visão atual da nacionalização dos recursos

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Janeiro/Fevereiro/Março 2012 | Ano 18 | Número 1
Enero/Febrero/Marzo 2012 | Año 18 | Número 1
R$ 8,50 | US$ 4.00
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INFORMACIÓN Y TECNOLOGÍA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA LATINA
VISÃO ATUAL DA
NACIONALIZAÇÃO DOS
RECURSOS NATURAIS
NA AMÉRICA LATINA
ACTUALIZACIÓN SOBRE
LA NACIONALIZACIÓN
DE LOS RECURSOS DE
AMÉRICA LATINA
TRINIDAD GUARDA MAIS
DE 3 BILHÕES DE BARRIS
EM MAR E TERRA
TRINIDAD GUARDA MÁS
DE 3 MIL MILLONES DE
BARRILES EN MAR Y TIERRA
MÉXICO COMEÇA NOVA
ERA DO SEU SETOR
PETROLÍFERO
MÉXICO INICIA NUEVA
ERA DE SU SECTOR
PETROLERO
A ENERGIA EÓLICA NA
ARGENTINA ESTÁ LONGE DE
SER UM NEGÓCIO RENTÁVEL
LA ENERGÍA EÓLICA EN
ARGENTINA ESTÁ LEJOS DE
SER UN NEGOCIO RENTABLE
Royalties | Mexico | Trinidad | Eólicas | Europa | SMS | Rio +20 | ANP | Petrobrás | Argentina
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Enero/Febrero/Marzo 2012
Año 18 . Número 1
Janeiro/Fevereiro/Março 2012
Ano 18 . Número 1
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Diretoria Comercial Directoría Comercial
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SUMÁRIO SUMARIO
Editorias Locais Editorias Locales
América Central | Argentina | Bolivia | Brasil | Colombia | Ecuador |
Perú | Trinidad & Tobago/Caribe | Venezuela
DESTAQUE
Gestão Administrativa e Financeira
Gestión Administrativa y Financiera
3
Nova diretora da ANP toma posse
em meio a problema com vazamento
Gestão de Assinaturas e Circulação
Gestión de Suscripciones y Circulación
4
A nova força da Petrobras
Paulo Henrique Macedo | [email protected]
Rui Santos | [email protected]
Envio de Artigos Técnicos Envio de Articulos Tecnicos
PANORÂMICA
10
Qualquer trabalho técnico ou correspondência para esta revista
devem ser enviados para o email [email protected].
Cualquier trabajo tecnico o correspondencia para esta revista
deben ser enviados para el email [email protected].
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Classificados (Impresso & Online)
Classificado (Impresso y Online)
Visão Atual do Nacionalismo de
Recursos Naturais na América Latina
DESTINO REGIONAL
20
Trinidad guarda mais de 3 bilhões
de barris em mar e terra
ENERGIA ALTERNATIVA
28
A energia eólica na Argentina está
longe de ser um negócio rentável
MEIO AMBIENTE
32
Rio +20
36
México começa nova era do seu
setor petrolífero
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
OFFSHORE
44
Europa reforça regulação
de SMS nas atividades
petrolíferas
SEÇÕES
DESTAQUE
Nueva directora de la ANP asume el cargo en 3
medio de un problema de fuga de petróleo
La nueva fuerza de Petrobrás
7
PANORÁMICA
Actualización sobre la nacionalización de
los Recursos de América Latina
16
DESTINO REGIONAL
Trinidad guarda más de 3 mil millones de
barriles en mar y tierra
24
ENERGÍA ALTERNATIVA
La energía eólica en Argentina está lejos de
ser un negocio rentable
30
MEDIO AMBIENTE
Rio +20
34
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
México inicia nueva era de su
sector petrolero
40
OFFSHORE
Europa refuerza la regulación
de SMS en las actividades
petroleras
45
SECCIONES
42
CURTAS
CORTAS
43
44
AGENDA
AGENDA
44
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Glossário de Unidades Glosario de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
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MWh = megawatt hora
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74112 Tulsa, OK
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A fotografia das páginas 24
e 25 da Seção MERCADO,
na edição 1704 da OGJLA é
de autoria de Celso Rebelo
Avila.
La fotografía en las páginas
24 y 25 de la Sección
MERCADO en la edición de
1704 es de autoría de OGJLA
Rebelo Celso Avila.
Outubro/Novembro/Dezembro 2011 | Ano 17 | Número 4
Octubre/Noviembre/Diciembre 2011 | Año 17 | Número 4
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A AMÉRICA LATINA
ESTÁ PREPARADA PARA
TEMPOS DIFÍCEIS?
¿AMÉRICA LATINA
ESTÁ PREPARADA PARA
TIEMPOS DIFÍCILES?
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importante publicação internacional da indústria do petróleo.
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O DILEMA ENTRE NTERVENCIONISMO
E INVESTIMENTO
PERU DISCUTE
IMPACTO DE CAMISEA
NA SUA ECONOMIA
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EM CAMPOS PRODUTORES
ARGENTINA, BOLIVIA Y
VENEZUELA: EL DILEMA DE LA
INTERVENCIÓN Y LA INVERSIÓN
PERU DISCUTE
IMPACTO DE CAMISEA
EN SU ECONOMÍA
PROYECTO VARREDURA DE
PETROBRAS RE-EXPLORA
CAMPOS PRODUCTORES
BG | Sinopec | Pré-Sal | Chevron | Frade | INGEPET | Brazil Onshore | Naval Offshore | OGX “first oil” | Eólicas | Smartgrids
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REALIZAÇÃO / REALIZACIÓN
DESTAQUE
Nueva directora de la ANP
asume el cargo en medio de un
problema de fuga de petróleo
Magda Chambriard, a nova diretora geral a Agência Nacional
do Petróleo, Gás, Biocombustíveis (ANP), tomou posse em
março em meio ao confuso vazamento de óleo da Chevron no
Campo de Frade, na Bacia de Santos. A ANP pretende autuar
a empresa e o Ministério Público proibiu os executivos da
Chevron e Transocean (empresa que opera os equipamentos)
a saírem do Brasil. Em defesa de sua empresa, o representante
da Chevron, Kurt Glaubitz, disse ao Reuters que “ a empresa
continua a fazer progressos significativos na contenção de
qualquer óleo residual”.
Magda Chambriard, la nueva directora general de la Agencia
Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP), asumió el
cargo en marzo en medio al confuso escape de petróleo de la
Chevron en el Campo de Frade, en la Cuenca de Santos. La ANP
pretende multar a la empresa y el Ministerio Público prohibió a
los ejecutivos de Chevron y Transocean (empresa que opera
los equipos) que salgan de Brasil. En defensa de su empresa,
el representante de Chevron, Kurt Glaubitz, dijo a Reuters
que “la empresa sigue haciendo progresos significativos en la
contención de cualquier residuo de petróleo”.
Durante a posse, a diretora-geral da ANP ressaltou a
preocupação com a preservação do meio ambiente e garantiu
que as atenções da Agência estão voltadas para o vazamento
ocorrido recentemente no campo de Frade. Segundo ela, “a
ANP está investigando a situação e os riscos associados ao
acidente e adotando as medidas para o controle das condições
que geram os vazamentos.”
Durante la toma de pose, la directora-general de la ANP
resaltó la preocupación con la preservación del medio ambiente
y aseguró que las atenciones de la Agencia están volcadas hacia
el escape que ocurrió recientemente en el campo de Frade.
Según ella, “la ANP está investigando la situación y los riesgos
asociados al accidente y adoptando las medidas para el control
de las condiciones que generan las filtraciones.”
Magda destacou ainda que: “quando iniciei minha carreira
como engenheira de produção da Petrobras, o Brasil produzia
187 M/b/dia de petróleo. Hoje, a companhia é uma das maiores
do mundo e, com as descobertas do pré-sal é possível dizer
que as reservas provadas brasileiras poderão saltar dos atuais
15 bilhões para 30 bilhões de barris em um futuro próximo”,
afirmou.
Magda aún destacó que: “cuando inicié mi carrera como
ingeniera de producción de Petrobrás, Brasil producía 187 M/b/
día de petróleo. Hoy, la compañía es una de las mayores del
mundo y, con los hallazgos del pre-sal es posible decir que
las reservas probadas brasileñas podrán saltar de los actuales
15 mil millones para 30 mil millones de barriles en un futuro
próximo”, afirmó.
Já a presidente Dilma Rousseff, presente na cerimônia,
parabenizou a ANP “ pelo trabalho, tanto na garantia da
qualidade dos combustíveis, quanto na área de E& P e de
petróleo e gás natural. As exigências da Agência devem ser
cumpridas. As empresas que aqui atuam devem saber que
os protocolos de segurança da ANP estão aí para serem
cumpridos. Não há exceção”, afirmou.
Ya la presidente Dilma Rousseff, presente en la ceremonia,
felicitó a la ANP “por el trabajo, tanto en el aseguramiento de
la calidad de los combustibles, cuanto en el área de E&P y de
petróleo y gas natural. Las exigencias de la Agencia deben ser
cumplidas. Las empresas que aquí actuan deben saber que los
protocolos de seguridad de la ANP están para ser cumplidos.
No hay excepción”, afirmó.
Foto: ANP
Nova diretora da ANP
toma posse em meio a
problema com vazamento
DESTAQUE
A nova força da Petrobras
Em cerimônia prestigiada pelas principais lideranças
políticas e empresariais do País, Graça Foster discursou
lembrando que entrou na empresa em 1978, como estagiária, e
que percorreu uma longa caminhada até chegar aonde chegou.
A nova presidente relacionou seu crescimento profissional com
o crescimento de sua família, que estava presente e se orgulhou
em dizer que é a primeira mulher a comandar uma empresa de
petróleo do porte da Petrobras. Em seguida, falou um pouco
da política da empresa: “Temos que conjugar, na base da nossa
empresa, competitividade, rentabilidade e responsabilidade
social. E teremos investimentos de US$224,7 bilhões até 2020”,
informou.
