Agosto 2015 - Petroleum 307

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Agosto2015

EspEciAl

XVi congreso colombiano depetróleo y Gas

congreso Mexicano del petróleo 2015

congreso integral de Hidrocarburos y lAps 2015

incorporación de reservas y producción en el Bloque Nejo, México

3AGOSTO 2015 I Petroleum 307

Portada:Motor-compresor STC-ECO (Electrical, Canned, Oil-free),

una unidad integrada y herméticamente sellada para aplicaciones en tierra y alta mar, declarada por Siemens

como un producto ambiental (Cortesía Siemens)

@petroleumagPetroleumagwww.petroleumag.com

SECCIONESCORNISACUADRANTEGENTECALENDARIO

48

3132

En el CMP 2015, Julián Salazar, de IHSA de C.V., explicó el plan de incorporación de reservas en el bloque Nejo

Mayor participación nacional en proyectos de Pdvsa

20

26

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Perspectivas de la industria petrolera mexicana

Conferencia para Latinoamérica y el Caribe en HSE y Sostenibilidad de la SPE

Incorporación de reservas y producción mediante la estrategia de exploración y avanzada en el Bloque Nejo. Cuenca de Burgos México

Los retos actuales y experiencias en Salud, Seguridad Industrial, Ambiente y Responsabilidad Social fueron abordados en la conferencia regional de la Society of Petroleum Engineers el 7 y 8 de Julio en Bogotá

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26

IN SITU

TECNOLOGÍA

Congreso Mexicano del Petróleo 2015

V Congreso Integral de Hidrocarburos y LAPS 2015

Durante cuatro días, el evento insigne de la industria petrolera mexicana fue plataforma para la discusión y el análisis de alto nivel sobre la situación actual y tendencias del sector a través de un denso programa de actividades desarrollado del 10 al 13 de Junio en Guadalajara, Jalisco

Del 16 al 18 de Junio se realizó en Maracaibo el máximo evento organizado por la Cámara Petrolera de Venezuela y Pdvsa, en paralelo con la XXV Exposición Latinoamericana del Petróleo

16

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Campo Perla inició producción de gasLa italiana Eni y la española Repsol anunciaron el arranque de la producción del megacampo Perla, localizado en el bloque Cardón IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela

12E&P

XVI Congreso ColombianoPetróleo y Gas 2015

Compartiendo conocimiento, ciencia y tecnología para la sostenibilidad es el lema que distingue la versión 2015 del magno evento de Acipet, a efectuarse del 26 al 28 de Agosto en Corferias, Bogotá

14ESPECIAL

ESCENArIOReflexiones sobre la Conferencia Mundial de Gas Natural, WGC 2015

Por Álvaro Ríos Roca

Por Julián Salazar Velásquez, Mario Suárez Galván y Silvio Camperos Rosales,Iberoamericana de Hidrocarburos S.A de C.V. (IHSA)

Por Rafael A. Casas Baptista, Coach y Consultor en Desarrollo Estratégico

34ÚLTIMA PÁGINA

Congruencia vs.Incongruencia Organizacional - (Parte I)

La congruencia es un bien crucial a ser conquistado y mantenido por organizaciones y personas a fin de garantizar su sustentabilidad

Durante la primera semana de Junio se llevó a cabo en París una nueva edición de esta conferencia, lo que nos motiva a compartir algunas reflexiones y análisis sobre el debate propiciado en torno al papel del gas natural como núcleo para la sostenibilidad en el futuro del planeta

30ANÁLISIS

Cont

enid

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Agosto 2015Año 31, Nº 307

4 AGOSTO 2015 I Petroleum 307

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

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

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

USA Victoria Schoenhofer / Administrator1420 Waseca St, Houston, TX 77055, USATel: (1) 713 5895812, Cel: (1) 832 597 [email protected]

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

Jorge Zajia, Editor

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

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

COORDINACIóN GENERALMireille [email protected]

PRODUCCIóNFrancis rincón, Diseñadora Gráfica [email protected]

ADMINISTRACIóN Elena Valbuena [email protected]

CIRCULACIóN Freddy Valbuena [email protected]

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

CANADA CORRESPONDENT Mirna Chacín www.mirnachacin.com

Corn

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Impresión: Grafipress C.A./ Maracaibo

Copyright©2015Reservados todos los derechos. All rights reserved

Miembro de:

El Almirante de la mar océana, Cris-tóbal Colón, no imaginó nunca lo

premonitorio de sus palabras cuando fascinado por la belleza exuberante de las costas de Macuro, en la fronte-ra oriental de lo que hoy es Venezuela, exclamó: “Tierra de Gracia”. Por su ca-beza deben haber pasado muchas cosas para describir la riqueza del paisaje y la nobleza de la gente. No por casuali-dad, sino por obra de Dios, también en el oriente de la Pequeña Venecia, en la isla de Cubagua, frente a Margarita, los exploradores localizaron el reservorio de perlas naturales más fabuloso y rico jamás hallado por el hombre.

Perla es el nombre dado al campo gi-gante, ubicado en el Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de tierra firme y un poco más del legendario y prolífico Lago de Maracaibo, en el denominado Bloque Cardón IV, el cual es operado mediante licencia por la empresa Cardón IV, una sociedad anónima a partes iguales entre la italiana ENI y la española Repsol. Con los estudios realizados a la fecha, se considera el campo de gas más grande de América Latina, equiparable a Cami-sea en Perú, con la diferencia de que este lo conforman cinco campos. También es el primer campo de producción costa-fuera de Venezuela y una fuente de gas libre, no asociado al petróleo.

En el mega campo Perla se han eva-luado actualmente unas reservas pro-badas de unos 20 billones de pies cú-bicos de gas equivalentes a más de tres mil millones de barriles de petróleo, contenidas en yacimientos de carbo-natos del Mio-Oligoceno, localizados a 3.000 metros bajo el nivel del mar, a una profundidad de agua de 60 metros. Se estima que un pozo promedio puede arrojar una producción de 150 millones

PERLAEl campo de gas naturalmás grande de América

de pies cúbicos por día. El socio Repsol sostiene que Perla es el mayor descubri-miento de hidrocarburos en la historia de la compañía y que sus reservas de gas equivalen a 18 veces el consumo anual de gas de España.

Perla fue descubierto en 2009 y se ha planificado cerrar el 2015 con una producción de 450 MMpcd de gas que se destinará al consumo doméstico de Venezuela. En las siguientes fases del proyecto, la producción irá aumentado hasta alcanzar 1.200 MMpcd en 2020, volumen que se mantendrá hasta el final del contrato en 2036. A la fecha se han perforado siete de los 26 pozos previstos en el plan de desarrollo, cuya produc-ción será manejada por cuatro platafor-mas y sus facilidades.

El inicio de actividades de producción en este campo es ciertamente un logro significativo que marca un nuevo hito en la historia de la industria de los hidro-carburos del país, y más concretamente en el aprovechamiento de sus reservas de gas - estimadas en 196 billones de pies cúbicos-, que adecuadamente manejadas puede conducirle a ser una potencia gasífera mundial, más allá de solventar el déficit en el mercado interno que en los últimos años se fue agudizando, debiendo recurrir a la importación para cubrir incluso necesidades de la propia industria petrolera.

En línea con el importante desafío que Venezuela tiene de impulsar su industria del gas y afirmar su seguridad energética, es oportuno subrayar también la relevan-cia del acompañamiento y cooperación de la inversión privada, empresas con la capacidad técnica y financiera dispuestas a invertir y ser copartícipes del gran fu-turo energético del país y la creación de valor para su bravo pueblo.


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Siempre es triste despedir a un amigo entrañable y más cuando su partida es para ese encuentro eterno que aguarda a las almas

nobles con Dios, como lo hizo hace unos días José Helí Moreno, persona muy apreciada por sus colegas “loderos”, ingenieros y técnicos de fluidos y lodos de perforación.

Oriundo de El Moján, capital del Municipio Mara del estado Zulia, José Helí cumplió en 1978 uno de sus sueños: graduarse de Ingeniero Químico en La Universidad del Zulia para hacer carrera en la industria, siempre destacado en la región petrolera por exce-lencia, la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.

Por 21 años laboró en MI Drilling Fluids, donde llegó a ocupar la Gerencia de Distrito. Respaldado por su excepcional desempeño, tuvo la oportunidad de sembrar buenas semillas en los futuros profesionales. De 1999 a 2001 ejerció como Gerente de Ventas de Baker Inteq. Su espíritu emprendedor le impulsó hacia una nueva etapa en su desarrollo, siendo artífice en la creación de Inpark Drilling Fluids, de capital venezolano, llevándola a ser una fuerza respetable en el mercado nacional de fluidos en un período de cinco años. En 2005 crea a Protec

El señor de los Fluidos de Perforación en Venezuela

En una foto del recuerdo, Nickie Firebaugh de Moreno, Stephanie Moreno, Jorge Zajia, José Helí Moreno (†), Ana Isabel Valbuena y Alan Arbizú

Drilling, otra compañía nacional de fluidos que comienza a competir favorablemente durante su gestión.

En 2006 inicia una nueva etapa como Gerente de Desarrollo de Negocios de Samán Tecnología Integral en Petróleo, donde continuó su labor docente y de desarrollo al traer tecnologías de punta al arsenal de esta empresa. En 2010 se integra como Gerente General a Lodos de Venezuela para contribuir a mejorar su rendimiento, y a partir de 2013 regresa a la Gerencia General de Inpark Drilling Fluids.

José Helí fue muy respetado por su honestidad, generosidad y responsabilidad, valores que compartía con sus colegas y trabaja-dores a su cargo, a quienes contagiaba su inquietud por el desarrollo de habilidades y competencias técnicas. Esto hizo que fuese siempre muy activo haciendo presentaciones en eventos especializados como el SEFLU CEMPO y COLAPER. Será además recordado por su característico humor zuliano.

Desde estas páginas nos complace compartir una imagen captada en Agosto de 2013 en Houston, como un homenaje a este gran pro-fesional y mejor amigo, al tiempo de extender nuestras condolencias a su esposa e hijos.

José Helí MorenoIn memoriam

“José Helí un gran amigo, un gran maestroTe fuiste y nos dejaste sin aliento.Ya estarás haciendo licitaciones en el cielopara mejorar los servicios en la casa de San Pedro.Te vamos a extrañar amigo querido en todos los momentospero tus enseñanzas quedarán grabadas en el tiempo”.(Dedicatoria de su discípulo y amigo Rubén Cargnel)

“Lo más probable es que ya José Helí tenga un equipo de trabajo en el cielo, coordinando licitaciones para ganarse los contratos parala perforación de pozos de agua bendita.Te fuiste adelante, allá nos encontraremos, Amigo”.(Palabras de su amigo Alan Arbizú)

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Cuad

rant

e

La Comisión Nacional de Hidrocarburos de México, CNH, asignó sólo dos de los 14 bloques ofertados en la primera licitación de la Ronda 1, para áreas de exploración en aguas someras del Golfo de México. Se recibieron ofertas económicas de nueve empresas de

un total de 25 precalificadas y las propuestas correspondieron a seis bloques, de los cuales dos fueron asignados al consorcio integrado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil. Aun cuando los resultados estuvieron por debajo de las meta del 30% en la asignación, la CNH no lo consideró un fracaso dado que es el primer paso en firme que se da en la apertura petrolera del país.

