuro
Cal Dallas, Gobierno de Alberta
• Perspectiva de Total de las Arenas Bitumi-
nosas de Canadá
André Goffart, Total E&P Canadá
• Planes y Desarrollos actuales en Crudos
Pesados de Chevron:
Greta Lydecker, Chevron
• El Matrimonio entre la Tecnología y el
Medio Ambiente: Hacia un objetivo global
Jonathan Matthews, Statoil
• Revisión de los Desarrollos Actuales y
Previstos en el Faja del Orinoco
Eulogio del Pino, Pdvsa
• Kuwait y Perú: Un enfoque en los Nuevos
Desarrollos de Petróleo Pesado
Luis Ortigas Cúneo, Perupetro
• Transporte de Crudos Pesados: Superando
el Desafío de la Infraestructura
Cal Dallas, Gobierno de Alberta
Alex Pourbaix, TransCanada
• Actualización y Refnación de Petróleo
Pesado: Entrega de Crudos Pesados al
Mercado
Stephany Romanow, Hydrocarbon Pro-
cessing
Carlos Cabera, Ivanhoe Energy
Juan Baric, Shell Global Solutions
Douglas Kelly, KBR
Hieu Tran, Suncor Energy
Programa Técnico
Durante el Jueves 8 y Viernes 9, el evento
contempla un denso programa técnico, que
abarcará los tópicos:
• Optimización de la Producción y Levan-
tamiento Artifcial
• Tecnologías EOR
• Caracterización de Yacimientos
• Tecnologías SAGD
• Refnación
• Perforación y Completación
• Facilidades
• Combustión In Situ y Nuevas Tecnologías
• Mejoramiento y Transporte
• Carbonatos y Producción en Frío
• Calentamiento Eléctrico y Tecnologías
Emergentes
• Tecnologías para Crudos Pesados
Offshore
• Monitoreo y Desarrollo de Yacimientos
• Minería, Extracción y Tailings
• Manejo y Tratamiento de Agua y Petróleo
• Vapor, Solvente y Aditivos
• Tecnologías de Producción Térmica
La Exhibición
Paralela al Congreso, una exposición
de productos y servicios cargada con inno-
vaciones en el área de enfoque del evento,
brindará a los profesionales asistentes la
oportunidad de conocer los adelantos tec-
nológicos que están ayudando a dar mayor
acceso a la explotación eficiente de los
crudos pesados a nivel mundial.
Un Teatro de Presentaciones, sobre el
piso de la exhibición, proyectará durante
dos días estudios de caso, actualizaciones
de proyecto y presentaciones sobre avances
tecnológicos y aspectos relacionados con el
negocio y el mercado.
Los detalles sobre cómo participar en
el evento en: worldheavyoilcongress.com
36 Febrero 2014 / Petroleum 289
Preview
O
rganizado por la Asociación Regio-
nal de Empresas del Sector Petróleo,
Gas y Biocombustibles en Latinoamérica
y el Caribe, Arpel, el Foro y Exposición
LATINVE&P brinda anualmente una
perspectiva regional de las diversas opor-
tunidades en exploración y producción de
los gobiernos y empresas del sector, en un
ambiente que propicia el diálogo y posibles
acuerdos de negocio en la región.
La edición de este año, tendrá lugar en
el Centro de Convenciones Hotel Westin de
Lima, Perú, y cuenta con la co-organización
de Perupetro.
El objetivo del Foro será ofrecer el actual
panorama de rondas de licitación de áreas,
así como otras oportunidades de inversión
en Latinoamérica y el Caribe. Favorecerá
el análisis de los desafíos para el desarrollo
de negocios en la exploración y producción
de petróleo y gas, así como el acceso a las
fuentes de fnanciamiento. Dará a conocer
los modelos de contratos e incentivos y ga-
rantías ofrecidas por los distintos países que
se ha abierto a la inversión internacional.
En este sentido, reunirá a represen-
tantes de organismos gubernamentales
del sector hidrocarburos, a ejecutivos y
profesionales de la región, con responsa-
bilidad en la toma de decisiones.