Foster afirmou que possui “gratidão e fidelidade
incondicional” à presidente Dilma Rousseff. Emocionada, a
executiva também lembrou o nome do ex-presidente Luiz
Inácio Lula da Silva no final do seu primeiro discurso oficial
como principal executiva da estatal. A nova presidente fez
questão de agradecer a todos aqueles que estiveram ao lado
dela em 30 anos de companhia, além de lembrar da passagem
do ex-presidente José Sergio Gabrielli no cargo.
A presidente Dilma Rousseff se disse emocionada com o fato
de Graça ser mais uma mulher em seu governo a atingir posto
de relevância no Brasil. “Na condição da primeira presidente
eleita do país, venho aqui para prestigiar a primeira presidente
da maior empresa brasileira”, disse Dilma, que reforçou que a
indicação de Graça foi por “absoluto merecimento”.
Dilma Rousseff defendeu mais uma vez a preferência
da Petrobras por empresas nacionais nas compras de
equipamentos e contratação de serviços: “Todos os
investimentos [da Petrobras] estarão orientados pelo
compromisso de fortalecer a cadeia produtiva do país e de
estimular o desenvolvimento tecnológico do setor no Brasil.
Não abriremos mão de nossa decisão de garantir percentuais
de conteúdo local nas compras da Petrobras”, assegurou
a presidente. “Por sete anos acompanhei os negócios da
Petrobras como presidente do Conselho de Administração e
digo que, se a Petrobras é possível, o Brasil é possível. É uma
empresa que sempre foi muito grande, mas se agigantou nas
últimas duas décadas, sendo que, nos últimos dez anos, teve
seu lucro multiplicado por quatro. Seu crescimento coincide
com o crescimento do Brasil e com a recuperação da autoestima do nosso povo”, disse.
Em entrevista à TV Globo, principal emissora do País, dois
dias depois de sua posse, a nova presidente da Petrobras
pediu paciência aos investidores da estatal no que se refere ao
lucro e ao valor das ações da estatal (ultimamente em queda),
e disse que a segurança para evitar vazamento dos poços de
4
petróleo é prioridade. Nos últimos meses, o vazamento de
óleo da empresa Chevron e da própria Petrobras, no pré-sal,
acenderam o sinal de alerta sobre a segurança das operações
no país. Sobre isso, Graça afirmou: “Um gerente na plataforma
não precisa telefonar para pedir autorização em lugar nenhum
parar uma sonda, ele tem que parar. Ele tem autorização,
ele tem o dever de, na dúvida, parar. Segurança é prioridade
número um! Capaz de interferir em qualquer plano de metas.”
Uma das explicações para a queda nos lucros foi o aumento
da importação de gasolina a preços elevados e que não estão
sendo repassados para o consumidor brasileiro para impedir
um avanço da inflação: “Nós precisamos repassar sim, mas
numa condição de longo prazo. Imagina num mercado que
cresce, você começa a aumentar, a aumentar os preços, você
não sabe que tamanho este mercado fica, então precisamos
olhar isso com muita cautela.” Graça Foster garante que essa
política de preços vai ser mantida.
Outra das prioridades é o investimento em etanol: uma
estratégia para aumentar a oferta no mercado interno e
diminuir a dependência da gasolina importada: “Se o etanol
volta, você tem etanol, tem a gasolina a 25%, e essa pressão
para importação, ela desaparece ou minimiza. Nosso mercado,
somos o 3º em participação. Nós vamos ser o primeiro em
etanol. E vamos, a nossa participação será de 12%.”
Em entrevista exclusiva à OGJLA, na edição Jul/Ago/
Set de 2011, ainda como Diretora de Gás e Energia, Graça
Foster demonstrou renovado entusiasmo ao falar das boas
expectativas quanto à produção no pré-sal. Ao detalhar a
aplicação dos investimentos de US$ 13,2 bilhões, previstos para
o período entre 2011 e 2015 em gás e energia, Foster ressaltou
ter como objetivo obter o “resultado econômico máximo com
o mínimo de investimento possível”. Demonstrando completa
integração com as outras áreas da empresa, Graça comemorou:
“Temos obtido, no pré-sal, resultados cada vez melhores”.
A respeito dos baixos preços ofertados nos leilões federais
de energia elétrica (renovável e térmicas a gás), chegou-se a
comentar que algumas estatais estariam se contentando com
preços e taxas de retorno mais baixos que o razoável, por
terem respaldo governamental. Graça assegurou que, quanto
à Petrobras, certamente não: “Para nós, energia de qualquer
tipo tem que dar retorno adequado. Nós temos PCHs, temos
eólicas, temos térmicas a gás, a óleo.Mas todas têm que dar
resultado positivo porque objetivamente nós vamos fazer. Você
pode contar com aquela energia naquele dia, naquela hora, que
nós vamos entregar. Então eu não tenho como baixar taxa de
retorno para poder viabilizar um VPL positivo porque isso é
artificial. Não há milagre neste negócio.”
PERFIL: Quem é Graça Foster?
Foto: Agência Petrobras
A primeira mulher a alcançar a presidência da Petrobras tem um estilo
gerencial bem parecido com o da presidente Dilma Rousseff. Exigente e
determinada, Maria das Graças Silva Foster costuma ser dura com quem
não atende suas demandas.
Com fama de brava, Graça Foster, como é chamada, desperta
admiração daqueles que trabalham diretamente com ela por seus
conhecimentos técnicos e firmeza nas cobranças que faz e também por
sua garra e superação diante das dificuldades vividas na infância.
Mineira de Caratinga, formada pela Universidade Federal Fluminense,
Graça Foster começou como estagiária na Petrobras aos 24 anos, no
centro de pesquisas da empresa - o CENPES, trabalhando nas áreas
de perfuração e produção. Ao longo de sua carreira na empresa, além
do conhecimento técnico, desenvolveu também uma vocação natural
de liderança que logo a projetou como organizadora de áreas ou
subsidiárias em fase de grandes desafios. Assim, participou ativamente
da viabilização e construção do Gasoduto Bolivia-Brasil e chegou
a presidente da TBG. Entre 2003 e 2006, foi convidada pela então
Ministra de Minas e Energia, Dilma Rousseff para organizar a Secretaria
de Petróleo e Gás. Presidiu também a Petroquisa e a Petrobras
Distribuidora, e está à frente da área de Gás e Energia da Petrobras
desde setembro de 2007, onde reverteu o resultado de prejuízo deste
setor na empresa à época, para um resultado positivo de R$1.2 bilhão
no primeiro semestre de 2011.
Além de uma pequena bandeira do Botafogo, seu time, Graça exibe
imagens de outras paixões em sua sala na sede da Petrobras. Sobre
a mesa, fotos da neta de 16 anos e do casal de filhos - um estudante
de jornalismo e uma médica. Graça Foster gosta de caminhar e ir à
missa todos os domingos. Apesar de ser católica, preserva em sua sala
algumas imagens de orixás, que lhe foram dadas de presente. Com uma
carga de trabalho que ultrapassa diariamente 12 horas - ela chega todos
os dias às 7h30 na Petrobras - Graça Foster demonstra paixão pelo
trabalho. Costuma exibir com orgulho o livro de capa dura que mostra
alguns trechos dos gasodutos construídos sob sua gestão - foram mais
de 5 mil quilômetros em cinco anos.
Maria das Graças Silva Foster (Graça Foster) assumiu a
presidência da Petrobras, em 13 de fevereiro último, em substituição
a José Sergio Gabrielli, que deixou a estatal para seguir carreira
política na Bahia.
Assessores, funcionários e executivos que
trabalham com Graça são unânimes em destacar
o que consideram a sua principal marca: o
perfeccionismo. Costuma visitar os projetos que
dirige, para ver o andamento das obras, como fez nos
cinco últimos anos à frente da grande expansão da
malha de gasodutos da Petrobras.
Uma das 50 mulheres em ascensão no mundo dos
negócios segundo o jornal inglês Financial Times,
Graça Foster tem apoio de Dilma desde 2003, quando
foi indicada para ocupar a secretaria de Petróleo e Gás
do Ministério de Minas e Energia, que era comandado
na ocasião pela atual presidente.
BALANÇO
A importância da Petrobras
A Petrobras estima que o aumento da produção de petróleo
no Brasil em 2012 será de 336 mil barris por dia, disse na mesma
semana o diretor financeiro Almir Barbassa, em teleconferência
para analistas. O volume é inferior aos 480 mil barris por dia
inicialmente previstos pela estatal, redução de 30% em relação
à produção diária em 2011. Um dos principais motivos para a
queda é o atraso na entrega da P-55, pelo estaleiro Atlântico
Sul (RS). A plataforma começou a ser transportada (do estaleiro)
para o Rio somente no início do ano e deve entrar em operação
em 2013. Segundo Barbassa, a paralisação não programada
de várias plataformas ao longo de 2011 também provocou uma
perda média diária de 67 mil barris diários de petróleo. No ano
passado, a produção de petróleo da Petrobras no Brasil ficou
3,7% abaixo da meta.
Até 2016, mais da metade de todo o dinheiro aplicado em
infra-estrutura no Brasil virá de empreendimentos ligados
a petróleo, gás e combustíveis. O restante será dividido
entre projetos de energia elétrica e áreas como transportes,
saneamento básico e obras para a Copa do Mundo e para a
Olimpíada. Os dados fazem parte de um levantamento feito
com base em pesquisa da Associação Brasileira de Tecnologia
para Equipamentos e Manutenção (Sobratema), que detectou
9.365 obras de infraestrutura no País. A maioria dos projetos na
área de combustíveis sairá dos cofres da Petrobras. O plano de
negócios da estatal, aprovado no ano passado, soma US$ 224
bilhões até 2015. Entre 2006 e 2009, a infraestrutura recebeu
2,1% do PIB - ainda abaixo dos 3% necessários para melhorar
os serviços do País. Para conseguir alcançar o padrão de países
industrializados do Leste Asiático, a taxa de investimento teria
de saltar para 5% ou 7% do PIB.