British Petroleum, BP, alcanzó un acuerdo extrajudicial y pagará US$ 18.700 millones en daños por contaminación del agua tras el derrame de petróleo de 2010 en el Golfo de México. Se trata del mayor acuerdo extrajudicial con una sola entidad en la historia

del país. El 20 de Abril de 2010 la explosión de la plataforma Deepwater Horizon provocó un vertido de crudo que se extendió durante casi tres meses por las costas de los estados de Luisiana, Misisipi, Alabama, Texas y Florida. La factura total de BP, sumados los pagos realizados previamente, asciende a US$ 53.800 millones.

La Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, denunció que el daño ambiental causado por recientes ataques terroristas puede ser irreversible para el país. Los atentados perpetrados por las FARC y el ELN han ocasionado el derrame de más de 3.5 millones de

barriles en todos los oleoductos de Colombia, además de víctimas mortales y afectaciones a cientos de miles de colombianos que han quedado sin agua y sin ingresos por cuenta de la contaminación generada por los derrames. En lo que va de 2015 se han producido alrededor de 50 atentados terroristas, 39 de ellos en el mes de Junio. Los departamentos más afectados por la acción terrorista son Putumayo, Nariño, Norte de Santander, Casanare, Huila y Boyacá.

Siemens obtuvo la aprobación de la Comisión Europea para la compra de la compañía estadounidense de equipos petroleros Dresser-Rand por US$ 7.600 millones tras determinarse que la misma respeta las normas comunitarias sobre fusiones. La comisaria europea

de Competencia, Margrethe Vestagerm indicó que la investigación realizada en profundidad permite concluir que “la concentración no tendrá efectos negativos para los consumidores europeos”.

Shell anunció su decisión de inversión final para avanzar en el desarrollo de aguas profundas Appomattox en el Golfo de México, autorizando la construcción e instalación de una de las plataformas flotantes más grande de la compañía en esta zona, la cual pro-

ducirá inicialmente desde los campos Appomattox y Vicksburg 175.000 barriles de petróleo equivalente por día. Shell cuenta con una participación de 79% en el proyecto y Nexen Petroleum, subsidiaria de CNOOC, el 21% restante. “Este es otro proyecto significativo en aguas profundas”, dijo Marvin Odum, Director de Shell Upstream Americas, quien agregó que Appomattox facilita un mayor creci-miento en la producción de la compañía en el Golfo de México, donde su producción promedió en 2014 casi 225.000 bped.

Halliburton y Baker Hughes firmaron un acuerdo con la División Antimonopolio del Departamento de Justicia de los Estados Unidos, en virtud del cual ambas compañías acuerdan ampliar el período para la revisión de la adquisición de Baker Hughes por

parte del Departamento de Justicia a más tardar el 25 de Noviembre de 2015. A la luz de este acuerdo, las empresas también acordaron prorrogar el plazo para el cierre de la adquisición a más tardar el 1 de Diciembre de 2015. Entretanto siguen en conversaciones con el Departamento de Justicia, la Comisión Europea y otras autoridades de aplicación competentes con respecto a la adquisición.

GE continúa su rápida expansión en la oferta de la tecnología Jenbacher en Latinoamérica. Cientos de motores de gas de esta línea han sido instalados en la región con el fin de proporcionar energía confiable generada a partir del uso de una amplia variedad de

hidrocarburos gaseosos, abarcando desde el biogás hasta el metano de mantos carboníferos. En Colombia y Centroamérica estos motores proporcionan más de 85 MW de energía a través de diversas aplicaciones como la de cogeneración, campos petroleros y biogás. PEGSA es el distribuidor autorizado en Colombia de los motores de gas Waukesha de GE, otra línea de productos de la división de Energía Distribuida, y cuenta con amplia experiencia en la instalación, mantenimiento y diseño de cientos de centrales eléctricas con motores de gas en numerosas compañías energéticas e industriales.

Canacol Energy anunció que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA, aprobó la licencia ambiental que le permite a Promigas iniciar los trabajos de construcción para aumentar la capacidad del gasoducto existente desde Jobo hasta Cartagena.

Dicha ampliación permitirá a Canacol aumentar la producción neta en 65 millones de pies cúbicos estándar por día adicionales (11.400 barriles de crudo equivalente) a partir de Diciembre. Una vez culmine la ampliación de la tubería, la producción neta de gas natural de la empresa se elevará a unos 83 millones de pies cúbicos estándar por día.

Statoil Petroleum AS adjudicó un contrato a Baker Hughes para el diseño y suministro de productos químicos para la producción en el campo offshore Norne y el campo Aasta Hansteen en aguas profundas en el Mar de Noruega. Los trabajos se iniciaron en Julio

de 2015 previéndose una extensión de cuatro años, de acuerdo a lo estipulado en el contrato. El campo Norne estaba programado para ser cerrado en 2014, pero mediante mantenimiento y avances en la tecnología ahora se espera que produzca hasta 2030. En cuanto al campo Aasta Hansteen se prevé que su producción anticipada comience en 2017.


In S

itu

Compartiendo las Mejores Prácticas en HSE y Sostenibilidad para lograr un Balance entre Crecimiento Económico, Desarrollo Social y Protección Medioambiental”, fue el lema que distinguió la segunda conferencia sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente de la SPE para Latinoamérica y el Caribe, en la que fueron presentados más de 40 artículos técnicos relacionados con prácticas exitosas e identificación de áreas futuras en donde las innovaciones tecnológicas son requeridas para afianzar las licencias sociales para operar.

La apertura contó con la participación de Andrés Pavia (Ecopetrol), Presidente Ejecuti-vo de la Conferencia 2015 y Nathan Meehan (Baker Hughes), SPE President 2016.

Pavia enfatizó la significación de los temas tratados, especialmente por el momento que está atravesando la industria. “Eventos como

estos contribuyen al conocimiento y aplica-

ción de buenas prácticas que deben mantener

una prioridad muy alta, en cualquiera de las

empresas del sector”, dijo.

Meehan por su parte dijo sentirse com-placido de estar en Colombia para dar aper-tura a un programa cuyo enfoque considera de gran importancia para la industria.

Dijo asimismo que la misión de SPE no trata únicamente de ser “altamente

exitosos en nuestras carreras, sino tam-

bién del compromiso que tenemos con la

sociedad en general. Como organización

global tenemos un propósito, y es facilitar

el mejoramiento de la calidad de vida de

las personas y que la energía sea a un costo

razonable. Los temas de HSE y sostenibi-

lidad permean este propósito. No estamos

aquí como empresas solo para perforar

pozos o ganarnos las licitaciones. Tene-

mos que hacer las cosas correctamente,

lo cual debe ser además un compromiso

personal”, afirmó Meehan.

Conferencia para Latinoamérica y el Caribe en HSE y Sostenibilidad de la SPE

Los retos actuales y experiencias en Salud, Seguridad Industrial, Ambiente y Responsabilidad Social fueron abordados en la conferencia regional de la

Society of Petroleum Engineers el 7 y 8 de Julio en Bogotá

La agendaLa sesión plenaria inicial, titulada “Mar-

co Regulatorio en la región de América Latina y el Caribe”, tuvo como panelistas

a Ulises Neri, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Yvonne Fabara, Secretaria de Hidrocarburos de Ecuador; y Edgar Rodríguez, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, quienes compartieron en una sesión interactiva su visión acerca de los desafíos sociales para la industria E&P en la región y los esfuerzos orientados a crear un entorno sostenible para el desarrollo productivo y socialmente responsable.

“Retos de Sostenibilidad para el Desa-rrollo Upstream en Colombia”, fue el título del panel organizado por la Asociación Re-gional de Petróleo, Gas y Biocombustibles del Sector Empresas en América Latina y el Caribe-Arpel y SPE. La sesión moderada por Mauricio Jaramillo, de Equión Energía, tuvo como panelistas a Iván Tobón, de Gran Tierra Energy, Andrés Pavia, de Ecopetrol y Carlos Rodríguez, de la ACP, quienes analiza-ron las complejas relaciones entre operadores y comunidades, la capacidad para responder a emergencias ambientales costa afuera y las lagunas en legislación ambiental y la sostenibilidad.

El panel “Desafíos de Sostenibilidad para el Desarrollo del Sector Upstream en Colombia”, moderado por Fernando Correa, de Mansarovar Energy y José María Neira, de Ecopetrol, contó con la intervención de los especialistas Gustavo Bernal, del Ministerio de Minas y Energía, Weildler Guerra Cur-velo, Antropólogo Wayuu y David Arce, de Arce Rojas Consultores. La sesión se enfocó en los retos de la industria y las mejores prácticas para garantizar el desarrollo de actividades eficientes y sostenibles de E&P.

El almuerzo conferencia “Historia, Tecnología y Efectos Socio-Ambientales en su Aplicación y Operación”, tuvo como orador a Luis Anaya, Socio de Fenix Oilfield Services.

“

Un día perfecto de HSE es aquel donde no haya lesiones registrables, accidentes con vehículos automotores ni derrames al ambiente. Eso es posible los 365 del año si todos asumimos nuestro compromiso”

Nathan Meehan, SPE President 2016, en la apertura de la conferencia


E&P

Perla es el mayor campo de gas costafue-ra descubierto hasta la fecha en Amé-

rica Latina y el primer campo de gas costa afuera en iniciar producción en Venezuela. El campo pertenece al bloque Cardón IV, operado por la empresa Cardón IV, sociedad creada por Eni (50%) y Repsol (50%).

Ambas compañías anunciaron el co-mienzo de la producción del primer pozo,

Campo Perla inició producción de gasLa italiana Eni y la española Repsol

anunciaron el arranque de la producción del megacampo Perla, localizado en el

bloque Cardón IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela

actualmente en fase de limpieza. Perla contiene un volumen de gas estimado de 17 billones de pies cúbicos (Tcf), lo que corresponde a 3,1 mil millones de barriles de petróleo equivalente, con un potencial adicional. El yacimiento se encuentra a 3.000 metros bajo el nivel del mar, a una profundidad de agua de 60 metros. Los mejores pozos se estiman puedan producir

más de 150 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas cada uno, para alcanzar a finales de año 450 MMpcd.