Agenda
En la ceremonia inaugural el martes
25 de Marzo, participarán Luis Ortigas
Cúneo, Presidente, Perupetro; Héctor
Reyes Cruz, Presidente, Petroperú; Oscar
Villadiego, Presidente del Directorio de
Arpel; y Jorge Merino Tafur, Ministro de
Energía y Minas de Perú.
26-28 de Marzo • Lima, Perú
El evento anual de Arpel, será una vez más un espacio orientado al mercadeo de
prospectos de negocio y análisis de desafíos de inversión en el upstream
El miércoles 26, la columna temática del
Foro será las Ofertas de Gobiernos: Esce-
narios de Negocios: Rondas, Prospectos y
Condiciones de Inversión.
El jueves 27, se centrará en el Desarrollo
de Negocios en Upstream: Oportunidades
y Estrategias, Desafíos y Soluciones. En
tanto, el viernes 28 versará únicamente so-
bre Perú Upstream: Contexto de Negocios,
Oportunidades de Inversión y Desafíos de
Desarrollo.
Miércoles 26 de Marzo
• Conferencia 1 - Escenario de negocios
mundial y regional.
• Rondas de licitación y otras oportunidades
- Argentina, Brasil, Uruguay.
• Rondas de licitación y otras oportunidades
- Colombia, Ecuador, Suriname, Perú.
• Conferencia 2 - Condiciones actuales
del clima de inversión en la región y ten-
dencias.
• Rondas de licitación y otras oportunidades
- Trinidad & Tobago, Jamaica,Nicaragua,
Bolivia, Chile, Paraguay.
• Rondas de licitación y otras oportunidades 
-México, Panamá, Guyana.
Jueves 27 de Marzo
• Sesión Plenaria I - Atractivo de rondas
de licitación – Perspectiva de empresas.
• Sesión Plenaria II - Desafíos y propuesta
de soluciones para un efectivo desarrollo
de negocios en el upstream.
• Sesión Plenaria III - Explotación de Recur -
sos no convencionales – Realidades y mitos.
• Sesión Plenaria IV - Desarrollo de un
portafolio regional de inversiones.
Viernes 28 de Marzo
• Conferencia 1 - Evolución de la empresa
estatal - Petroperú
• Conferencia 2 - Tendencias e impulsores
del mercado peruano de petróleo y gas.
• Diálogo – Oportunidades y desafíos para
el desarrollo de negocios en el Perú.
La Exposición
Por su parte, la Exposición promete ser
una plaza para la promoción institucional a
nivel regional y para el mercadeo de recursos,
tecnologías, productos y servicios. Además,
facilitará el relacionamiento y la generación
de acuerdos entre empresas e instituciones.
Agencias o empresas estatales responsables
del desarrollo y contratos del sector E&P,
empresas operadoras, consultoras, empresas
proveedoras de bienes y servicios, bancos y
fondos de inversión, instituciones de inves-
tigación y académicas ya han reservado su
participación en este espacio.
Comité Organizador
Presidente, Óscar Villadiego - Presidente del
Directorio, Arpel
Vice-presidente, Evandro Correa Nacul -
Vicepresidente del Comité de Exploración
y Producción, Arpel
Miembros
• Ancap - Benito Piñeiro • Ecopetrol – Alberto
Tovar • IHS – Bob Fryklund / Steve Devito
• Pemex – Sergio Guaso / Alma Quintero •
Petroperú – José Coz • Petrobras – Demarco
Epifanio / Francisco Ferreira da Costa •
Pluspetrol – Claudio De Diego • Schlumber-
ger – Alex Moody-Stuart / Andre Velarde •
Spectrum – Verónica Rolandi • Weatherford
– Pietro Milazzo.
www.latinvep.org
37 Febrero 2014 / Petroleum 289
Preview
La programación contempla la participación de reconocidos ponentes especializados en la
Cumbre Estratégica, talleres interactivos, seminarios técnicos y la exhibición internacional
E
ste año la 4ª edición de Colombia Oil
& Gas Conference and Exhibition”
promete ser nuevamente una plataforma
expedita tanto para los profesionales
colombianos como extranjeros envueltos en
el desarrollo del potencial de petróleo y gas,
de analizar el curso y nuevas oportunidades
en el upstream colombiano.