Janeiro/Feveiro/Março • Enero/Febrero/Marzo 2012
5
DIRETORIA
Novos diretores
O engenheiro civil José Alcides Santoro Martins é o novo
Diretor de Gás e Energia da Petrobras, no lugar de Maria das
Graças Foster, que foi eleita presidente da companhia. Martins
é formado pela USP, pós-graduado em Geotecnia pela PUCRio e pós-graduado em Planejamento de Sistemas Energéticos
pela Unicamp. Em seu discurso, Santoro falou sobre o trabalho
realizado ao lado da atual presidente da empresa. “Quando fui
trabalhar no Cenpes conheci uma engenheira de perfuração,
especialista em cimentação, com uma capacidade de trabalho
que eu nunca vi igual. Era a nossa hoje presidente, Maria das
Graças Silva Foster”.
Na mesma data, José Miranda Formigli Filho, que comandava
a gerência executiva do Presal, foi empossado como novo
diretor de Exploração e Produção, em substituição a Guilherme
de Oliveira Estrella. Segundo o novo diretor de E&P, é preciso
atenção redobrada com a previsibilidade de resultados de
curto prazo. “A Petrobras tem um futuro brilhante, como
poucas empresas de petróleo no mundo podem almejar ter.
Seja pelo acesso a reservas ou pelo mercado brasileiro, que eu
considero uma das maiores vantagens que temos”, destacou
Formigli.
Ao lembrar a trajetória profissional do novo diretor de Gás e
Energia, a presidente da Petrobras citou as qualidades que uma
equipe precisa ter para ser vitoriosa: “É necessário pessoas
competentes e leais, o Alcides tem essas duas qualidades.”
Maria das Graças Silva Foster conheceu Formigli quando
trabalhava no Centro de Pesquisas (Cenpes) com Engenharia
de Poço. “Nos sentíamos muito incentivados com o Formigli,
pela competência e pela seriedade com que realizava seu
trabalho. Desejo sorte, coragem, ousadia, criatividade e muito
trabalho aos novos diretores”, afirmou.
Carreiras
José Alcides Santoro é engenheiro de petróleo, formado no
Curso de Engenharia de Petróleo pela Petrobras (1980-1981),
pós-graduado em Geotecnia pela PUC-Rio e em Planejamento
de Sistemas Energéticos pela Unicamp. O novo diretor de Gás e
Energia anteriormente ocupava o cargo de gerente executivo de
Operações e Participações em Energia, sendo o responsável pela
gestão de todo o parque gerador do Gás e Energia, coordenando
as atividades relacionadas com a operação das termelétricas,
negócios de energia e participações da Petrobras em empresas
coligadas e controladas da área de Energia.
Nova diretoria
Além disso, foi aprovada a criação de uma nova diretoria,
para a qual será indicado um diretor Corporativo e de Serviços,
que ficará responsável pelas áreas de Organização, Gestão e
Governança; Recursos Humanos; Segurança, Meio Ambiente,
Eficiência Energética e Saúde; e Serviços Compartilhados.
Essa proposta, de acordo com a Petrobras, é resultado de
análises referentes aos desafios de gestão a serem enfrentados
pela companhia, com significativo incremento no número de
empregados e necessidade de maior supervisão em função do
grande volume de investimentos.
Novos gerentes na E&P
O engenheiro de petróleo Richard Olm deixou o cargo de
gerente executivo de Logística e Participação em Gás Natural
da área de Gás & Energia e assumiu a Gerência Executiva do
E&P Projetos de Desenvolvimento da Produção (E&P-PDP).
O engenheiro eletrônico Tuerte Amaral Rolim, que respondia
pelo E&P-PDP, assumiu a Gerência Executiva do E&P-Presal.
As demais mudanças foram trocas de posições nas gerências
executivas. O engenheiro eletrônico José Antônio de Figueiredo,
que respondia pela gerência executiva do E&P Sul/Sudeste
(E&P-SSE) assume a Gerência Executiva do E&P Serviços (E&PSERV) no lugar do engenheiro mecânico Erardo Gomes Barbosa
Filho, que passou a ocupar a Gerência Executiva do E&P-SSE
no lugar de Figueiredo. Os demais gerentes executivos do E&P
permanecem nos cargos que ocuparam até agora.
Fotos: Agência Petrobras
José Formigli é engenheiro civil, formado pelo Instituto Militar
de Engenharia em 1982, com especialização em Engenharia de
Petróleo na Petrobras, onde foi admitido em 1983. Trabalhou
em várias atividades relacionadas à completação de poços e
engenharia submarina. De maio de 2008 a fevereiro de 2012,
Formigli atuou como gerente executivo do Pré-Sal na área
de Exploração e Produção, dedicado ao planejamento e à
implantação dos projetos de desenvolvimento da produção das
descobertas do Pólo Pré-sal da Bacia de Santos.
José Alcides Santoro Martins
Diretoria de Gás e Energia
6
José Miranda Formigli Filho
Diretoria de Exploração e Produção
José Eduardo Dutra
Diretoria Corporativa e Serviço
DESTAQUE
La nueva fuerza de Petrobrás
En la ceremonia prestigiada por los principales líderes
políticos y empresariales del País, Graça Foster discursó
recordando que ingresó en la compañía en 1978, como pasante,
y que recurrió un largo camino hasta llegar adonde llegó. La
nueva presidente relacionó su crecimiento profesional con el
crecimiento de su familia, que estaba presente y se enorgulleció
al decir que es la primera mujer en comandar una empresa de
petróleo del porte de Petrobrás. Enseguida, habló un poco de
la política de la empresa: “Tenemos que combinar, en la base de
nuestra empresa, competitividad, rentabilidad y responsabilidad
social. Y tendremos inversiones de US$224,7 mil millones hasta
2020”, informó.
Foster afirmó que posee “gratitud y fidelidad incondicional” a
la presidente Dilma Rousseff. Emocionada, la ejecutiva también
recordó el nombre del ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva al
final de su primer discurso oficial como principal ejecutiva de la
estatal. La nueva presidente hizo cuestión de agradecer a todos
aquellos que estuvieron a su lado en 30 años de compañía,
además de recordar del pasaje del ex-presidente José Sergio
Gabrielli en el cargo.
La presidente Dilma Rousseff se emocionó con el hecho de
que Graça sea una mujer más en su gobierno que consigue
un puesto de relevancia en Brasil. “En la condición de primera
presidente elegida del país, vengo aquí para prestigiar a la
primera presidente de la mayor empresa brasileña”, dijo Dilma,
que reforzó que la indicación de Graça fue por “absoluto
merecimiento”.
Dilma Rousseff defendió una vez más la preferencia de
Petrobrás por empresas nacionales en la compra de equipos y
contratación de servicios: “Todas las inversiones [de Petrobrás]
estarán orientadas por el compromiso de fortalecer la cadena
productiva del país y de estimular el desarrollo tecnológico
del sector en Brasil. No volveremos atrás de nuestra decisión
de asegurar porcentajes de contenido local en las compras de
Petrobrás”, aseguró la presidente. “Por siete años acompañé
los negocios de Petrobrás como presidente del Consejo de
Administración y digo que, si a Petrobrás le es posible, a Brasil le
es posible. Es una empresa que siempre fue muy grande, pero se
agigantó en las dos últimas décadas, siendo que, en los últimos
diez años, tuvo su lucro multiplicado por cuatro. Su crecimiento
coincide con el crecimiento de Brasil y con la recuperación de la
autoestima de nuestro pueblo”, dijo.
En una entrevista con TV Globo, principal estación del País,
dos días después de su toma de posesión, la nueva presidente
de Petrobrás pidió paciencia a los inversores de la estatal en
lo que se refiere a la rentabilidad y al lucro de las acciones de
la estatal (últimamente en caída), y dijo que la seguridad para
evitar fugas de los pozos de petróleo es prioridad. En los
últimos meses, las fugas de petróleo de la empresa Chevron y
de la propia Petrobrás, en el presal, provocaron una señal de
alerta sobre la seguridad de las operaciones en el país. Sobre
eso, Graça afirmó: “Un gerente en la plataforma no necesita
telefonear a ningún lugar para pedir autorización para parar una
sonda, él tiene que parar. Él tiene autorización, él tiene el deber
de, en caso de duda, parar. ¡Seguridad es prioridad número uno!
Capaz de interferir en cualquier plan de metas.”
Una de las explicaciones para la disminución de los lucros
fue el aumento de la importación de gasolina a precios elevados
y que no están siendo repasados al consumidor brasileño para
impedir un avance de la inflación: “Nosotros tenemos que
repasar sí, pero en una condición a largo plazo. Imagínese en un
mercado que crece, usted empieza a aumentar, a aumentar los
precios, usted no sabe de que tamaño este mercado quedará,
entonces necesitamos mirar eso con mucha cautela.” Graça
Foster asegura que esa política de precios se mantendrá.
Otra de las prioridades es la inversión en etanol: una estrategia
para aumentar la oferta en el mercado interno y disminuir la
dependencia de la gasolina importada: “Si el etanol vuelve,
usted tiene etanol, tiene la gasolina a un 25%, y esa presión para
la importación, o desaparece o se minimiza. Nuestro mercado,
somos el 3º en participación. Nosotros vamos a ser el primero
en etanol. Y vamos, nuestra participación será del 12%.”