El desarrollo de Perla se ha planificado en tres fases para optimizar el tiempo de comercialización y el ritmo de inversión. La fase 1 de producción temprana con-templa un volumen de alrededor de 450 MMpcd (la planificación inicial era de 300 MMpcd). La fase 2 tiene un plateau de 800 MMpcd a partir de 2017; y en la fase 3 el campo aumentará su producción hasta al-canzar los 1.200 MMpcd, a partir de 2020.

El plan de desarrollo incluye 21 pozos productores y cuatro plataformas offshore livianas unidas a una tubería submarina de 30 pulgadas que llevará el gas hasta una facilidad central de procesamiento, localizada en tierra, en Punto Fijo, Pe-nínsula de Paraguaná. En esta central se han instalado dos trenes de tratamiento con capacidad de manejar de 150 y 300 MMpcd cada uno.

El desarrollo del campo, descubierto a finales de 2009, fue completado en cinco años, un tiempo considerado ventajoso para el mercado. Según Eni, este rendimiento fue posible gracias a un amplio uso de módu-los pre-pack en los trenes de tratamiento de gas en tierra, con el fin de minimizar los trabajos de construcción.

“Perla para Eni es uno de los proyec-tos más importantes puesto en marcha en 2015, y el resultado confirma la validez de nuestro modelo de desarrollo que nos permitió llegar a la producción en un tiempo líder en la industria”, dijo Claudio Descalzi, CEO de la compañía.

Mapa de localización del campo Perla


Espe

cial

Compartiendo conocimiento, ciencia y

tecnología para la sostenibilidad” es el lema que distingue la versión 2015 del magno evento organizado por la Asociación Co-lombiana de Ingenieros de Petróleos-Acipet, en un escenario mixto compuesto por una programación académica de alto nivel y una exhibición de equipos, productos y servicios para el sector de los hidrocarburos.

Desde hace 31 años se realiza este con-greso cuyo aporte se traduce en un legado académico y tecnológico para el desarrollo y buen aprovechamiento de los recursos no renovables del país. Como en ante-riores versiones, su XVI edición contará con destacados conferencistas, expertos en varias áreas, que a través de charlas magistrales, foros y exposición de artí-culos técnicos destacarán la importancia de la industria petrolera en el desarrollo económico de Colombia.

Directivos de empresas petroleras nacionales e internacionales, empresas de servicios, gremios afines al sector, represen-tantes del gobierno y del sector académico asistirán a esta jornada para tomar parte en el análisis de temas de interés técnico y comercial, en la búsqueda de propuestas que redunden en el mejoramiento del panorama de inversiones petroleras en el país.

Agenda AcadémicaEl Congreso Colombiano del Petróleo se

ha consolidado como el escenario en el que convergen la industria, el sector educativo y de investigación, con la idea de fortalecer los procesos desarrollados en el sector de hidrocarburos de acuerdo con las necesi-dades actuales del mundo globalizado y en particular las de Colombia.

En tal sentido la programación prevista para la presente edición incluye el desarrollo de seis sesiones de panel:

Panel 1. Caída de los precios del petróleo, crisis u oportunidad

Moderador: Ricardo Ávila, Director de

Portafolio; Panelistas: Leo Nicholas Di Ste-fano, Presidente de Parex; Rafael Guzmán,

VP Técnico de Ecopetrol; Manuel Guillermo Mora Jaramillo; Senador de la República,

Comisión V Constitucional Permanente.

Panel 2. El futuro de la industria del petróleo y gas en Colombia

Moderador: Luis Ernesto Mejía, Ex-

ministro de Minas y Energía; Panelistas:

Juan Carlos Echeverry, Presidente de Eco-

petrol; Mauricio De La Mora, Presidente

ANH; Francisco Lloreda Mera; Presidente

ACP y Eduardo Pizano de Narváez, Pre-

sidente de Naturgas.

Panel 3. Futuro del offshore en Colombia

Moderador: Mauricio Vargas, Presidente

de Schlumberger Colombia; Panelistas: José William Garzón, Vicepresidente Técnico

ANH; Nilo Duarte, Presidente Petrobras; Jor-ge Trujillo, Gerente de Perforación Anadarko

y Lars Vaagen, Embajador de Noruega.

Panel 4. Situación de los profesionales de la industria en la coyuntura actual

Moderador: Cecilia López Montaño,

Presidenta del Centro Internacional de Pen-

samiento Social y Económico; Panelistas:

Christian Kruger Sarmiento, Director Gene-

ral de la Unidad Administrativa Especial de

Migración; Luis Eduardo Garzón, Ministro

de Trabajo y Seguridad Social; Gina María Parody D´Echeona, Ministra de Educación

Nacional; Carlos Alberto Arenas, Presidente

Consejo Profesional de Ingeniería de Petró-

leos y Alejandro Arango López, Vicepresi-

dente de Talento Humano Ecopetrol.

Panel 5. Relaciones con comunidades y autoridades en las áreas petroleras

Moderador: Néstor Humberto Martínez,

Exministro de la República; Panelistas: Ga-briel Vallejo López, Ministro de Ambiente y

Desarrollo Sustentable; Juan Fernando Cristo,

Ministro del Interior y Justicia; Rubén D. Li-zarralde, Presidente de Campetrol y Amylkar Acosta, Exministro de Minas y Energía.

Panel 6. Mitos y realidades de los yacimientos no convencionales en Colombia

Moderador: Edgar Aguirre, Director de

la Comisión Interinstitucional de Hidrocar-

buros; Panelistas: Doug Lawler, CEO Che-

sapeake Energy; Edward Tovar, Gerente de

no Convencionales de Ecopetrol; Fernando Iregui Mejía, Director Autoridad Nacional

de Licencias Ambientales; Carlos Alberto Vargas, Presidente de la Asociación Colom-

biana de Geología y Juan Garoby, Director

de Yacimientos no Convencionales YPF.

Las sesiones técnicas cubrirán las disci-plinas de Geología y geofísica; Ingeniería de perforación y completamiento; Ingeniería de producción y reacondicionamiento de po-zos; Ingeniería de yacimientos; Facilidades, procesos y mantenimiento; y Transporte y

El XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas tiene como objetivo ofrecer un significativo aporte al momento coyuntural que vive la industria petrolera del país y en la región”

“



Espe

cial

refinación de hidrocarburos, a través de la presentación de un gran número de trabajos técnicos que describen experiencias, prueba o uso de nuevas tecnologías, prácticas, pro-cedimientos, metodologías, tesis y estudios que contribuyen al desarrollo de los campos y a mejorar las perspectivas sobre el futuro del sector. Entre otros criterios aplicados para la selección destacan la calidad, co-herencia e innovación. La selección de los mejores trabajos tomará en cuenta entre otros parámetros, enunciado de teoría y definiciones, presentación de resultados y conclusiones.

Muestra comercialEl evento permitirá conocer y adquirir

tecnología y maquinaria relacionada con el sector, encontrar productos, equipos, mantenimiento y servicios para explora-ción, producción, perforación y transporte de hidrocarburos y realizar dentro de un marco propicio contactos y negocios con fabricantes, representantes, comercializa-dores y prestadores de servicios del sector de los hidrocarburos.

Para esta edición del congreso se contará con una agenda académica conformada por trabajos técnicos de calidad y paneles de discusión de los cuales surgirán propuestas concretas para mejorar las inversiones en el sector”

En la muestra participarán empresas de bienes y servicios nacionales e internaciona-les, entidades públicas y privadas vinculadas al sector de hidrocarburos y operadoras nacionales e internacionales, configurando en conjunto una exhibición de nuevas ten-dencias, técnicas y tecnologías.

Organización El Comité Organizador del XVI Congreso

es presidido por Jorge Bendeck Olivella, acom-pañado en el equipo por Sergio Pinilla Rueda, Presidente de Acipet (Parker Drilling & Its Energy Services); Rafael Guzmán (Ecopetrol); Hernando Barrero Chaves, Vicepresidente de Acipet; Rose Marie Saab, Presidenta de la Junta Directiva de Campetrol; Carlos Alberto Leal Niño, Director Ejecutivo de Acipet; Nelson Ney Becerra (Alkhorayef); Jorge Enrique Tru-jillo Falla (Anadarko); Germán Zarate Zarate (Weatherford); Enrique Velásquez (Geopark); Carlos Alberto Arenas Rojas, Presidente CPIP y Ricardo Ramírez Castro (Schlumberger).

El Comité Técnico lo conforman Gabriel Combariza, Director; Emiliano Mejía Du-que (Acipet); Álvaro Hernández (Acipet); Edward Tovar (Ecopetrol); Rubén Beltrán (Weatherford); Harving Díaz (C&MA); Carlos Arenas, (C&MA); Ricardo Bonilla (Ecopetrol); Pedro Rizo (Consultor Petro-lero); Edgar Jaime Pinilla (KN Consultant); Eduardo Escobar (Halliburton); Guillermo Hoyos (Schlumberger); Eduardo Lozano (Mansarovar) y Fabio Tarazona (Equión).



Esce

nario

El centro de convenciones Expo Guada-lajara, ubicado en la ciudad que lleva el

mismo nombre, en el estado de Jalisco, fue este año el recinto del principal congreso técnico y científico de la industria de la exploración y producción más importante de México y Latinoamérica.

Allí se dieron cita los principales líderes, ejecutivos y representantes de empresas públicas y privadas para hablar sobre las perspectivas presentes y futuras de la indus-tria de los hidrocarburos mexicana y para ahondar en las tecnologías de vanguardia y las mejores metodologías de trabajo que han sido exitosas en otros países y que podrían ser aplicables en el país.

Las instituciones que conjugaron esfuer-zos en la organización del evento fueron la Asociación de Ingenieros Petroleros de Mé-

Congreso Mexicano del Petróleo Guadalajara 2015

Durante cuatro días, el evento insigne de la industria petrolera mexicana fue plataforma para la discusión y el análisis de alto nivel sobre la situación actual y tendencias del sector a través de un denso programa de actividades

que incluyó 156 presentaciones orales y 110 de posters, 13 conferencias magistrales y tres mesas redondas. 270 empresas expositoras provenientes

de doce países reservaron su espacio en la Exhibición Junio 10 - 13, 2015

Geología; Geofísica; Ingeniería de yaci-mientos; Sistemas de producción, trans-porte y comercialización de hidrocarburos; Intervención a pozos; Seguridad, salud y protección ambiental; Administración de negocios; Recursos humanos y tecnología de información; y Desarrollo y optimización de la explotación de campos.