La cita será del 2 al 4 de Abril en el
Centro de Convenciones y Exposiciones
Cartagena de Indias Julio Cesar Turbay
Ayala. Organizado por CWC Group, el
evento cuenta con el respaldo del Ministerio
de Minas y Energía de Colombia, la Agencia
Nacional de Hidrocarburos y la Dirección
General Marítima, Dimar. Asimismo con
el soporte de empresas operadoras y de
servicios activas en Colombia.
La Cumbre Estratégica reunirá a líderes
del sector para identifcar oportunidades
y sobreponer los  retos  que garanticen el
progreso continuo del mercado del petróleo
y gas de Colombia.
En la lista de ponentes resaltan: Amylkar
Acosta Medina, Ministro de Minas y Energía,
Colombia; Rafael Guzmán, Vicepresidente
Técnico y de Desarrollo E&P, Ecopetrol;
Boris Villa Gallo, Gerente Nacional  de Gas,
Ecopetrol; Orlando Cabrales, Viceministro
de Minas y Energía, Colombia; Nubia
Orozco, Directora de la Autoridad Nacional
de Licencias Ambientales, ANLA; Javier
Betancourt, Presidente, ANH; Camilo
Marulanda, Presidente, CENIT; Felipe De
La Vega, Presidente, Trenaco; Jorge Trujillo,
Gerente de Perforación, Anadarko Colombia;
y Ricardo Sarmiento, Vicepresidente de
Entrega de Activos y Recursos Técnicos,
Talisman Energy.
Los temas a enfocar incluye la Ronda de
Licitación 2014 de la ANH, la evaluación
de los éxitos de Colombia dentro de un
contexto global, el potencial de gas del
país (proyectos actuales y futuros), el
desarrollo de No Convencionales, el desafío
de incursionar en áreas costafuera, la
optimización de las operaciones de crudo
pesado, el proceso de obtención de licencias
ambientales en el sector.
Este año se espera que la Exhibición
supere el éxito de la pasada edición.
A la fecha más de 80 empresas han
reservado su participación en esta muestra
comercial, que incluye los nuevos pabellones
internacionales de China, Estados Unidos y
Argentina. La misma brindará espacio para
la consecución de cinco seminarios técnicos
en las especialidades: Ingeniería costafuera
y tecnologías submarinas, Producción de
crudo pesado, Expectativas en recursos
no convencionales, Gas y Proyectos de
refnación en Colombia.
Mayor información sobre el evento:
www.cwccolombia.com
38 Febrero 2014 / Petroleum 289
Gente
Junta Directiva de Ecopetrol
Gonzalo Restrepo López, actual integrante de las juntas directivas de Consumer Goods Forum
y Grupo Casino, ocupará la posición de Luis Carlos Villegas, quien sale para asumir el cargo de
Embajador de Colombia en Estados Unidos.
Luis Fernando Ramírez, Exministro de Defensa y actual Presidente de la Federación de Leasing
(Fedeleasing) sustituye a Fabio Echeverry Correa. Echeverry deja el cargo tras doce años como di-
rectivo de la petrolera.
Horacio Ferreira, actual miembro de la junta directiva de Surpetrol, reemplaza a Amílkar Acosta,
como Representante de los Departamentos Productores de Hidrocarburos. Acosta permanecerá dentro
de la junta, dada su actual posición como Ministro de Minas y Energía.
Javier Gutiérrez Pemberthy se mantiene en la presidencia de la empresa. Con estas designaciones
Ecopetrol completa las nueve sillas dentro de su junta directiva, cuya totalidad queda conformada
de la siguientes manera:
Gonzalo Restrepo López
Detlev Simonis
Luis Fernando Ramírez
Horacio Ferreira
Para fortalecer sus objetivos a corto y mediano plazo, Ecopetrol anunció la
integración de tres nuevos miembros a su actual junta directiva
Miembros independientes
• Jorge Gabino Pinzón Sánchez
• Joaquín Moreno Uribe
• Luis Fernando Ramírez Acuña
• Gonzalo Restrepo López
• Horacio Ferreira Rueda,
Representante de los Departamentos Productores
• Roberto Steiner Sampedro,
Representante de los Accionistas Minoritarios
Representantes de la Nación
• Mauricio Cárdenas Santamaría,
Ministro de Hacienda y Crédito Público
• Amílkar Acosta,
Ministro de Minas y Energía
• Tatiana Orozco,
Directora del Dep. Nacional de Planeación
West Atlantic Cargo
Detlev Simonis ingresó a la compañía de
transporte internacional West Atlantic
Cargo en la posición de Vicepresidente
Ejecutivo.