En una entrevista exclusiva con OGJLA, en la edición de jul./
ago./sep. 2011, aún como Directora de Gas y Energía, Graça
Foster mostró un renovado entusiasmo al hablar de las buenas
expectativas en lo que se refiere a la producción del presal. Al
detallar la aplicación de las inversiones de US$ 13,2 mil millones,
planificados para el período entre 2011 y 2015 en gas y energía,
Foster resaltó tener como objetivo obtener un “resultado
económico máximo con lo mínimo posible de inversión”.
Demostrando una completa integración con las otras áreas
de la empresa, Graça festejó: “Hemos obtenido, en el presal,
resultados cada vez mejores”.
En cuanto a los bajos precios ofertados en las subastas
federales de energía eléctrica (renovables y térmicas a gas), se
llegó a comentar que algunas estatales estarían contentándose
con precios y tasas de retorno más bajos que lo razonable,
por tener el respaldo gubernamental. Graça aseguró que, en
relación a Petrobrás, seguramente no: “Para nosotros, energía
de cualquier tipo tiene que dar un retorno adecuado. Nosotros
tenemos PCHs (pequeñas centrales hidroeléctricas), tenemos
eólicas, tenemos térmicas a gas, a petróleo. Pero todas tienen
que dar resultado positivo porque objetivamente nosotros
vamos a hacer. Usted puede contar con aquella energía aquel
día, aquella hora, que nosotros vamos a entregar. Entonces yo
no tengo como bajar la tasa de retorno para poder viabilizar un
VPL positivo porque eso es artificial. No hay milagro en este
negocio.”
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PERFIL: ¿Quién es Graça Foster?
La primera mujer en llegar a la presidencia de Petrobrás tiene
un estilo de gestión muy parecido al de la presidente Dilma
Rousseff. Exigente y determinada, Maria das Graças Silva Foster
suele ser dura con quien no atiende sus demandas.
Con fama de brava/fiera, Graça Foster, como es llamada,
despierta la admiración de aquellos que trabajan directamente
con ella por sus conocimientos técnicos y firmeza en la toma de
decisiones y también por su determinación y superación ante
las dificultades vividas en su infancia.
De la provincia de Minas Gerais, de la cuidad de Caratinga,
graduada por la Universidad Federal Fluminense, Graça Foster
empezó como pasante en Petrobrás a los 24 años, en el centro
de pesquisas de la empresa - CENPES, trabajando en las áreas de
perforación y producción. A lo largo de su carrera en la empresa,
además del conocimiento técnico, desarrolló también un talento
natural de liderazgo que pronto la proyectó como organizadora
de áreas o filiales sometidas a grandes desafíos. Así, participó
activamente en la viabilidad y construcción del Gasoducto
Bolivia-Brasil y llegó a ser presidente de TBG. Entre 2003 y 2006,
fue invitada por la entonces Ministra de Minas y Energía, Dilma
Rousseff para organizar el Departamento de Petróleo y Gas.
Presidió también Petroquisa y Petrobrás Distribuidora, y está al
frente del área de Gas y Energía de Petrobrás desde septiembre
de 2007, donde revirtió el resultado de perjuicio de este sector
en la empresa en ese entonces, hacia un resultado positivo de
R$1.2 mil millones en el primer semestre de 2011.
Aparte de una pequeña bandera de Botafogo, su equipo,
Graça muestra imágenes de otras pasiones en su sala en la
sede de Petrobrás. Sobre la mesa, fotos de la nieta de 16 años
y de la pareja de hijos - un estudiante de periodismo y una
médica. A Graça Foster le gusta caminar e ir a la misa todos los
domingos. A pesar de ser católica, conserva en su sala algunas
imágenes de orixás (deidades africanas), que le fueron dadas
de regalo. Con una carga de trabajo que supera las 12 horas
diarias - ella llega todos los días a las 7h30 a Petrobrás - Graça
Foster demuestra pasión por el trabajo. Suele mostrar con
orgullo el libro de tapa dura que contiene algunas partes de los
gasoductos construidos bajo su gestión - fueron más de 5 mil
kilómetros en cinco años.
Consejeros, empleados y ejecutivos que trabajan con Graça
son unánimes en destacar lo que consideran su principal marca:
el perfeccionismo. Suele visitar los proyectos que dirige, para
ver como andan las obras, como hizo en los cinco últimos
años al frente de la gran expansión de la red de gasoductos de
Petrobrás.
Una de las 50 mujeres en destaque creciente en el mundo
de los negocios según el diario inglés Financial Times, Graça
Foster tiene apoyo de Dilma desde 2003, cuando fue indicada
para ocupar el Departamento de Petróleo y Gas del Ministerio
de Minas y Energía, que era comandado en esa ocasión por la
actual presidente.
La nueva presidente de Petrobrás, Graça Foster, declaró a
la prensa nacional, poco después de la ceremonia de su toma
de posesión, que el foco de su administración será reforzar la
gestión, con plazo, metas y evaluación de desempeño. “Mi perfil
es de gestión, ejecución”, dijo en su primera entrevista después
de asumir el cargo. Foster dijo que muchas empresas están
interesadas en los activos de Petrobrás puestos en venta. Ella
citó como ejemplo la venta de una parte de Gas Brasiliana a
Cemig. “Todas las empresas están interesadas en asociarse a
Petrobrás.” Al contrario de las especulaciones antes de su toma
de posesión, la nueva presidente de Petrobrás dijo que no es de
cambiar mucho su equipo.
BALANCE
La importancia de Petrobrás
Durante entrevista colectiva sobre los resultados financieros
y operacionales de Petrobrás, un día antes de dejar la
presidencia de la empresa, José Sergio Gabrielli, destacó el
crecimiento del 33% de la producción en los últimos diez años
de la empresa, además de otros hitos en las demás áreas de
actuación de la compañía.
Petrobrás estima que el aumento de la producción de
petróleo en Brasil en 2012 será de 336 mil barriles por día,
dijo en la misma semana el director financiero Almir Barbassa,
en teleconferencia para analistas. El volumen es inferior a
los 480 mil barriles por día inicialmente propuestos por la
estatal, reducción del 30% en relación a la producción diaria
en 2011. Uno de los principales motivos para la caída es el
retraso en la entrega de P-55, por el astillero “Atlântico Sul”
(RS). La plataforma comenzó a ser transportada (del astillero)
para Rio de Janeiro solamente al inicio del año y debe entrar
en operación en 2013. Según Barbassa, la paralización no
programada de varias plataformas a lo largo de 2011 también
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provocó un promedio de pérdida diaria de 67 mil barriles
diarios de petróleo. El año pasado, la producción de petróleo
de Petrobrás en Brasil quedó un 3,7% por debajo de la meta.
Hasta 2016, más de la mitad de todo el dinero invertido
en infraestructura en Brasil vendrá de proyectos relacionados
con petróleo, gas y combustibles. El restante será dividido
entre proyectos de energía eléctrica y áreas como transportes,
saneamiento y obras para la Copa del Mundo y para los
Juegos Olímpicos. Los datos son parte de un estudio basado
en una encuesta de la Asociación Brasileña de Tecnología
para Equipos y Mantenimiento (Sobratema), que detectó
9.365 obras de infraestructura en el País. La mayoría de los
proyectos en esta área de combustibles saldrá de la caja fuerte
de Petrobrás. El plan de negocios de la estatal, aprobado el
año pasado, suma US$ 224 mil millones hasta 2015. Entre
2006 y 2009, la infraestructura recibió el 2,1% del PIB – todavía
por debajo de los 3% necesarios para mejorar los servicios del
País. Para alcanzar el nivel de los países industrializados del
Este Asiático, la tasa de inversión tendría que saltar para el 5%
o el 7% del PIB.
CONSEJO
El ingeniero civil José Alcides Santoro Martins es el nuevo
Director de Gas y Energía de Petrobrás, en lugar de Maria das
Graças Foster, que fue elegida presidente de la compañía.
Martins es graduado por la USP, postgraduado en Geotecnia
por la PUC-Rio y postgraduado en Planeamiento de Sistemas
Energéticos por la Unicamp. En su discurso, Santoro habló
sobre el trabajo realizado al lado de la actual presidente de
la empresa. “Cuando fui a trabajar en CENPES conocí a una
ingeniera de perforación, especialista en cemento, con una
capacidad de trabajo que yo nunca he visto igual. Era nuestra
hoy presidente, Maria das Graças Silva Foster”.
En la misma fecha, José Miranda Formigli Filho, que
comandaba la gerencia ejecutiva del Presal, fue juramentado
como nuevo director de Exploración y Producción, en sustitución
de Guilherme de Oliveira Estrella. Según el nuevo director de
E&P, se necesita atención en doble con la previsibilidad de
resultados de corto plazo. “Petrobrás tiene un futuro brillante,
como pocas empresas de petróleo en el mundo pueden aspirar
tener. Sea por el acceso a reservas o por el mercado brasileño,
que yo considero una de las mayores ventajas que tenemos”,
destacó Formigli.
Al recordar la trayectoria profesional del nuevo director de
Gas y Energía, la presidente de Petrobrás citó las cualidades que
un equipo necesita tener para ser victorioso: “Son necesarias
personas competentes y leales, Alcides tiene esas dos
cualidades.” Maria das Graças Silva Foster conoció a Formigli
cuando trabajaba en el Centro de Pesquisas (CENPES) con
Ingeniería de Pozos. “Nos sentíamos muy incentivados con
Formigli, por la competencia y por la seriedad con que realizaba
su trabajo. Le deseo suerte, coraje, osadía, creatividad y mucho
trabajo a los nuevos directores”, afirmó.