AperturaEn la inauguración estuvieron presentes

Emilio Lozoya, Director General de Pemex; Juan Carlos Cepeda, Comisionado Presiden-te de la Comisión Nacional de Hidrocarbu-ros; Aristóteles Sandoval, Gobernador del estado de Jalisco; Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía; José Antonio Escalera y Gustavo Hernández, Presidente Ejecutivo y Presidente del Congreso Mexicano del

El presidium de instalación del CMP 2015 estuvo conformada por Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía; Pedro Silva López, Director Corporativo de Investigación y Desarrollo Tecnológico de Pemex; Everardo Castro Medellín y José Antonio Escalera Alcocer, Coordinador Ejecutivo y Presidente Ejecutivo del CMP 2015, respectivamente; Javier Hinojosa, Presidente Nacional del Colegio de Ingenieros Petroleros de México; Gustavo Hernández, Presidente del CMP 2015; Aristóteles Sandoval, Gobernador del estado de Jalisco; Emilio Lozoya, Director General de Pemex; Juan Carlos Cepeda, Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburo, Ramiro Hernández García, Presidente Municipal Guadalajara; Félix Alvarado Arellano, Presidente de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, y Ulises Hernández Romano, Presidente de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros

xico, el Colegio de Ingenieros Petroleros de México, la Society of Petroleum Engineers (Sección México), la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros y la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración.

Participaron cerca de 270 empresas expositoras, entre operadoras y de servi-cios, agrupadas en más de 1.000 stands en un área de exposición de 25.000 m2 en representación de 12 países.

Este año el foro fue atendido por más de 8.000 congresistas, rompiendo el récord de asistencia en eventos de este tipo en el país, se-gún Gustavo Hernández, Presidente del CMP 2015. Asistieron delegaciones principalmente de Canadá, Argentina, Italia, Reino Unido, Rusia, Alemania, Dubai, Noruega, EE.UU.

Las presentaciones técnicas fueron agrupadas en nueve bloques de sesiones:


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Petróleo 2015, respectivamente; Daniel Hi-nojosa, Presidente Nacional del Colegio de Ingenieros Petroleros de México y otros re-presentantes de instituciones ligadas al sector.

Al dar la cordial bienvenida a nombre del comité organizador, Everardo Castro, Coordinador Ejecutivo del CMP, destacó el apoyo de las instituciones gremiales y académicas, principalmente aquellas que ofrecen las carreras de geociencias, por su importante compromiso de formar los profesionistas con el perfil técnico y com-promiso social que demanda la industria.

“El CMP Guadalajara 2015 brinda

oportunidades para intercambiar ideas, co-

nocimientos y experiencias que seguramente

fortalecerán las decisiones que harán trascen-

der los alcances de la reforma energética y

otros cambios que habrán de llevar al país

al bienestar económico y social”, agregó.

Pemex fortalecidaEn su rol como Presidente del CMP 2015,

Gustavo Hernández, agradeció la participa-ción de la comunidad petrolera al evento, que este año –dijo- se ve impactado por el proceso de cambio y renovación que vive la industria en el plano nacional y que ha llamado la aten-ción global del mundo del petróleo.

El actual Director de Operaciones de E&P en Pemex Exploración y Producción, afirmó que con este gran proceso de apertura de la industria (incluyendo la Ronda Cero y la Ronda Uno actualmente en proceso), nuevos actores han aparecido y continúan haciéndose presente, como muestra del creciente interés que ha despertado la apertura de la legislación petrolera mexicana.

Recordó que fue el 20 de Diciembre de 2013 cuando se publicó la reforma constitu-cional en materia energética, que introdujo un cambio de paradigma en la gestión propia de Pemex. Bajo los efectos de esta reforma el Estado mexicano al tiempo que mantiene el control y la propiedad de los hidrocarbu-ros, admite la participación de terceros en el sector de hidrocarburos a través de distintos tipos de contratos y Pemex se convierte en una empresa productiva del Estado.

Dijo que esta reforma ayudará a obtener una mayor producción de hidrocarburos y mejorar los costos al permitir a las empresas privadas, mediante contratos de exploración y extracción de petróleo y gas, obtener me-jores resultados en condiciones competitivas

Más de 4.000 delegados presentes en el Acto de Instalación del Congreso Mexicano del Petróleo Guadalajara 2015. En primera fila: Fernando Samaniego, Néstor Martínez y Sra., Olga de Bashbush y José Luis Bashbush (Premiado por la SPE). En seguna fila: Ana Isabel Valbuena, Amparo de Espinosa y Germán Espinosa

en las actividades de refinación, transporte y almacenamiento de los hidrocarburos producidos. Asimismo al contar Pemex con una mayor capacidad de asociación podrá administrar mejor sus riesgos y atraer mayo-res inversiones de las que podría desplegar por sí misma. “De esta manera Pemex se

fortalece para poder asociarse con empresas

nacionales e internacionales y realizar nue-

vos proyectos o bien optimizar proyectos en

desarrollo que opera en estos momentos”.

“La estrategia de alianza es uno de los

pilares para que Pemex pueda mantenerse

como una empresa competitiva a nivel mun-

dial y potenciar su desarrollo como empresa

productiva del Estado”. Explicó que esta estrategia considera tres frentes.

El primero consiste en migrar los contra-tos actuales de E&P a los nuevos esquemas contractuales previstos a partir de la Reforma.

El segundo considera la búsqueda de socios para el desarrollo de campos asig-nados a Pemex en la Ronda Cero. En este frente se han identificado 14 oportunidades de asociación y estimó que el primer farm

out producto de este proceso se firme en

Este año el evento se vio impactado por el proceso de cambio y renovación que vive la industria en el plano nacional y que ha llamado la atención global del mundo del petróleo”

Septiembre de este año en un proceso conducido por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

El último frente contempla asocia-ciones para las siguientes rondas a fin de desarrollar mayores capacidades técnicas y organizacionales para Pemex.

Tiempos de cambios y logros operacionales

Emilio Lozoya, Director General de Pemex, aseguró que la estatal mexicana actualmente se está transformando en su forma de operar, ello con el objetivo de enfocarse en generar valor económico en sus actividades.

En este sentido expuso los cuatro ejes de acción sustanciales de este cambio: crear una renovación cultural corporativa para alcanzar un alto desempeño; impulsar prácticas operativas a fin de optimizar el uso de los recursos; establecer una gestión por procesos que elimine ineficiencias y dupli-cidades y maximizar la rentabilidad de las actividades, aumentando la competitividad.

Lozoya aprovechó el escenario brindado por el CMP para compartir algunos logros recientes que “muestran que la transforma-

ción de la empresa impulsada por la reforma

energética comienza a dar resultados”.

Anunció la terminación por parte de Pe-mex Exploración y Producción de los pozos Batsil-1, Xikin-1, Cheek-1 y Esah-1 en el litoral de Tabasco en ubicaciones cercanas a campos con infraestructura aprovechable. Es-tos pozos -dijo- dieron como resultado aceites de 20, 39, 31 y 36 oAPI respectivamente.

“Estamos hablando de reservas equi-

valentes a 270 millones de barriles de

petróleo, para una producción incremental

en el orden de 100 mil barriles diarios de

crudo y alrededor de 90 millones de pies


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cúbicos diarios de gas en un lapso de dos

años aproximadamente”, acotó. Adicionalmente dijo que se logró tam-

bién la identificación de una estructura en la sonda de Campeche con reservas del orden de 82 millones de barriles, utilizando tecnología de vanguardia. Estimó que en un lapso menor de unos dos años esta estructura aportará otros 100 mil barriles diarios de aceite y cerca de 80 millones de pies cúbicos diarios de gas.

“Sumados estos 350 millones de ba-

rriles en reservas y la perspectiva de 200

mil barriles diarios más de producción

son muy buenas noticias para Pemex, para

la industria y para el país”, dijo Lozoya.

tecnologías de la información más impor-

tante del país y como otras industrias, la

petrolera demanda un constante proceso de

innovación y, sobre todo, en la aplicación

de sus herramientas”.

Licitaciones en marchaPedro Joaquín Coldwell, titular de la

Secretaría de Energía, dejó formalmente inaugurado el CMP. Señaló como un hecho sin precedentes la celebración de la primera licitación de la Ronda Uno, para la exploración y extracción de hi-drocarburos en los primeros 14 bloques en aguas someras.

Sobre la segunda convocatoria de la Ronda Uno anunciada en Febrero, que comprende nueve campos en aguas so-meras frente a las costas de los estados de Tabasco y Campeche, dijo que se espera sea el 30 de Septiembre cuando la Comisión nacional de Energía anuncie los ganadores.

Mientras que la tercera convocatoria de la Ronda Uno, en la que por primera vez el tipo de contrato será de licencia, se licitarán 26 áreas contractuales para la extracción en campos terrestres de aceite, gas asociado, gas seco y condensados. Acotó que por sus características estas áreas que se están licitando podrían resultar de interés para las empresas mexicanas ya que presentan costos competitivos de operación e inversión.

“A un mes de la publicación de esta ter-

cera convocatoria, ya hay 16 empresas inte-

resadas en participar, antes de que concluya

el año, el 15 de Diciembre se dará a conocer

a los ganadores. Ojalá veamos todavía más

participación porque esta licitación particu-

larmente -lo reitero- abre el camino para ir

generando también una industria privada

de hidrocarburos nacional”.

Codwell afirmó que por las tres primeras convocatorias de la Ronda Uno, se inverti-rán en el mediano plazo un estimado de 22 mil millones de dólares y se podrán generar 218 mil empleos en total, incluyendo 58 mil directos.

Puso en relieve el hecho de que esta licitación abre amplias perspectivas para la participación de empresas mexicanas. “He-

mos establecido obligaciones de contenido

nacional que iniciarán en 25% en 2015 y

se irán incrementado hasta alcanzar el 35%

en 2025; para la tercera convocatoria este

porcentaje podría llegar hasta el 38%”.

Como ocurre cada año, tradicionalmen-te se distingue en el marco del CMP a los miembros de asociaciones y colegios, por su destacada labor y aporte a la industria de los hidrocarburos. Este año se hizo la entrega de los cinco premios correspondientes:

AIPM hizo entrega del premio Juan Hefferan a la Excelencia Tecnológica traba-jando en los últimos 22 años en Pemex, al ingeniero petrolero Ernesto Pérez.

AMGE entregó el premio Antonio García Rojas a la Trayectoria Profesional y Académica al ingeniero geofísico Marco Vásquez.

AMGP entregó el premio AGMP a la Trayectoria Profesional y Académica al ingeniero geólogo Jesús Alfonso Zuansiger.

CIPM entregó el Premio Nacional de Ingeniería Petrolera a la Trayectoria Pro-fesional, Académica y Gremial al ingeniero petrolero Néstor Martínez Romero.

SPE hizo entrega del reconocimiento a la Trayectoria Profesional y Académica al ingeniero petrolero José Luis Bashbush.

Premios a la Excelencia

EL CIPM entregó el premio a Néstor Martínez Romero

Marco Vásquez recibió el galardón de la AMGE

José Luis Bashbush recibió el premio otorgado por la SPE


La AIPM concedió el galardón a Ernesto Pérez

Jesús Alfonso Zuansiger recibió el premio de la AMGP

Jalisco, clúster de tecnologías Jorge Aristóteles Sandoval Díaz, Gober-

nador del estado de Jalisco, también pro-nunció unas breves palabras de bienvenida en las que afirmó que si bien la transforma-ción impulsada por la reforma pone a los mexicanos en una destacada posición en el concierto mundial, también los convoca a hacer su aporte desde distintos ámbitos a la competitividad de este sector.