Con una vasta experiencia en el sec-
tor energético e industrial, Simonis se une
a WAC luego de haberse destacado en el
ámbito de procura y transporte de impor-
tantes compañías internacionales y de ser
un miembro activo de la junta directiva
del American Petroleum Institute, API,
Capítulo Houston.
Ahora brinda su amplio conocimien-
to y experticia a este nuevo grupo de
trabajo, con presencia en Miami, Hous-
ton, Venezuela y Panamá, para continuar
prestándole servicio al dinámico mercado
industrial de las Américas.
40 Febrero 2014 / Petroleum 289
2 0 1 4 2 0 1 4
24 - 27 Marzo - 26th Gastech Conference and Exhibition
Corea - www.gastechkorea.com
25 - 26 Marzo - SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention
Conference & Exhibition
The Woodlands, USA - www.spe.org/events/ctwi/2014
21 - 23 Mayo - SPE Latin American and Caribbean Petroleum
Enegineering Conference - LACPEC 2014
Maracaibo, Venezuela - www.spe.org/events/lacpec
01 - 03 Abril - SPE Unconventional Resources Conference - USA
The Woodlands, USA - www.spe.org/events/urc/2014
15 - 16 Abril - AADE Fluids Technical Conference & Exhibition
Houston, Texas - www.aade.org
05 - 08 Mayo - OTC 2014
Houston, Texas - www.otcnet.org/2014
Para mayor información sobre los eventos de la industria petrolera mundial, visite: www.petroleum.com.ve/eventos
26 - 28 Febrero - SPE International Symposium & Exhibition on
Formation Damage Control
Lafayette, USA - www.spe.org/events/fd/2014
04 - 06 Marzo - IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition
Fort Worth, USA - www.spe.org/events/dc/2014
05 - 07 Marzo - World Heavy Oil Congress
New Orleans, USA - www.worldheavyoilcongress.com/2014
09 - 11 Marzo - AAPG GTW “Deep Horizon and Deepwater Frontier
Exploration in Latin America and the Caribbean”
Puerto España, Trinidad & Tobago - www.aapg.org
03 - 07 Marzo 2014
IHS CERAWeek
Houston, USA
www.ceraweek.com/2014
26 - 28 Marzo
Ofshore SEA 2014
Cartagena, Colombia
www.facebook.com/spesea.ofshorecolombia
26 - 28 Marzo
LATINVE&P 2014
Foro y Exposición
Lima, Perú
www.latinvep.org
Media Partner
04 - 07 Noviembre
Expo Oil and Gas 2014
Bogotá , Colombia
www.expooilandgascolombia.com
Revista Oficial
02 - 04 Abril
4th Colombia Oil & Gas Summit
and Exhibition
Media Partner
Cartagena, Colombia
www.cwccolombia.com
06 - 09 Abril - AAPG Annual Convention & Exhibition
Houston, Texas - www.aapg.org/houston 2014
Calendario
08 - 10 Abril - 5th Rio Gas & Power Forum
Río de Janeiro, Brasil - www.cwcriogas.com
Revista Oficial
42 Febrero 2014 / Petroleum 289
Última Página
S
e prolifera el modelo al estilo Colombia
y Brasil donde se crean Agencias
para el manejo de áreas petroleras y las
empresas estatales se consolidan como
actores importantes de la cadena, pero se
las fuerza a tornarse tecnológicas, efcientes,
con autonomía de gestión, ser competitivas,
corporativas y blindarlas al máximo del
poder político, a través de mecanismos como
directores independientes, capitalizaciones
bursátiles o permitir que se asocien con
el capital internacional en los distintos
negocios de la cadena.
Uno de los países de nuestra América
Latina que se ha caracterizado por ser ultra
nacionalista a través de los años sobre la
riqueza hidrocarburífera ha sido México.
Los demás países han entrado en ciclos de
nacionalización y privatización en más de
una vez, mientras México mantenía frme
la presencia sólida de Pemex en el accionar
y control de los hidrocarburos y de la
exploración en particular por cerca a 75 años.