Carreras
José Formigli es ingeniero civil, graduado por el Instituto
Militar de Ingeniería en 1982, con especialización en Ingeniería
de Petróleo en Petrobrás, donde fue admitido en 1983. Trabajó
en varias actividades relacionadas a la terminación de pozos
e ingeniería submarina. De mayo de 2008 a febrero de 2012,
Formigli actuó como gerente ejecutivo del Presal en el área
de Exploración y Producción, dedicado a la planificación y
a la implementación de los proyectos de desarrollo de la
producción de las descubiertas del Polo Presal de la Cuenca
de Santos.
José Alcides Santoro es ingeniero de petróleo, graduado en
el Curso de Ingeniería de Petróleo por Petrobrás (1980-1981),
postgraduado en Geotecnia por la PUC-Rio y en Planificación
de Sistemas Energéticos por la Unicamp. El nuevo director
de Gas y Energía anteriormente ocupaba el cargo de gerente
ejecutivo de Operaciones y Participaciones en Energía, siendo
el responsable por la gestión de todo el parque generador
de Gas y Energía, coordinando las actividades relacionadas
con la operación de las termoeléctricas, negocios de energía
y participaciones de Petrobrás en empresas afiliadas y
controladas del área de Energía.
Nueva directiva
Además, fue aprobada la creación de una nueva directiva,
para la cual será indicado un director Corporativo y de Servicios,
que quedará responsable por las áreas de Organización,
Gestión y Gobernabilidad; Recursos Humanos; Seguridad,
Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud; y Servicios
Compartidos. Esa propuesta, de acuerdo con Petrobrás, es
resultado de los análisis relacionados a los desafíos de gestión
que se enfrenta la empresa, con aumento significativo del
número de empleados y necesidad de mayor supervisión en
función del grande volumen de inversiones.
Nuevos gerentes en la E&P
El ingeniero de petróleo Richard Olm dejó el cargo de
Gerente Ejecutivo de Logística y Participación en Gas Natural
del área de Gas & Energía y asumió la Gerencia Ejecutiva de
E&P Proyectos de Desarrollo de la Producción (E&P-PDP). El
ingeniero electrónico Tuerte Amaral Rolim, que respondía
por E&P-PDP, asumió la Gerencia Ejecutiva de E&P-Presal.
Los demás cambios fueron de posiciones en las gerencias
ejecutivas. El ingeniero electrónico José Antônio de Figueiredo,
que respondía por la Gerencia Ejecutiva de E&P Sur/Sudeste
(E&P-SSE) asume la Gerencia Ejecutiva de E&P Servicios (E&PSERV) en lugar del ingeniero mecánico Erardo Gomes Barbosa
Filho, que pasó a ocupar la Gerencia Ejecutiva de E&P-SSE en
lugar de Figueiredo. Los demás gerentes ejecutivos de E&P
permanecen en los cargos que ocuparon hasta ahora.
Fotos: Agência Petrobras
Nuevos directores
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PANORÂMICA
Visão Atual do
Nacionalismo de Recursos
Naturais na América Latina*
* Este artigo baseia-se em parte num outro publicado por Elisabeth Eljuri e Carlos
Maduro em janeiro de 2009 em Who’s Who Legal.
** Elisabeth Eljuri é chefe do escritório de Petróleo e Gás em Caracas da Norton Rose
e Verónica Clamens faz parte do Oil and Gas Practice Group desse mesmo escritório.
Elas podem ser encontradas em [email protected] e veronica.clamen@
nortonrose.com
Durante os últimos anos, observou-se um aumento
significativo nos preços das commodities, mas foi no ano
de 2008, mais especificamente, que os preços do petróleo bateram o recorde histórico de US$147. Tal aumento
ocorreu como resultado de vários fatores, tais como o
aumento na demanda das economias em expansão do
BRIC, preocupações com a oferta de petróleo, a falta de
estabilidade em vários países produtores de petróleo e a
queda do dólar, dentre outros.
de concessões; e (v) corte na produção visando o cumprimento dos objetivos políticos ou compromissos internacionais do governo anfitrião.
Desde então, os governos do mundo todo tomaram
diferentes medidas em resposta aos aumentos de preço.
A América Latina não foi exceção.
Do ponto de vista legal, é interessante observar como
os governos – especialmente na América Latina – adotaram abordagens bastante diferentes e, em alguns casos,
contraditórias para o mesmo fenômeno.
Muitos desses governos, devido ao aumento nos preços do petróleo e a suas ideologias e políticas específicas, se viram diante da tentação de se beneficiarem
dessa situação inesperada, apesar, em muitos casos, dos
direitos prévios dos investidores. Nesse contexto, em
termos bem gerais, pode-se dizer que os países produtores de petróleo têm normalmente tomado medidas legais
ou medidas de fato para aumentar a receita do governo;
se essas medidas são lícitas ou não, em cada caso, já é
uma questão totalmente diferente. Por exemplo, foram
tomadas medidas legais para: (i) aumentar os impostos
e royalties; (ii) nacionalizar o setor ou o tipo de negócio,
aumentando-se a participação do estado ou impondose maiores restrições ou controles sobre a participação
privada; e (iii) modificar os termos e condições dos contratos de concessão.
Por outro lado, foram incluídas medidas de fato: (i)
rescisão de contratos; (ii) modificação dos termos e condições através de negociações forçadas; (iii) desapropriação de ativos ou concessões, ou ambos; (iv) revogação
10 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Embora algumas das medidas mencionadas acima possam ser consideradas desapropriações ou desapropriações progressivas, ou violações da obrigação de proporcionar aos investidores um tratamento justo e equitativo,
esse talvez não seja o caso para outras.
O presente artigo tem por objetivo contrastar as medidas tomadas por alguns dos países mais significativos da
América Latina nas áreas de petróleo e gás, nos últimos
anos, como resultado do aumento global nos preços das
commodities. Essa descrição não pretende ser exaustiva,
mas simplesmente exemplificar as medidas tomadas por
tais países.
ARGENTINA
Durante quase 10 anos, entre o início de 1992 e 2001,
o regime jurídico da Argentina determinava o livre comércio internacional de petróleo e produtos refinados. A crise econômica que atingiu o país em 2002 levou o governo
a tomar uma série de medidas de emergência, como, por
exemplo, exigir que os produtores e refinarias, através de
contratos obrigatórios, mantivessem os preços do petróleo para o mercado nacional entre US$28,5 e US$32 por
barril. Contudo, esses contratos expiraram em 2004.
Depois disso, o governo argentino, para evitar o impacto do aumento internacional nos preços do petróleo e
no valor dos combustíveis locais, assim como, para obter
qualquer renda extraordinária da exploração de recursos
não renováveis, estabeleceu um novo regime de retenção
aplicável a atividades de exportação de petróleo e outros
combustíveis. A fórmula estabelecida pelo governo determinava que a taxa de exportação fosse calculada levandose em conta o preço internacional do produto e o valor de
corte fixado pelo governo.
Sob esse aspecto, em 2007, o governo emitiu a Resolução No 394/07 para capturar os lucros extraordinários
dos produtores, estabelecendo um preço de exportação
de US$42 por barril para petróleo bruto, sendo que quaisquer receitas acima desse valor são agora retidas pelo governo.
BOLÍVIA
Em 1 de maio de 2006, o Presidente da Bolívia Evo Morales assinou o Decreto Supremo 28.701, que nacionalizou a indústria e transferiu o controle absoluto dos hidrocarbonetos para o estado.
Em termos mais específicos, a medida acarretou: (i) a
nacionalização da produção; (ii) a desapropriação de uma
quantidade suficiente de ações para adquirir o controle
das empresas produtoras; e (iii) medidas para assumir o
controle de toda a cadeia de produção, refino, transporte
e distribuição.
Conforme o decreto, as empresas que produziram volumes equivalentes a 100 milhões de pés cúbicos diários durante 2005 poderiam se beneficiar apenas de 18% de sua
produção, enquanto o restante seria propriedade do estado; aquelas que produzissem menos teriam apenas que
pagar uma taxa de royalties de 18% e o Imposto Direto
Sobre Hidrocarbonetos a uma taxa de 32%. Entretanto, de
acordo com esse mesmo decreto, todas as empresas eram
obrigadas a entregar a sua produção para a estatal de petróleo e gás Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
O fato de que a Bolívia assumiu o controle, através da
nacionalização das ações das empresas que operavam
dentro de seu território para adquirir o controle absoluto
sobre as empresas, afetou os investidores estrangeiros,
tais como a Total, Royal Dutch Shell, Petrobras e Repsol;
e, embora a França, Inglaterra e Espanha tenham assinado
tratados de investimentos bilaterais (BITs) com a Bolívia,
até o momento o Brasil não fez isso.
A situação na Bolívia é delicada, pois não foi feito nenhum pagamento indenizatório pelas desapropriações.
Além disso, em 2007, a Bolívia saiu da jurisdição do ICSID,
tornando-se o primeiro país a denunciar a Convenção do
ICSID.
COLÔMBIA
Ao contrário da maioria dos países latino-americanos,
desde 2003 o governo colombiano efetuou alterações
substanciais em seu regime jurídico na área de petróleo e
gás, tornando a Colômbia mais atraente para investidores
de petróleo estrangeiros na época em que os preços do
petróleo estavam subindo. As iniciativas para promover
investimentos estrangeiros no setor de petróleo e gás incluíram, dentre outras, várias medidas, tais como permitir que os investidores estrangeiros adquirissem 100% de
participação nos empreendimentos de petróleo; licenças
de exploração mais longas; e o estabelecimento de uma
taxa de royalties inferior regressiva sobre os projetos de
petróleo.
Além disso, a Ecopetrol (a estatal petrolífera colombiana) não está mais controlando as atividades de prospecção e exploração de hidrocarbonetos desde que foi
transformada em uma operadora de petróleo e gás mais
tradicional e investidora e, portanto, agora é obrigada a
competir com operadoras privadas. Tais mudanças na
legislação também incluíram investimentos estrangeiros
especiais e regulamentações monetárias para os negócios
relativos ao petróleo e gás. Da mesma forma, tais alterações permitem importações isentas de direitos aduaneiros e também garantem aos investidores estrangeiros
os mesmos benefícios e direitos que qualquer investidor
nacional.