“Durante 75 años el petróleo ha sido un

símbolo de progreso e identidad nacional y

para mantener este orgullo es preciso afron-

tar los retos constantes que se presentan.

En Jalisco hoy somos sede del clúster de


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1. Los módulos de exhibición de Petróleos Mexicanos y del Instituto Mexicano del Petróleo fueron muy visitados durante el CMP. Pemex divulgó los alcances de la reforma energética en el marco del 77 aniversario de la empresa y el IMP presentó los aportes tecnológicos más emblemáticos a lo largo de 50 años de labor

2 Robbie Van Veghel, Magali Delgado, Germán Gómez, Linda Doria, Luis Rodríguez, Clara García, María Camila Múnera, Eloy Gómez, Mario Gómez, Karla Paulina Torres, Andrés Rangel, Oscar Avella, William Cline, Rachel Verbit, Shannon Oliver, Joyce Márquez, Diana Castellanos, Beatriz Fonseca y Alejandro Rodríguez

3. Jesús David García Lerma, Jorge Abreu, María Fernanda Sánchez, Pedro Neuman, Brillith Toloza y Luis Germán Bustamante

4. Roberto Enriquez, Vahman Jurai, Karla Salas, Meudys Romero, Fabiola Martínez

5. Schlumberger destacó en la exhibición el amplio rango de soluciones que ofrece a la industria del petróleo y gas de México

6. Al frente del stand de IHS, la principal fuente de información, conocimiento y análisis sobre los negocios, estuvo Kennedy Hughes, Country Marketing Manager, Energy

7. En su stand, NOV resaltó su gama de tecnologías de vanguardia para resolver las necesidades

que demanda la industria petrolera en áreas específicas de servicio


Durante la instalación del V Congreso Integral de Hidrocabruros, Enrique Novoa, Presidente de CPV Zulia; Francisco Arias Cárdenas, Gobernador del Zulia; Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería; Alberto Held, Presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela; Ángel Eduardo Gonzáles, Viceministro de Hidrocaburos y Orlando Chacín, Vicepresidente Ejecutivo de Pdvsa

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V Congreso Integral de Hidrocarburos y LAPS 2015

Del 16 al 18 de Junio el Gran Salón del Hotel Crowne Plaza Maruma, en Maracaibo, acogió nuevamente a los participantes del máximo evento organizado

por la Cámara Petrolera de Venezuela con el respaldo de Pdvsa, el cual finalizó con acuerdos para promover una mayor participación y contenido local

en los proyectos de la industria de petróleo y gas en el país 45 empresas presentaron sus soluciones tecnológicas en la

XXV Exposición Latinoamericana del Petróleo-LAPS


La producción de crudo y gas y el futuro energético de Venezuela fue el tema

central este año de la jornada diseñada para conocer el avance de los principales proyectos petroleros adelantados en el país y fortalecer las alianzas entre el sector privado, el Ministerio de Petróleo y Minería y Pdvsa.

La instalación contó con la presencia de Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería; Ángel Eduardo Gonzáles, Vice-ministro de Hidrocaburos; Francisco Arias Cárdenas, Gobernador del Zulia; Orlando Chacín, Vicepresidente Ejecutivo de Pdvsa; Alberto Held, Presidente de la Cámara Pe-trolera de Venezuela-CPV y Enrique Novoa, Presidente del Capítulo Zulia de la CPV.

En sus palabras de bienvenida Alberto Held subrayó que se han producido cam-bios importantes en el sector de hidrocar-buros nacional y mundial desde la pasada edición del Congreso, principalmente el impacto sufrido en los precios del crudo, que obligó a una revisión para optimizar el desarrollo de actividades. No obstante, afirmó, el panorama comienza a despejarse

y frente al pronóstico de un repunte en la demanda global de hidrocarburos para 2018, Venezuela se prepara para ampliar su capacidad de producción de modo de contar con una oferta importante para presentar al mercado internacional.

Held puntualizó que la actual coyuntura ha llevado además a ser más cuidadoso con las divisas que ingresan por el negocio de los hidrocarburos, lo que exige mirar a lo interno para impulsar una mayor producción nacional de bienes y servicios petroleros, que puedan incluso exportarse a otros países.

“Debemos trabajar unidos el sector

público y el privado para apalancar esa

capacidad de producción nacional que

nos permita impulsar nuevos proyectos”, afirmó.

El Gobernador Arias Cárdenas resaltó por su parte la importancia de seguir produ-ciendo petróleo en el Zulia pero trabajando en la recuperación del Lago de Maracaibo. “El petróleo tiene una deuda que saldar con

nuestro estado, como es impulsar un cre-

cimiento sostenido y una vida digna para

nuestros ciudadanos”, dijo.El Presidente de CPV-Zulia, Enrique

Novoa, dirigió igualmente unas palabras en las que enfatizó que las empresas de bienes y servicios petroleros ratificaban su interés de participar en los planes de la industria. “De los más de 600 afiliados de la Cámara

Petrolera, 160 pertenecen a nuestro capítulo,

las cuales constituyen un conglomerado de

empresas dedicadas a satisfacer las nece-

sidades de la industria, contando con una

vasta experiencia y lo largo del ciclo de

explotación petrolera”.

Durante tres días de conferencia se

abordaron importantes temas alrededor de la industria de los hidrocarburos en Venezuela y su futuro desarrollo


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Impulso al sector productivoEn su intervención el Ministro Chávez

coincidió en resaltar la importancia del trabajo conjunto de cara a los retos futuros de la industria de los hidrocarburos. Vene-zuela es un país con una inmejorable posi-ción en el mercado petrolero, con el mayor potencial petrolífero, con una reserva que asciende a 300 mil millones de barriles de petróleo en la Faja Petrolífera del Orinoco, además de contar con importantes reservas de gas natural, dijo.

Saludó la disposición de las empresas privadas de trabajar de manera mancomu-nada con el Gobierno, a fin de desarrollar las potencialidades de la Faja, con miras al cumplimiento de los objetivos enmarcados en el Plan de la Patria. “Estamos conven-

cidos de que nuestros recursos naturales

deben garantizar la debida promoción

de los demás espacios productivos de la

nación”, afirmó, agregando que “seguire-

mos tendiendo la mano al sector privado

para avanzar juntos en la materialización

del objetivo más fundamental de nuestra

Patria. Visualizamos para el futuro el esta-

blecimiento de una gran zona de desarrollo

nacional con potencial exportador”.Invitó a las empresas a instalarse con

confianza en la Faja Petrolífera, no sólo para el desarrollo de esta área sino además para aprovechar las oportunidades deri-vadas de los convenios de cooperación que se han venido desarrollando con Mercosur, Unasur, Petrocaribe y Alba, entre otros. Destacó por otra parte los esfuerzos ade-lantados desde el Ministerio de Petróleo y Minería para fortalecer la iniciativa del

Asdrúbal Chávez, Ministro de Petróleo y Minería

Conglomerado Nacional Industrial Petro-lero-CNIP con un llamado a robustecer la atención conjunta de la gran demanda de bienes y servicios que se presentan en la industria petrolera, petroquímica y gasífera nacional e internacional.

“Tenemos un importante reto por delante.

Nos encontramos ante una coyuntura histórica

que demanda de nosotros un gran compromiso:

promover iniciativas para garantizar la soste-

nibilidad de nuestro pueblo, bajo el aval que

nos brinda el reservorio petrolífero del país”.

Agenda temática Como parte de la programación del

V Congreso Integral de Hidrocarburos se desarrollaron siete sesiones de panel que cubrieron los siguientes temas:

Visión del Mercado Internacional se HidrocarburosModerador: Alberto Held, Presidente CPV

Panelistas: Álvaro Silva Calderón, Ex Secre-

tario General de la OPEP y Experto en Eco-

nomía; Andrew Jupiter, Ministerio de Energía

y Asuntos Estratégicos de Trinidad y Tobago


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Retos y Oportunidades en Reducción de Costos de Producción de HidrocarburosModeradores: Alejandro Vicentini, Primer

Vicepresidente CPV y Rafael Ramírez,

Director CPV

Panelistas: Felipe Ramos, Presidente Pdvsa

Servicios; Iain Hutchison, Experto Interna-

cional en Producción del Reino Unido; Luis Prado, Presidente Shell Venezuela y Gustavo Medele, Presidente para Venezuela, Trinidad

y Tobago y Caribe, Schlumberger

Producción de crudo en la FPO Moderadores: Noris Piazza, Directora CPV

y Mario Castillo, Presidente Capítulo An-

zoátegui CPV

Panelistas: Pedro León, Director Ejecutivo

de Producción FPO Pdvsa; José Humberto Sánchez, Director Gral. de Producción

y Exploración Ministerio de Petróleo

y Minería y Miguel Castillo, Director

Ejecutivo en Jefe Castillomax Oil&Gas

Participación Nacional en el Sector de los HidrocarburosModeradores: Álvaro Pérez, Segundo

Vicepresidente CPV y Omar Cárdenas, Presidente Capítulo Monagas CPV

Panelistas: Aracelis Suez de Vallejo, Direc-

tora Pdvsa; Henrique Rodríguez, Presidente

Suelopetrol; Alberto Held, Presidente CPV

y César Mata, Consultor Legal para la

Participación Nacional CPV

Producción de Crudo en el OccidenteModeradores: Roberto Pino y Juan Gil, Primer y Segundo Vicepresidente Capítulo

Zulia CPV

Panelistas: Gustavo Malavé, Director

de Producción Occidente Pdvsa; Wil-fredo Briceño, Presidente Intevep; José Humberto Sánchez, Director Gral. de

Producción y Exploración Ministerio

de Petróleo y Minería y Enrique Novoa,

Presidente CPV Zulia

Producción de Gas Costa AfueraModeradores: Julio Ohep, Presidente

Asociación Venezolana de Procesadores

de Gas-AVPG y Alberto Díaz, Presidente

Capítulo Falcón CPV

Panelistas: Douglas Sosa, Director Ejecutivo

Costa Afuera Pdvsa; Pedro Eitz, Represen-

tante Chevron Global Technology Service;

Ramiro Páez, Director Repsol Venezuela y

Mikhail Grafinin, Rosnetf

Producción de Gas en TierraModeradores: Reinaldo Quintero, Presi-

En la sesión sobre Participación Nacional en el Sector de los Hidrocarburos: Aracelis Suez de Vallejo, Directora de Pdvsa; Omar Cárdenas, Presidente de CPV Monagas; Álvaro Pérez, Segundo Vicepresidente de CPV; Henrique Rodríguez, Presidente de Suelopetrol; Alberto Held, Presidente CPV y César Mata, Consultor Legal para la Participación Nacional CPV


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dente Capítulo Carabobo CPV y Ezequiel Puterman, Director CPV

Panelistas: Antón Castillo, Director Pdvsa;

Pedro Grau, Director de Proyectos IPC

Gazprom y Maruen Aissami, Director Gral.

de Desarrollo del Gas Natural, Ministerio

de Petróleo y Minería.