La declinación de Cantarell y las
necesidades de mayores inversiones en
toda la cadena forzaron hace más de media
década una tibia reforma energética que no
fue sufciente para incrementar inversiones
y producción con los Contratos de Servicios
Múltiples que celebró Pemex.
La reforma actual sí incluye cambios
mucho más profundos para permitir que
el sector internacional acceda a contratos
de exploración y explotación directos con
el Estado o asociada a empresas estatales
productivas como Pemex, pero no bajo la
tutoría de esta última. La Comisión Nacional
de Hidrocarburos (CNH) fue creada al estilo
ANH de Colombia o ANP de Brasil, que será
Defniciones en México y Perú
y Tendencias Regionales
En Diciembre de 2013 suceden la reforma energética en México y las defniciones tomadas
sobre Petroperú en Perú. Analicemos y comparemos cada una de ellas con otros procesos
en la región, de donde se puede rescatar una clara tendencia regional
Álvaro Ríos Roca*
la encargada de administrar las áreas con
hidrocarburos y donde Pemex queda como
un importante jugador más, especialmente
en la exploración y explotación.
Lo importante de resaltar de este
proceso de apertura al capital internacional,
a contramano de lo que aconteció en
Argentina, Perú y Bolivia, es que Pemex
sel ecci onara y l a CNH l e asi gnara
importantes yacimientos productivos
y áreas en cuencas tradicionales. Otras
áreas quedarán para licitarlas al sector
internacional en diferentes tipos de
contratos. También se blinda a Pemex del
poder político con la inclusión de directores
estatales e independientes y la retirada del
sindicato de su directorio. Entendemos que
no se permite la capitalización bursátil de
Pemex al estilo Ecopetrol o Petrobras.
De esta manera se le da las armas a
Pemex para que adquiera un carácter
corporativo y efciente para que sea una
empresa estatal que pueda asociarse e
invertir en toda la cadena de hidrocarburos.
Una reforma más al estilo Colombia y Brasil
que han demostrado ser altamente positivas
para fortalecer empresas estatales y atraer
capital privado. Dos pájaros de un solo tiro.
En Perú hace ya casi dos décadas se
hizo una reestructuración del sector con
miras a captar capital internacional para
fortalecer el sector hidrocarburos y sobre
todo aumentar reservas y producción. Los
resultados de este proceso nos muestran
éxitos rotundos en materia de reservas y
producción de gas natural y una muy fuerte
caída en materia de reservas y producción de
petróleo (de 126,000 Bbl/día a casi 63,000
Bbl/día en aproximadamente 20 años).
El proceso en Perú, fue por la ruta
de crear una agencia que promueva,
maneje y fscalice las áreas con interés de
hidrocarburos. Perupetro fue creada al
estilo ANH en Colombia y ANP en Brasil
y ahora CNH en México. Sin embargo, la
empresa estatal Petroperú fue obligada a
retirarse y vender sus activos en exploración
y producción y quedarse con activos de
transporte, refnación y comercialización,
contrariamente a lo que aconteció en
Colombia, Brasil y ahora en México.
A nuestro modesto entender, una empresa
petrolera, privada o pública debe tener activos
en upstream, debido a que subsistir con los
negocios y márgenes del downstream es bastante
complicado y peor aun llegar a consolidarse
como una empresa fuerte y tecnológica.
Por varios años se había mantenido a
Petroperú en un estado de limbo y fnalmente
en Diciembre de 2013 se ha aprobado una
Ley que permite su capitalización bursátil
hasta el 49%, lo que incluye contar en el
futuro con directores independientes y se
le da respaldo fnanciero para modernizar
la refnería de Talara.
Sin embargo, creemos que el proceso
podía ir un paso más y se le debe asignar
algunas o todas las áreas para exploración
y explotación que estén por revertirse al
Estado, y mejor si las mismas cuentan con
producción o están en áreas tradicionales
al estilo Colombia, Brasil y ahora México.
Así Petroperú podrá buscar los socios que
más le convenga. Shakespeare manifestaría
“To be or not to be Petroperú”.
* Actual Socio Director de Gas Energy LA
y Drillinginfo