Além disso, o governo colombiano providenciou melhoras substanciais na segurança, sendo esse um motivo
importante para o recente aumento nos investimentos
estrangeiros na Colômbia.
EQUADOR
Em 2006, o governo equatoriano originalmente alterou a Lei de Hidrocarbonetos emitindo a Lei No 42-2006,
que obrigou todas as empresas petrolíferas estrangeiras
a pagarem 50% de toda a receita advinda da produção
acima de um determinado preço estabelecido pelo governo. Essa foi uma modificação unilateral nos termos estabelecidos nos contratos para tirar partido da situação
inesperada. Nesse mesmo ano, o Equador encerrou seus
contratos com a Occidental Petroleum para a operação
dos campos de petróleo e gás situados no Bloco 15. Depois disso, o governo equatoriano assumiu o controle dos
campos através da estatal petrolífera.
Em 2007, depois de Rafael Correa tornar-se presidente,
o Equador novamente tornou-se membro da OPEP (tendo
deixado a organização em 1992) e foram implementadas
outras mudanças no regime jurídico de hidrocarbonetos.
Correa alterou o Regulamento para a Distribuição de Lucros Inesperados para reter 99% para o estado (e 1% para
as empresas petrolíferas) quando os preços do petróleo
11
ultrapassassem US$24 por barril, forçando as empresas
de petróleo a renegociarem seus contratos, que permaneceram em vigor até mesmo após a alteração. Essas ações
deixaram os investidores de petróleo estrangeiros com
apenas três escolhas: continuar transferindo os 99% dos
lucros inesperados para o estado; continuar renegociando seus contratos para migrar de contratos de participação para contratos de serviço onde produziriam petróleo
em nome do governo por uma taxa; ou abandonar seus
empreendimentos de petróleo e gás no Equador.
Dessa forma, durante 2007, um tribunal do ICSID ordenou o governo equatoriano a encerrar as ações judiciais
nacionais, incluindo, dentre outras, ações criminosas
contra a Citi Oriente em relação a um litígio envolvendo
royalties. Nesse mesmo ano, o Equador, por sua vez, notificou o ICSID de sua intenção de cancelar o seu consentimento com as disputas de arbitragem do ICSID relativas a
investimentos estrangeiros em recursos naturais e, finalmente, em 2009, o Equador denunciou definitivamente a
Convenção do ICSID.
O Equador também rescindiu nove de seus 24 tratados
de investimentos bilaterais – incluindo aqueles com a República Dominicana, Cuba, El Salvador, Honduras, Paraguai, Uruguai e Guatemala – alegando que os mesmo não
trouxeram investimentos estrangeiros suficientes, possivelmente gerando mais incertezas para os investidores no
país. Também, embora não oficialmente encerrados, em
2009 o Presidente Correa solicitou à Assembléia Nacional
do Equador o encerramento de outros 13 BITs, incluindo
um com os Estados Unidos.
Por outro lado, em 2009 um novo Código Orgânico para
a Produção, Comércio e Investimento foi promulgado,
contendo certas proteções e incentivos para investidores estrangeiros celebrando contratos com o Estado. Embora à primeira vista isso poderia ser interpretado como
um bom sinal, tais políticas contraditórias do governo do
Equador em relação a investidores estrangeiros apenas
geram mais incertezas no que diz respeito à proteção do
investimento estrangeiro.
VENEZUELA
Antes de 2006, e apesar da aprovação de uma nova Lei
de Hidrocarbonetos em 2001, os investidores privados
ainda eram capazes de participar de atividades de petróleo e gás na Venezuela através de contratos de operação
ou associação (que eram contratos de E&P propriamente
ditos), desde que assinados antes de 2001.
Contudo, desde 2006, o governo venezuelano, liderado pelo Presidente Hugo Chávez, iniciou um processo de
“nacionalização” da indústria do petróleo, restringindo,
através de sua legislação, os projetos nos quais o setor
privado participava exclusivamente a projetos operados
como empresas constituídas por associação (joint ventures) com participações no capital superiores a 50%. De
fato, os contratos de operação e associação permaneceram em vigor até a promulgação de três leis entre 2006 e
2007. A primeira delas, a Lei 2006 sobre a Regularização
da Participação Privada nas Atividades Primárias indicada
na Lei de Hidrocarbonetos, determinava o encerramento
dos contratos de operação.
Posteriormente, em fevereiro de 2007, o Decreto-Lei No
5200 relativo à migração dos contratos de associação da
Faixa do Orinoco e dos contratos de exploração de risco e
de participação nos lucros estabeleceu a transferência de
atividades para o estado dos contratos de associação para
a Faixa do Orinoco bem como dos contratos de exploração de risco e de participação nos lucros. No entanto,
essa lei também determinou que os contratos mencionados acima poderiam ser migrados para empresas de joint
venture com participação no capital de, no mínimo, 60%.
Finalmente, a Lei dos Efeitos do Processo da Migração
para Empresas de Joint Venture dos Contratos de Associação da Faixa do Orinoco, e os Contratos de Exploração de
Risco e de Participação nos Lucros de Outubro de 2007
determinou o encerramento dos contratos de associação
bem como dos contratos de exploração de risco e de participação nos lucros.
Dessa forma, conforme o regime jurídico venezuelano
atualmente em vigor, as atividades de exploração, extração, coleta, transporte inicial e armazenamento de hidrocarbonetos (atividades primárias) se reservam ao Estado,
o que significa que elas apenas podem ser realizadas diretamente pelo Estado; através de empresas 100% estatizadas; ou por empresas constituídas por intermédio de
associações (joint ventures) com mais de 50% pertencente
ao poder público (normalmente conhecidas como empresas mistas).
Como consequência do aumento contínuo nos preços
do petróleo, o governo venezuelano também aumentou a
taxa de royalties para 30%, incluindo uma “vantagem especial” a favor do país nos novos contratos de concessão,
que é uma contribuição especial (similar a um imposto mínimo alternativo), conforme o qual o Estado deve receber
pelo menos 50% da renda bruta das empresas constituídas
por associação (joint venture). Mais recentemente, com
os novos projetos de petróleo pesado sendo licitados ou
diretamente contratados, o governo concordou em conceder reduções nas taxas de royalties e de extração pelo
menos durante o período necessário para os projetos receberem os devidos pagamentos.
Além disso, em abril de 2011, numa licitação para maximizar a renda proveniente dos atuais preços de petróleo
elevados, um novo imposto sobre lucros inesperados foi
criado através da promulgação do Decreto com a Classificação, Valor e Força de uma Lei Criando uma Contribuição Especial para Preços Extraordinários e Preços Exorbitantes no Mercado Internacional de Hidrocarbonetos. O
Presidente Chávez promulgou esse decreto polêmico com
base nos poderes da Lei Habilitadora de 2010, e embora a
legalidade desse decreto poderia ser contestada levando-se em conta os poderes concedidos pela Lei Habilitadora, a verdade é que ele criou uma nova contribuição que
aumentou significativamente a carga fiscal das empresas
que produzem hidrocarbonetos líquidos. Esse imposto
sobre lucros inesperados é aplicável a produtores, incluindo empresas mistas criadas de acordo com a Lei Orgânica de Hidrocarbonetos, que vendem hidrocarbonetos
líquidos, naturais ou submetidos a processos de melhoramento, bem como derivados de hidrocarbonetos para
a Petróleos de Venezuela e quaisquer de suas afiliadas. A
nova lei do imposto sobre lucros inesperados diferencia
preços extraordinários e exorbitantes de hidrocarbonetos
líquidos e estabelece que se as cotações internacionais
médias mensais da cesta venezuelana de hidrocarbonetos líquidos forem superiores ao preço fixado pela Lei
Orçamentária para o ano fiscal relevante, mas iguais ou
inferiores a US$70/b (Setenta Dólares por barril) ou superiores a esse valor, a taxa aplicada sobre o diferencial de
preço irá variar de 20% a 95%.
Mais especificamente, de acordo com o decreto que
cria o novo imposto sobre lucros inesperados, a taxa aplicável a preços extraordinários e exorbitantes deverá variar, dependendo do preço internacional médio mensal da
Cesta Venezuelana, conforme segue:
(a) Se o preço médio mensal da Cesta Venezuelana
no mercado internacional for superior ao preço fixado
pela Lei Orçamentária para o ano fiscal relevante, mas
igual ou inferior a US$70/b (Setenta Dólares por barril),
deve-se aplicar uma taxa de 20% (vinte por cento) sobre o
diferencial de preço (ou seja, a diferença entre o preço do
orçamento e o preço real de mercado da Cesta Venezuelana).
(b) Quando o preço médio mensal da Cesta Venezuelana no mercado internacional é superior a US$70/b (Setenta Dólares por barril), mas inferior a US$90/b (Noventa
Dólares por barril), deve-se aplicar uma taxa equivalente
a 80% (oitenta por cento) do valor total do diferencial de
preço.
(c) Quando o preço médio mensal da Cesta Venezuelana no mercado internacional for igual ou superior
a US$90/b (Noventa Dólares por barril), mas inferior a
US$100/b (Cem Dólares por barril), deve-se aplicar uma
taxa equivalente a 90% (noventa por cento) do valor total
do diferencial de preço. Na nossa opinião, esse valor devido é complementar aos valores devidos em (a) acima.
(d) Quando o preço médio mensal da Cesta Venezuelana no mercado internacional for igual ou superior a
US$100/b (Cem Dólares por barril), deve-se aplicar uma
taxa adicional equivalente a 95% (noventa e cinco por
cento) do valor total do diferencial de preço. Da mesma
forma, esse valor devido é complementar aos valores
devidos em (a) e (b) acima.