Puntos resaltantesFelipe Ramos, Presidente de Pdvsa Ser-

vicios, destacó que en lo concerniente a la reducción de costos en producción existen retos y oportunidades en Construcción y Mantenimiento de Pozos, Logística Opera-cional Integral, Confiabilidad Operacional.

Un reto apremiante es mejorar la eficiencia de las operaciones tanto en las áreas tradicionales (Occidente y Oriente) como en la FPO, elevar la productividad por encima del 80%, “lo cual es un es-

fuerzo que está siendo acometido con el

acompañamiento de empresas locales e

internacionales”, dijo. Destacó asimismo que Pdvsa ha in-

vertido en los últimos cinco años más de US$ 3.000 millones en la creación de capa-cidades en el área de servicios petroleros, que permitirá continuar con el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la mano con el sector privado. No obstante, dijo, hay grandes retos para los próxi-mos cinco años, como la construcción y mantenimiento de más de 20.000 pozos; operación y mantenimiento de más de 500 taladros y 4.000 equipos propios que requerirán servicios especializados y co-nexos; mantenimiento y crecimiento de las áreas tradicionales en la región Occidente, al igual que en las regiones de Oriente, Costa Afuera y Gas; desarrollo integral de la Faja, y el incremento y expansión de la confiabilidad.

Pedro León, Director Ejecutivo de Producción de la FPO, anunció que para finales de 2015 se espera alcanzar un nuevo récord de producción en la Faja, llegando a 1.420.000 bpd. La producción actual, afirmó, es de 1.350.000 bpd y la meta para 2019 es de 4 millones de bpd.

Según la información presentada en el Congreso, Pdvsa ejecuta una serie de nuevos desarrollos para mejorar su capacidad de almacenamiento, procesa-miento y distribución de crudo y gas en la FPO, entre ellos:

• Un centro de procesamiento de fluidos (diseño, procura, construcción y arran-que, además de tuberías y troncales de gas y crudo y sistemas de separación de gas, manejo de diluente y distribu-ción de electricidad para las empresas mixtas de las áreas Junín y Carabobo).

• Nuevos complejos mejoradores (diseño y construcción de un mejorador con capacidad para procesar 600 Mbd -tres de 200 Mbd cada uno- de crudo Cerro Negro de 8,1 oAPI de campo Carabobo; otro complejo de igual capacidad de procesamiento para crudo Zuata de

8,4 oAPI de campo Junín y su poste-rior conversión en crudo mejorado de

32 oAPI, y un mejorador con capacidad de procesamiento atmosférico de 630 Mbpd de DCO para recuperar aproxi-madamente 180 Mbpd de nafta diluente).

• Planta despojadora de nafta con capa-cidad de 270 Mbd (200 Mbd de crudo extrapesado) en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui.

• Terminal de almacenamiento y embarque de crudo en la Península de Araya, Sucre.

• Nuevo Terminal Punta de Cuchillo (di-seño, construcción y puesta en marcha de la infraestructura para la recepción, manejo y despacho de líquidos desde los complejos Junín y Carabobo).Douglas Sousa, Director Ejecutivo Costa

Afuera de Pdvsa, dijo que Venezuela tiene en reservas probadas 196,8 BPC (33,93 MMbd) mientras costa afuera hay una expectativa de 147 BPC (25,34 MMbd) “Pocos países están impulsando proyectos

de este tipo, nosotros tenemos la ventaja de

poder hacerlo en los dos extremos del país”, señaló, destacando las oportunidades de in-versión que estos suponen para la inversión privada nacional e internacional.

El proyecto de gas Rafael Urdaneta, al noroeste de la Península de Paraguaná, en Falcón, con una inversión de US$ 4.800 millones requirió la construcción de una pla-taforma de producción, un gasoducto sub-marino y una planta de acondicionamiento de gas en tierra firme. Cabe mencionar, que tal como fue anunciado durante el Congre-so la plataforma instalada en campo Perla del bloque Cardón IV (operado por ENI y Repsol) inició producción a comienzos de Julio con un potencial de 150 millones de pies cúbicos día, siendo el primero de 26 pozos previstos en el plan de desarrollo del campo, los cuales se irán incorporando pro-gresivamente hasta alcanzar 450 MMpced a finales de este mismo año, 800 MMpced en Septiembre de 2017 y que se incrementará a 1.200 MMpced en Septiembre de 2020.

Sousa precisó que el gas extraído será utilizado en las empresas básicas de Guaya-na y en particular la Siderúrgica del Orinoco (Sidor), además de atender requerimientos de los sectores termoeléctrico, refinador, doméstico, petroquímico y vehicular.

Gustavo Malavé, Director de Produc-ción Occidente de Pdvsa, destacó que la meta trazada a 2019 para esta región es aumentar a 1,1 millones de barriles de cru-

Pdvsa ha invertido en los últimos cinco años más de US$ 3.000 millones en la creación de capacidades en el área de servicios petroleros, a fin de continuar con el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la mano con el sector privado”


Mario Castillo, Presidente CPV Anzoátegui; Pedro León, Director de Producción FPO Pdvsa; José Humberto Sánchez, Director del Ministerio de Petróleo y Minería; Miguel Castillo, Director de Castillomax Oil&Gas y Noris Piazza, Directora CPV


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nario

do por día. Se requiere hacer un esfuerzo importante e inversiones para acondicionar o recuperar instalaciones obsoletas y poten-ciar la producción de crudo, e igualmente mejorar la explotación de gas.

Fortalecimiento de la industria petrolera conexa

En el marco de la clausura del Congreso, Orlando Chacín, Vicepresidente de Explora-ción y Producción de Pdvsa, anunció que la petrolera estatal comenzaría reuniones con empresas nacionales que tienen el deseo de trabajar en el desarrollo petrolero del país y enfatizó el compromiso que debe existir para contribuir al crecimiento del sector de hidro-carburos. “Debemos convertir las palabras en

hechos concretos en pro del desarrollo del sec-

tor”, dijo, exhortando también a los privados a sumarse al CNIP, el cual debe tener vida propia, con el respaldo de Pdvsa y de los industriales.

Afirmó que el sector público nacional está demostrando su disposición de tender la mano al capital privado, partícipe im-portante de la labor que Pdvsa desempeña con el objetivo de potenciar la producción

LAPS 2015La apertura oficial de la XXV Exposi-

ción Latinoamericana del Petróleo estuvo a cargo del Ministro Asdrúbal Chávez y el Presidente de la CPV, Alberto Held, quienes compartieron con las empresas participantes en la muestra.

Para las empresas del sector su presen-cia en LAPS les ha permitido afianzar su labor dentro de un mercado que cada día busca las mejores estrategias para forta-lecerse, además de ser una ventana para proyectar sus competencias y afirmar sus relaciones con la industria.

Intervinieron en el panel sobre Producción de Gas en Tierra Antón Castillo, Presidente de Pdvsa Gas; Ezequiel Puterman, Director CPV; Pedro Grau, Director de Proyectos IPC Gazprom; Maruen Aissami, Director General Desarrollo del Gas Natural, Ministerio de Petróleo y Minería y Reinaldo Quintero, Presidente CPV Carabobo

local y mantenerse entre los primeros paí-ses exportadores de hidrocarburos.

Por su parte el Presidente de la Cámara Pe-trolera, Alberto Held, destacó la importancia del compromiso de la industria de tomar en cuenta la participación nacional y el contenido local en los proyectos que están ejecutando. “Con ese espíritu de trabajar juntos sector público y privado, sector nacional y sector internacional, es que vamos a lograr lo que todos queremos, que es una gran industria de hidrocarburos, una gran producción de crudo y gas, y que también tengamos un gran desarrollo industrial, en Venezuela”.


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1. Jereh muy bien representada por Verónica Yan, Jianteng Pei, Xiaochen Yan y Wen Wang

2. Proyectando a Weatherford, Yony Zambrano, Marianh Rodríguez, Jesús Jiménez, Giliana Medina, Omar del Castillo, Reina Pérez y Andry Ferrer

3. En el booth de Halliburton Thomas Useche, Jacklyn Reyes, Donato Cacciatore, Leonardo García, Carely Torres, Antonio Rojas, Jorge González y María López

4. El equipo de Schlumberger integrado por Fares Rivas, Orange Rondón, Maru Casales,

Caterina Favaro, Juana Pérez, Luis Díaz, Nelson Marcano, Andreina Quintero, Francisco Olarte, Carlos Castro y Giovannina Ragusa

5. Venequip: Johana Rubio (guía), Julio Martínez, Humberto Rodríguez, Carolina Gutiérrez, Jesús Ramírez, Genesis Omaña y Gerardo Romero

6. En el stand de Serconett, Minerva Cohen, Gerente de Mercadeo; Mónica Brinez, Aliada Estratégica IHS y Cándida Luna, Instructora

7. Multiomega de nuevo presente en LAPS. En su stand Wang Xuezhong, Jeyni Solano, Bill

Waters, Gustavo Socorro, Yunquian Chen y Jimary González


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Tecn

olog

ía

resumen En este estudio se expone la incorporación de nuevas oportunida-

des de explotación, inicialmente mediante la actividad exploratoria, y recientemente por la reorientación estratégica hacia la perforación de avanzada, con lo que se ha logrado la adición de reservas e incremento de la producción de gas y condensado en el Bloque Nejo.

Para la consecución de este logro, se destaca la incorporación por exploración del nuevo Campo Lindero, más nuevos yacimientos descubiertos por pozos de avanzada en las formaciones Anáhuac y Frío Marino del Oligoceno, en las estructuras Este, Oeste y Noroeste.

Con la integración de estas nuevas oportunidades de desarrollo, al cierre de 2014 se ha obtenido: • Incorporación de 6 áreas nuevas, con reservas remanentes cer-

tificadas 3P de 53.4 BCF de gas y 4.0 MMBls de condensado.• Adición de 72 nuevos pozos activos que aportan un total de

producción de 53 MMPCD y 2,290 BD. • Producción acumulada de 42 BCF de gas y 2.0 MMBls de

condensado. • Cartera de 118 nuevas localizaciones con una producción estimada

a acumular de 66 BCF de gas más 3.3 MMBls de condensado.Con base en estos importantes resultados, se continuará la

implantación de esta estrategia, mediante la perforación de pozos de avanzada, tal como está establecido en los planes.

1. IntroducciónEl Bloque Nejo está ubicado al NE de México en el SE de la

cuenca de Burgos, el cual es operado desde 2007 por la empresa Iberoamericana de Hidrocarburos S.A (IHSA) bajo la modalidad de Contratos de Obras Públicas Financiadas (COPF) y actualmente, a partir de Marzo 2013, mediante Contratos Integrales de Explo-ración y Producción (CIEP). (Fig.1).

La exploración en el área se inició en 1964 por PEMEX y en 2003 se descubre el campo con el pozo Nejo-1, probado en la Fm. Frío Marino con 6.3 MMPCD de gas y 2,328 BPD de condensado a nivel del yacimiento OFM-28.

El desarrollo se inició en 2007, con producción inicial de 28.4 MMPCD de gas y 1,138 BPD de condensado. Se ha continuado con el desarrollo del campo, lográndose al cierre de 2014, incre-mentar la producción hasta 223.2 MMPCD de gas y 10,432 BPD de condensado. Las reservas certificadas 3P, han alcanzado 277.2 BCF de gas y 24.1 MMBLS de condensado.

Incorporación de reservas y producción mediante la estrategia de exploración y

avanzada en el Bloque Nejo. Cuenca de Burgos México

Julián Salazar Velásquez, Mario Suárez Galván y Silvio Camperos Rosales,Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V. (IHSA)

Figura 1. Ubicación del Bloque Nejo en la Cuenca de Burgos al Noreste de México

2. Estrategia de exploración y avanzada2.1. Exploración de nuevos camposLa estrategia de exploración estuvo orientada inicialmente hacia

la búsqueda de nuevas reservas mediante la identificación y evalua-ción de prospectos para la perforación de pozos exploratorios de nuevos campos. Como resultado de la misma, se descubrió en 2011 el Campo Lindero, ubicado a 14 km al Norte del Campo Nejo, mediante prueba exitosa del pozo Lindero-1 con 2.85 MMPCD de gas y 49 BD de condensado.

Su explotación se inició en 2012 en los yacimientos la Fm. Frío Marino: OFM-5 y OFM-20 (Fig. 2) y al cierre de 2014 se han perforado 14 pozos con 100% de éxito, los cuales han aportado una producción acumulada de 10.4 BCF de gas y 0.47 MMBls de condensado. Se certificaron reservas remanentes de 10.6 BCF de gas y 0.91 MMBls de condensado. Actualmente el campo aporta una producción total de 11.6 MMPCD de gas y 960 BPD de condensado.

Según el estudio integrado (2014) se tiene 17 localizaciones. Se estima acumular 20 BCF de gas y 1.0 MMBls de condensado.

2.2. Estrategia de perforación de avanzada Adicional a la perforación exploratoria de nuevos campos, a

partir de 2012 se inició la perforación de pozos de avanzada, diri-gida a la incorporación de reservas fuera de los límites del Campo


Tecn

olog

ía

Nejo, mediante la cual se logró incorporar cinco (5) nuevas áreas (Fig. 3) que han permitido extender los límites del campo y abrir nuevas oportunidades indicadas a continuación:

2.2.1 Yacimientos en Fm. Anáhuac. Central

La Fm. Anáhuac del Oligoceno, presentó indicios de gas durante la perforación de pozos con objetivos en la Fm. Frío Marino, infrayacente a esta. Adicionalmente, la petrofísica mostró prospec-tividad en estos horizontes.

Con base en esto, se propuso la perforación del pozo de avan-zada Nejo-238, probado en 2012 con 0.834 MMPCD de gas y 522 BPD de condensado.

Los resultados en estos nuevos yacimientos de Anáhuac Bloque Central han sido:• 34 pozos perforados con 100% de éxito.• Producción de 24.9 MMPCD de gas y 1,006 BD de condensado.• Producción acumulada de 22.2 BCF de gas y 1.2 MMBls de

condensado.• Reservas Certificadas 3P de 23.9 BCF de gas y 1.63 MMBls de

condensado.• Pronóstico hasta el 2022 de 25.2 BCF de gas y 1.5 MMBls de

condensado.• Localizaciones remanentes por perforar: 36.

Derivado del éxito obtenido en estos nuevos yacimientos, se extendió la campaña de avanzada hacia el Bloque Este en esta formación. (Figura 4).

2.2.2 Formación Anáhuac. Bloque Este

En Septiembre de 2014 se incorporó esta nueva área al obtenerse producción en el pozo de avanzada NEJO-344 de 4.56 MMPCD y 21 BD de condensado. Ese mismo año se efectuó el Estudio In-

Figura 2. Yacimientos de la Formación Oligoceno Frío Marino productores en el Campo Lindero

Figura 3. Nuevas áreas de oportunidades incorporadas en el Bloque Nejo mediante exploración y avanzada

tegrado de Caracterización Inicial, en el cual se identificaron 21 localizaciones y reservas estimadas preliminares de 25.4 BCF de gas.

2.2.3 Bloque Oeste

Este prospecto se identificó inicialmente en el Estudio Integrado del Campo Nejo (2011), debido a la excelente respuesta del atributo sísmico de AVO Offset Lejano 27°-45° en una estructura aislada mediante falla lístrica de alto salto que lo separa del Bloque Central en explotación. (Fig. 5)

Esta nueva estructura productora fue descubierta en 2013 por el pozo de avanzada NEJO-362 a nivel de la arena OFM-30, con zonas adicionales en OFM-23, 21, 15, 9 y 6.

La producción inicial de este pozo fue de 3.3 MMPCD de gas y 165 BD de condensado. A partir de ese mismo año se inició la explotación con los siguientes resultados al cierre de 2014:• 12 pozos con 100% de éxito.• Producción al 31-12-14 de 11.6 MMPCD de gas y 171 BD de

condensado.

Figura 4. Descubrimiento de nuevos yacimientos en la Fm. Anáhuac en los Bloques Central y Oeste mediante los pozos de avanzada Nejo-238 y Nejo-344 respectivamente


Tecn

olog

ía

• Producción acumulada: 5.3 BCF de gas y 0.1 MMBls de condensado

• Reservas Certificadas 3P: 6.3 BCF de gas y 0.48 MMBls de condensado.

• Pronóstico hasta el 2022 por producir: 11 BCF de gas y 0.4 MMBls de condensado.

• N° de localizaciones remanentes: 19. 2.2.4 Bloque Este

Este nuevo bloque fue propuesto con base en la presencia de anomalías de atributos sísmicos de AVO Offset Lejano en varios horizontes que resultaron prospectivos petrofísicamente.

Fue descubierto en 2013 con el pozo de avanzada NEJO-280, que obtuvo una producción inicial de 2.1 MMPCD de gas y 198 BD de condensado a nivel del yacimiento OFM-30. (Fig.6)

Adicionalmente se incorporaron nuevas zonas prospectivas en OFM-29 y 30. Se han obtenido los siguientes resultados:• 7 pozos perforados con 100% de éxito.• Producción al 31-12-14: 2.6 MMPCD y 133 BD de condensado.• Producción acumulada de 2.6 BCF de gas y 0.4 MMBls de

condensado.• Reservas Certificadas 3P de 7.3 BCF de gas y 0.75 MMBls de

condensado.• Pronóstico de producción hasta el 2022 de 6.9 BCF de gas y

0.4 MMBls de condensado.• N° de localizaciones remanentes: 31.

2.2.5 Bloque Noroeste

Es una estructura aislada, buzamiento abajo, delimitada mediante atributos sísmicos de AVO hacia el límite Noroeste del campo Nejo. (Figura 7). En 2012 se propuso el pozo de avanzada NEJO-11, con resultados exitosos de 2.7 MMPCD de gas y 42 BD de condensado, en el yacimiento OFM-6.

Al 31-12-14 se tienen los siguientes resultados:• Dos 2 pozos con 100% de éxito.• Producción de 0.3 MMBD de gas y 11 BD de condensado.• Producción acumulada: 1.1 BCF de gas y 0.02 MMBls de

condensado.• Reservas Certificadas 3P: 0.1 BCF de gas y 0.01 MMBls de

condensado.

Figura 5. Prospecto identificado en el Bloque Oeste mediante atributo sísmico de AVO Offset Lejano a nivel de OFM-15 de la Fm. Frío Marino y Mapa de Arena Neta de Gas en el mismo yacimiento

• Pronóstico de producción por acumular: 0.7 BCF de gas y 0.01 MMBls de condensado.

• N° de Localizaciones Remanentes: 3.

3. ConclusionesCon la incorporación de nuevas oportunidades de explotación

mediante la actividad exploratoria y avanzada, se han añadido el Campo Lindero y nuevos yacimientos en la Fm. Anáhuac y Frío Marino en Bloques Este, Oeste y Noroeste.

En síntesis, al cierre de Diciembre de 2014 se tienen los si-guientes logros:• Incorporación de 72 pozos a producción, con 53 MMPCD de

gas (24%) y 2,290 BD de condensado (22%).• Reservas 3P adicionales de 53.4 BCF de gas y 4.0 MMBls de

condensado. (+19 a 17%).• Producción acumulada de 42.0 BCF de gas y 2.0 MMBls de

condensado. (Aprox: 12%).Con base en lo anterior, se tiene como reto continuar con la

implantación de esta estrategia en los planes futuros, soportados en la disponibilidad de unas 118 localizaciones.

Fig. 6. Nuevo yacimiento incorporado en el Bloque Este del Campo Nejo en OFM-30 con el resultado exitoso del pozo de avanzada NEJO-280

Fig. 7. Presencia de anomalía de atributo sísmico de AVO en el horizonte de OFM-5 que sirvió de soporte para la perforación del pozo de avanzada NEJO-11


Anál

isis


Anál

isis

La congruencia se prueba a diario. Se mide constantemente en la mera cancha de la

consistencia entre el Pensamiento, la Palabra y la Acción. La naturaleza nos dotó de dispo-sitivos psicológicos para la batalla continua de conquistar o mantener congruencia, entre otros nos dio la disonancia cognitiva. Esta nos permite experimentar la incongruencia con incomodidad o desagrado.

La congruencia es un atributo de lide-razgo personal. Reclama mayor estado de conciencia, demanda fortaleza de carácter para sostener puntos de vista y decisiones. Organizaciones e individuos están llamados a ganar mayor congruencia o deberán pagar el precio de su opuesto: tensión, desarmonía, ineficiencias que puedan conducir a la falta de sustentabilidad y al cierre de operaciones.