Observamos que a leitura correta do decreto é que a
contribuição relacionada em (a) acima para preços extraordinários é mutuamente exclusiva com a contribuição aplicável a preços exorbitantes conforme (b), (c) e
(d) acima.
Quanto à Venezuela, concluímos que o resultado de
algumas das medidas supracitadas tomadas pelo país
até 2007 foi que empresas como a ConocoPhillips e
ExxonMobil deixaram de lado seus empreendimentos
de petróleo venezuelanos e iniciaram procedimentos
de arbitragem contra a Venezuela. Além disso, como a
maioria das empresas estrangeiras foram originalmente
constituídas nos Países Baixos, o governo venezuelano
decidiu não renovar o BIT existente entre os países, alegando que as empresas privadas haviam utilizado, de
maneira abusiva e fraudulenta, as disposições do BIT,
fazendo seus investimentos na Venezuela através de afiliadas holandesas. É um caso inédito de encerramento
do BIT que preocupou os investidores.
Mais recentemente, em conformidade com a política do Presidente Chávez de encerrar os investimentos
estrangeiros, e considerando-se os 20 casos pendentes
contra a Venezuela no ICSID, não foi surpresa que, em
janeiro de 2012, a Venezuela uniu-se ao Equador e à Bolívia oficialmente notificando o ICSID de sua intenção de
denunciar a Convenção do ICSID (que entrará em vigor
em 25 de julho de 2012).
*
*
*
Tendo visto as diferentes abordagens adotadas por
alguns países latino-americanos nas áreas de petróleo
e gás e seus efeitos sobre o investimento estrangeiro,
vale à pena refletir sobre o potencial impacto que as
decisões legais tomadas por cada país estão atualmente
tendo, e continuarão a ter, sobre suas economias.
Considerando-se que, no momento, a maioria, senão
a totalidade, desses países necessita de investimento
direto estrangeiro bem como de tecnologia estrangeira para explorar seus hidrocarbonetos, parece que os
países que reconheceram uma oportunidade de atrair
investimentos estrangeiros durante o boom do petróleo, ao invés de pressionar as empresas de petróleo estrangeiras ao ponto de muitas delas preferirem largar as
atividades, podem ter feito uma escolha mais sábia a
longo prazo.
13
PANORÁMICA
Actualización sobre la
nacionalización de los Recursos de
América Latina*
* Este artículo se basa parcialmente en un artículo publicado originalmente por Elisabeth
Eljuri y Carlos Maduro en enero de 2009 en “Who’s Who Legal”.
** Elisabeth Eljuri es jefe de la oficina de Petróleo y Gas en Caracas de Norton Rose y
Verónica Clamens es parte del Oil and Gas Practice Group de la misma oficina. Se las
puede encontrar en: [email protected] y [email protected]
En los últimos años hemos visto un aumento significativo
en los precios de los productos básicos, pero especialmente
durante el año 2008, donde los precios del petróleo subieron
por encima de los US $ 147 alcanzando su récord, como
resultado de varios factores como la creciente demanda
de las economías en expansión del BRIC, preocupaciones
sobre el suministro de petróleo, la falta de estabilidad en
varios países productores de petróleo, y el declive del dólar,
entre otros
Desde entonces, los gobiernos de todo el mundo han
adoptado diversas medidas en respuesta a los aumentos de
precios. América Latina no ha sido una excepción.
Muchos de estos gobiernos, debido al aumento de los
precios del petróleo y sus específicas ideologías y políticas,
se vieron tentados a tratar de beneficiarse de la bonanza,
sin tener en cuenta - en muchos casos - de los derechos
prioritarios de los inversores. En este contexto, en términos
muy generales, se puede decir que los países productores
de petróleo, por lo general han tomado medidas legales
o medidas de hecho para incrementar los ingresos del
gobierno, si estas medidas son legales o no, en cada
caso, es un asunto totalmente diferente. Por ejemplo,
las medidas legales se han tomado para: (i) aumentar los
impuestos y derechos (regalías); (ii) nacionalizar el sector o
tipo de negocio mediante el aumento de la participación del
Estado o la imposición de limitaciones o controles sobre la
participación del sector privado; y (iii) la modificación de los
términos y condiciones de concesión de los contratos.
Por otro lado, medidas de hecho han sido incluidas: (i) la
terminación anticipada de los contratos, (ii) la modificación
de los términos y condiciones a través de negociaciones
forzadas, (iii) la expropiación de activos o concesiones, o
ambos, (iv) la revocación de las concesiones, y (v) reducción
de la producción para alcanzar los objetivos políticos o
compromisos internacionales del gobierno anfitrión.
Aunque algunas de las medidas antes mencionadas se
califican como expropiación o expropiación progresiva, o
violaciones de la obligación de trato justo y equitativo a los
inversores, otros no lo hacen.
Desde un punto de vista legal, es interesante observar
cómo los gobiernos, especialmente en América Latina han adoptado enfoques muy diferentes y, en algunos casos
contradictorios a un mismo fenómeno.
Este artículo es el intento de contrastar las medidas
adoptadas por algunos de los países más importantes de
América Latina en las áreas de petróleo y gas en los últimos
años como resultado del aumento global en los precios de
los productos. Esta descripción no es exhaustiva, sino que
significa simplemente ejemplificar las medidas que estos
países han adoptado.
ARGENTINA
Durante casi 10 años, entre principios de 1992 y 2001,
el régimen legal argentino determinó el libre comercio
internacional de petróleo crudo y productos refinados.
La crisis económica que afectó el país en 2002 hizo que el
gobierno tomase una serie de medidas de emergencia, entre
las cuales obligó a los productores y a las refinerías, a través
de acuerdos vinculantes, a mantener los precios del petróleo
para el mercado interno entre US $ 28,5 y 32 por barril. Sin
embargo, esos acuerdos expiraron en 2004.
momento, Brasil no lo ha hecho.
La situación en Bolivia es delicada, porque no ha habido
ninguna indemnización por las expropiaciones. Por otra parte,
en 2007, Bolivia dejó la jurisdicción del CIADI, convirtiéndose
en el primer país en denunciar el Convenio del CIADI.
A partir de entonces, el gobierno argentino, para evitar el
impacto de la subida internacional del precio del petróleo y el
valor de los combustibles locales, y para obtener resultados
extraordinarios derivados de la explotación de recursos
no renovables, estableció un nuevo régimen de retención
aplicable a las actividades de exportación de petróleo y
otros combustibles. La fórmula establecida por el gobierno,
determinó que la tasa de exportación se calculase teniendo
en cuenta el precio internacional del producto y el “valor de
corte” establecido por el gobierno.
A diferencia de la mayoría de los países de América
Latina, desde 2003 el gobierno colombiano ha introducido
importantes cambios en su estatus legal de petróleo y gas, lo
que hizo que Colombia sea más atractiva para los inversores
extranjeros de petróleo en un momento en que los precios
del petróleo estaban aumentando. Las iniciativas para
promover la inversión extranjera en petróleo y gas incluyeron,
entre otras, diversas medidas tales como: permitir que los
inversionistas extranjeros posean el 100% de participación
en los proyectos petroleros, licencias de largo plazo, y el
establecimiento de una baja tasa de regalía en la escala móvil
de proyectos petroleros.
En este sentido, en 2007, el gobierno emitió la Resolución
N º 394/07 para capturar las ganancias extraordinarias de los
productores mediante el establecimiento de un precio de
exportación de US$ 42 por barril de petróleo crudo y todos
los ingresos por encima de dicha cantidad ahora se retienen
para el gobierno.
BOLIVIA
El 1° de mayo de 2006, el presidente de Bolivia, Evo
Morales, firmó el Decreto Supremo 28701, que nacionalizó
la industria y le dio el control absoluto de los hidrocarburos
al Estado.
Más concretamente, la medida implica: (i) la nacionalización
de la producción, (ii) la expropiación de una cantidad suficiente
de acciones para obtener el control sobre las empresas
productoras, y (iii) medidas para tomar el control de toda la
cadena de producción, refinación, transporte y distribución.
Según el decreto, las empresas que producen volúmenes
equivalentes a 100 millones de pies cúbicos diarios durante
el año 2005 sólo podrán beneficiarse de un 18% de su
producción, mientras que el resto queda en manos del Estado,
las que producen menos sólo tendrían que pagar un 18% de
tasa de regalías y el Impuesto directo a los Hidrocarburos a
un 32% de tasa. Sin embargo, según el mismo decreto, todas
las empresas estaban obligadas a entregar su producción a
la empresa nacional de petróleo, Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos.
El hecho es que Bolivia tomó el control por medio de una
nacionalización de las acciones de las empresas que operaban
en su territorio de manera a obtener el control absoluto sobre
las empresas afectadas por los inversionistas extranjeros,
tales como: Total, Royal Dutch Shell, Petrobras y Repsol; y
aún así Francia, Gran Bretaña y España han firmado tratados
bilaterales de inversión (TBI) con Bolivia, hasta el presente
COLOMBIA
Por otra parte, Ecopetrol (la empresa petrolera estatal
de Colombia) ya no está en el control de las actividades
de exploración y explotación de hidrocarburos, ya que se
transformó en un tradicional operador e inversor de petróleo
y gas, y, por lo tanto, ahora se ven obligados a competir con
operadores privados. Estos cambios legislativos también
incluyen especiales inversiones extranjeras y regulaciones
monetarias para las empresas relacionadas con petróleo y
gas. Del mismo modo, los cambios permiten importaciones
libres de impuestos y también garantizan a los inversionistas
extranjeros los mismos beneficios y derechos que cualquier
inversionista nacional.
Además, el gobierno colombiano ha llevado a cabo
mejoras sustanciales en materia de seguridad, que ha sido
una importante razón para el reciente aumento de las
inversiones extranjeras en Colombia.