La capacidad de generar coherencia de líderes y del plantel gerencial alimenta la congruencia organizacional. Las empresas

La congruencia es un bien crucial para individuos y organizaciones. La congruencia personal es un privilegio a ser conquistado o mantenido. El retorno de experimentar congruencia es armonía, equilibrio y balance entre lo que el hombre va deseando y lo que va logrando de su desear

Congruencia vs. Incongruencia Organizacional

- Parte I -

Rafael A. Casas Baptista, Psicólogo, Coach y Consultor en Desarrollo Estratégico

crean una Visión empresarial en la que están expresados los deseos de quienes las fundan, en forma similar que los individuos crean un propósito para su vida. De esa forma, el éxito en la Ejecución del Plan y resultados favo-rables es comparable a los sentimientos de armonía o de paz que brinda en la vida pri-vada a las personas la actuación congruente.

La congruencia organizacional tiene dos afluentes principales de donde podrá aumentar su caudal. En primer término la congruencia que debe subyacer al diseño de planes estratégicos, procesos de trabajo y con-troles de gestión, incluyendo el desempeño de individuos. Esta congruencia de diseño debe asegurar la consistencia e idoneidad de las estrategias y procesos planteados con los re-sultados esperados, considerando el mercado.

En segundo lugar, otra fuente clave de congruencia se jugará en el accionar diario de gerentes y/o líderes. Dependerá de cuan

La congruencia esperada en un gerente o líder no depende exclusivamente de sus fortalezas técnicas, sino de su capacidad de juzgar adecuadamente el modo más pertinente de aplicar sus conocimientos, ponderando factores de análisis situacionales en cada caso”

Anál

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María Matilde requena

distinguida por el Colegio de

Arquitectos de Venezuela

María Matilde Requena Infante

Gen

te


bien logren integrar las dinámicas de inte-racciones cotidianas entre tecnología, gente, procesos, cultura y finanzas, entre otras. Los líderes deben importar de su propio talento para lograr congruencia personal y aportarlo a las complejas dinámicas de la empresa. Por esto, congruencia en el liderazgo y congruencia organizacional, en un momento dado, pueden llegar a ser directamente proporcionales.

En gerencia, esta capacidad congruente cuida el balance de esfuerzos, energía y recursos tangibles e intangibles desplegados en todo mo-mento en la organización. Permite comprender sistémicamente cómo las dinámicas organiza-cionales de producción y gestión se integran promoviendo confiabilidad operacional.

La comprensión del metabolismo inte-gral de la empresa requiere de aguda capa-cidad de discernimiento y congruencia, no solo de sistemas de medición cuantitativos. La agudeza acá consiste en poder percibir y ponderar cómo lo tecnológico es absorbido o no por la cultura vigente, de cómo la cul-tura moldea la actuación y el desempeño para bien o para mal, de cómo el liderazgo afecta la cultura y, de cómo, esta amalgama de vectores afecta lo técnico, lo gerencial, la toma de decisiones y demás dinámicas hu-manas en la generación de resultados finales.

Este es un juego inteligentísimo y sutil de malabares que pueden mantener un “equili-brio” en el complejo entramado: gente-pro-cesos-tecnología-mercado = resultados. Esta poderosa capacidad intelectual, condensa múltiples habilidades, conocimientos y competencias interpersonales, incluida la capacidad de percibir los desequilibrios e identificar de modo expedito las acciones

correctivas en contextos altamente com-plejos. Se necesita autonomía y fortaleza para deslindarse de la trampa de la inme-diatez, ver el bosque y la complejidad de los mapas organizacionales y continua-mente determinar los ajustes necesarios. Mantener el acto gerencial dentro del marco ético. Tareas complejas todas estas, neurocirugía organizacional.

La congruencia es deber de todos en una organización. Algunas preguntas que pueden ayudar a mantener el estado de aler-ta, en relación a la congruencia serían: ¿Es óptima la interface de procesos y relaciones entre departamentos en la empresa o entre divisiones?, ¿Estamos abordando los temas de fondo, la raíz de los retos y problemas que afrontamos?, ¿Tenemos el 100% de las competencias que se requieren en el de-partamento, equipo y organización?, ¿Los valores de nuestro equipo son consistentes con lo que requiere la empresa?

Adicionalmente, un líder podrá al-canzar mayor congruencia si se hace más competente para: a) Abstraerse de las propias preferencias o impulsos personales para utilizar -en su lugar- criterios perti-nentes al rol que ocupa, b) Tolerar mejor la incertidumbre durante la evaluación o visualización de alternativas, c) Suspender momentáneamente el juicio para verdade-ramente escuchar a otros, comprender lo dicho, d) Posponer el ímpetu de saltar a conclusiones prematuras para apresurarse al terreno de la certidumbre, e) Desarrollar el pensamiento sistémico, que muestra las interconexiones veladas entre hechos o re-sultados que a simple vista no guardan una relación causal, f) Librarse del juicio este-reotipado que contamina la comprensión situacional de los hechos para discernir las mejores soluciones, g) Visualizar lo que falta, los vacíos, así como la secuenciación óptima para el logro de resultados.

Por paradójico que parezca, hay or-ganizaciones que logran sobrevivir por algún tiempo a pesar de su incongruencia. Al hacerlo, pierden y malversan talento, usufructuando una enorme capacidad re-siliente de sus colaboradores o empleados. Ningún empresario o directivo debe des-cansar confiado en este desbalance, pues la incongruencia organizacional profunda no es compatible con la sustentabilidad, ni con la ética, ni con la post modernidad.

La Presidenta de la Fundación Juan Ma-nuel Cagigal del Colegio de Ingenieros

de Venezuela, María Matilde Requena Infante, recibió el “Premio Heriberto Gon-zález Méndez” conferido por el Concejo Superior del CAV en reconocimiento a su actividad gremial dentro del ejercicio de la arquitectura.

El reconocimiento le fue otorgado el 3 de Julio, en el Paraninfo de la Casa Rectoral de la Universidad Simón Bolívar, en Cara-cas, en el marco del Mes de la Arquitectura.

El acto fue presidido por Marianella Genatios, Presidenta del CAV, acompañada en el Presidium por Carlos Sosa Franco, Presidente Honorario y demás miembros de la Junta Directiva.

María Matilde es profesional de la Arquitectura, egresada de la Universidad Central de Venezuela y ha sido consecuente colaboradora en las relaciones instituciona-les del Colegio de Ingenieros.

Organizaciones e individuos están llamados a ganar mayor congruencia o deberán pagar el precio de su opuesto: tensión, desarmonía, ineficiencias que puedan conducir a la falta de sustentabilidad y al cierre de operaciones”


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

2 0 1 5 2 0 1 5

Cale

ndar

io

05 - 08 Octubre - 2° congreso Latinoamericano y del caribe de Perforación, terminación, Reparación y servicio de Pozos Buenos Aires, Argentina - www.aogexpo.com.ar/es/congreso

18 - 23 OctubreseG International exhibition and 85th Annual MeetingNew Orleans, Louisiana, USA - www.seg.org

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Últi

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Pági

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Durante la primera semana de Junio se llevó a cabo en París una nueva edición de esta

Conferencia, en la cual tuvimos la oportunidad de participar, lo que nos motiva a compartir algunas reflexiones y análisis sobre el debate propiciado

en torno al papel del gas natural como núcleo para la sostenibilidad en el futuro del planeta

Álvaro Ríos Roca*

Reflexiones sobre la Conferencia Mundial de Gas Natural, WGC 2015

Quedó muy claro la postura de auto-ridades, empresas e instituciones para

impulsar una mayor penetración del gas natu-ral en la matriz energética mundial durante las próximas décadas. Este fenómeno se da princi-palmente debido a los dos factores siguientes.

La cantidad de reservas y recursos de gas natural que el planeta tiene son fuente de energía abundante y sostenible para las necesidades futuras de largo plazo. Las re-servas convencionales estimadas en aproxi-madamente 6,550 Trillones de Pies Cúbicos (Tpc) nos dan garantía de abastecimiento para 55 años al ritmo de consumo actual. Si sumamos los recursos técnicamente recupe-rables estimados de shale gas de 7,300 Tpc, esto le da al planeta tierra otros 61 años, sumando en total 116 años de suministro.

Rusia, Australia, Medio Oriente y ahora USA, que tienen enormes reservas y recursos de gas natural, pretenden llegar con mayor fuerza a los mercados demandantes de Europa y Asia mediante gasoductos y gas natural licuado, GNL”

Otro factor clave es el relacionado al cambio climático. Todas los estudios señalan que en las próximas tres décadas las ener-gías fósiles (carbón, petróleo y gas natural) seguirán dominando la matriz energética mundial con cerca de un 85% del total. De estos tres combustibles, el gas natural emite mucho menos dióxido de carbono (40 a 50% menos) a la atmósfera, principal responsable del cambio climático.

Con este escenario, Estados Unidos, que ha destrabado ingentes cantidades de recursos shale gas y ha incrementado su producción de shales en casi 40 Billones de Pies Cúbicos por Día (Bpcd) en los pasados 10 años (para efectos comparativos Bolivia exporta a Brasil 1 Bpcd), ha desplazado al carbón y algunos derivados de petróleo. Esto lo torna ahora en un muy firme impulsor para detener el cambio climático, cuando hace una década no quería ni oir hablar del tratado de Kioto.

Europa le ha hecho una muy fuerte apuesta a las energías renovables (eólica y solar) y ha erogado billones de euros en fomentar el desarrollo de estas tecnologías y les ha dado privilegio en los despachos eléctricos a pesar de su costo más elevado. Estas energías, sin embargo, son intermiten-tes (no hay generación si no hay viento o sol) y requieren de otra fuente de respaldo. Nada mejor que el gas natural para este efecto y por lo tanto también están en una campaña para impulsar acuerdos globales de restricciones a emisiones de CO

2.Asia, motor del crecimiento económico

mundial, de la mano de China, no le queda

más que impulsar el gas natural. En las pasadas dos décadas, China, había basado su modelo de desarrollo económico en energía barata a partir de generación a carbón. Empero, lo que tiene delante es un muy serio problema de salud por la aguda contaminación en varias de sus ciudades. Por lo tanto su apuesta al gas natural en el futuro es también un hecho.

El Congreso nos permitió también vi-sualizar los fuertes impulsos tecnológicos que se están dando para que barcos, trenes, camiones de alto tonelaje y maquinaria pesada giren hacia el gas natural, tanto con gas natural comprimido, GNC, pero principalmente con GNL. El gas natural por lo tanto ya no solo será el preferido en la generación de energía eléctrica, sino que va pos del diesel y otros productos derivados del petróleo en el segmento transporte.

El desafío de la industria está sin duda en concretar más infraestructura para ama-rrar las grandes reservas con los mercados demandantes a través de gasoductos, pero sobre todo más GNL, tornando al producto gas natural poco a poco en un commodity.

La presencia Latinoamericana en propues-tas y visiones fue muy limitada. Esto debido a que en vez de ser una región exportadora de GNL al planeta por el enorme potencial de recursos que se tiene en casi todos los países, cada vez importamos más GNL por falta de exploración e integración gasífera.

* Actual Socio Director de Gas Energy y

Drillinginfo

Agosto 2015 - Petroleum 307

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