ECUADOR
En 2006, el gobierno ecuatoriano inicialmente ha
modificado la Ley de Hidrocarburos mediante la emisión
de la Ley N º 42-2006, lo que obligó a todas las empresas
petroleras extranjeras a pagar el 50% de todos los ingresos
que provenían de su producción por encima de un cierto
precio establecido por el gobierno. Esta fue una modificación
unilateral de los términos establecidos en los contratos para
aprovechar la bonanza. En ese mismo año, Ecuador puso fin
a sus acuerdos con Occidental Petroleum para la explotación
de los yacimientos de petróleo y gas ubicados en el Bloque
15. Después de lo cual, el gobierno ecuatoriano tomó el
control de los campos a través de la empresa petrolera de
propiedad estatal.
En 2007, después de que Rafael Correa asumió la
presidencia, Ecuador se reunió con la OPEP (después de
17
haber dejado la organización en 1992) y otras modificaciones
legales a los hidrocarburos fueron hechas. Correa modificó el
Reglamento para la distribución de ganancias extraordinarias
para retener el 99% para el Estado (y el 1% para las compañías
petroleras) cuando los precios del petróleo excedieron a
US$ 24 por barril, obligando a las compañías petroleras a
renegociar sus contratos, que se mantuvieron incluso después
de la enmienda. Estas acciones han dejado a los inversores
extranjeros del petróleo, con sólo tres opciones: continuar
con la transferencia del 99% de los ingresos extraordinarios
al Estado, mantener la renegociación de sus contratos para
migar de contratos de participación a contratos de servicios
donde se produce petróleo en nombre del gobierno bajo
una tasa; o abandonar sus proyectos de petróleo y gas en
Ecuador.
Del mismo modo, durante el año 2007, un tribunal del
CIADI ordenó al gobierno ecuatoriano a poner fin a las
acciones legales nacionales incluyendo, entre otras, las
acciones penales contra Citi Oriente en relación con una
controversia relativa a regalías.
Ese mismo año, por su parte, Ecuador notificó al CIADI
de su intención de retirar su consentimiento al arbitraje
del CIADI en cuestiones relacionadas con las inversiones
extranjeras en recursos naturales, y, finalmente, en 2009
Ecuador definitivamente denunció el Convenio del CIADI.
Ecuador también ha terminado nueve de sus 24 tratados
bilaterales de inversión - incluyendo aquellos con la República
Dominicana, Cuba, El Salvador, Honduras, Paraguay, Uruguay
y Guatemala - alegando que esos tratados no han traído
suficientes inversiones extranjeras, posiblemente creando
más incertidumbre para los inversores en el país. Por otra
parte, aunque no oficialmente terminada, en 2009 el
presidente Correa pidió a la Asamblea Nacional de Ecuador,
la finalización de otros 13 tratados bilaterales de inversión,
incluyendo uno con Estados Unidos.
Por otra parte, en 2009 un nuevo Código para la
Producción Orgánica, Comercio e Inversiones se promulgó,
conteniendo ciertas protecciones e incentivos para los
inversores extranjeros que hacen contratos con el Estado.
Aunque a primera vista esto podría ser interpretado como
una buena señal, estas políticas contradictorias del gobierno
de Ecuador hacia los inversionistas extranjeros sólo generan
más incertidumbre en cuanto a la inversión extranjera.
VENEZUELA
Antes de 2006, a pesar de la aprobación de una nueva Ley
de Hidrocarburos en el año 2001, los inversores privados eran
todavía capaces de participar en las actividades de petróleo
y gas en Venezuela a través de contraos de operación o
asociación (que eran verdaderos contratos de E&P), siempre
que hayan sido celebrados con anterioridad a 2001.
Sin embargo, desde el año 2006, el gobierno venezolano,
encabezado por el presidente Hugo Chávez, inició un proceso
de “nacionalización” de la industria del petróleo limitando,
a través de su legislación, los proyectos en los que el sector
privado participó exclusivamente a proyectos operados
que se incorporan las empresas mixtas (Joint Venture) con
participación del Estado con más del 50%. De hecho, los
contratos ded operación y de asociación se mantuvieron
en vigor hasta que tres leyes fueron promulgadas entre
2006 y 2007. La primera de ellas, la Ley de 2006 sobre la
Regularización de la Participación Privada en las Actividades
Primarias indica en la Ley de Hidrocarburos la terminación
de los contratos de operación.
Posteriormente, en febrero de 2007, el Decreto-Ley Nº
5200 sobre la migración de los contratos de asociación
de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la exploración de
riesgo y de los acuerdos de reparto de lucro hacia empresas
mixtas, para el traspaso de actividades para el estado de
los contratos de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como la
exploración de riesgo y de los acuerdos de reparto de lucro.
Sin embargo, esta ley también establecía que los contratos
antes mencionados podrían realizar la migración a empresas
mixtas con participación del Estado de al menos el 60%.
Finalmente, la Ley sobre los Efectos del Proceso de
Migración a Empresas Mixtas de los Contratos de Asociación
de la Faja Petrolífera del Orinoco y Exploración de Riesgo
y Acuerdos de Reparto de Lucro de octubre de 2007
determinó la terminación de los contratos de asociación y
la exploración en situación de riesgo y de los acuerdos de
reparto de lucro.
Por lo tanto, bajo el régimen jurídico venezolano vigente
en la actualidad, la exploración, extracción, recolección,
transporte y almacenamiento inicial de los hidrocarburos
(actividades primarias) están reservadas al Estado, lo que
significa que este tipo de actividades primarias sólo pueden
ser llevada a cabo directamente por el Estado, a través
de 100% de empresas estatales, o por empresas mixtas
constituidas con más del 50% de propiedad (normalmente
conocido como joint venture).
Como consecuencia del continuo aumento de los
precios del petróleo, el gobierno venezolano también
aumentó la tasa de regalía al 30%, incluida una “ventaja
especial” a favor del país en los nuevos contratos de
concesión, que es una contribución especial (similar a
un impuesto mínimo alternativo), según la cual el Estado
debe recibir por lo menos el 50 % de los ingresos brutos
de las empresas mixtas. Más recientemente, con nuevos
proyectos de petróleo pesado en licitación o contratación
directa, el gobierno accedió a conceder reducciones en las
tasas de regalías y de extracción, por lo menos durante el
tiempo necesario para que los proyectos que reciban los
pagos necesarios.
Por otra parte, en abril de 2011, un intento por maximizar
los ingresos derivados de los altos precios del petróleo
actual, un nuevo impuesto a las sobreganancias fue creado
a través de la promulgación del Decreto con Rango, Valor
y Fuerza de Ley de Creación de una contribución especial
a los precios extraordinarios y precios exorbitantes en el
mercado internacional de hidrocarburos. El Presidente
Chávez promulgó el decreto controvertido en virtud de
las facultades de la Ley Habilitante de 2010, y aunque la
legalidad de este decreto podría ser impugnado, teniendo
en cuenta las facultades conferidas por la Ley Habilitante,
la verdad es que ha creado una nueva aportación que
aumentó significativamente la carga fiscal sobre las
empresas que producen hidrocarburos líquidos. Este
impuesto extraordinario es aplicable a los productores,
incluidas las empresas mixtas creadas en conformidad
con la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que venden los
hidrocarburos líquidos, naturales o mejorados, así como
los derivados de hidrocarburos a Petróleos de Venezuela y
cualquiera de sus afiliados.
La nueva ley de ganancia tributaria establece una
distinción entre los precios extraordinarios y exorbitantes
de hidrocarburos líquidos y establece que si el promedio
de las cotizaciones mensuales internacionales de la cesta
venezolana de hidrocarburos líquidos es mayor que el
precio fijado por la Ley de Presupuesto para el año fiscal
en cuestión, pero igual, menor o mayor a setenta dólares
por barril (US$ 70/b), la tasa aplicada en el diferencial de
precios varían de 20% hasta un 95%.
Más específicamente, bajo el decreto que establece
el nuevo impuesto a las ganancias extraordinarias, la
tasa de los precios extraordinarios y exorbitantes variará
dependiendo de la publicación mensual del promedio de
precio internacional de la cesta venezolana, de la siguiente
manera:
(a) Si el promedio mensual de precio de la cesta
venezolana en el mercado internacional es mayor que
el precio fijado por la Ley de Presupuesto para el año
fiscal en cuestión, pero igual o inferior a setenta dólares
por barril (US$ 70/b), se aplicará la tasa de 20% sobre la
diferencia de precios (es decir, la diferencia entre el precio
de presupuesto y el precio real de mercado de la cesta
venezolana).
(b) Cuando el promedio mensual de precio de la cesta
venezolana en el mercado internacional es superior a
setenta dólares por barril (US$ 70/b), pero inferior a
noventa dólares por barril (US$ 90/ b), una tasa igual al
80% del monto total de la diferencia de precio se aplicará.
(c) Cuando el promedio mensual de precio de la cesta
de venezolana en el mercado internacional es mayor a 90
dólares (US$ 90/b), pero menos de US$ 100/b (cien dólares
por barril), se debe aplicar una tasa equivalente al 90% del
diferencial de precio total. En nuestra opinión, este valor se
debe a las cantidades adicionales debidas en virtud de (a).
(d) Cuando el promedio mensual de precio de la cesta de
Venezuela en el mercado internacional es igual o superior a
US$ 100/b (cien dólares por barril), se debe aplicar un recargo
equivalente al 95% del valor diferencial de precio total. Del
mismo modo, ya que este valor es complementario a los
valores debido a (a) y (b).
Notamos que la correcta lectura del decreto es que
la contribución en relación con (a), para los precios
extraordinarios es mutuamente excluyente con la cotización
aplicable a precios exorbitantes como en (b), (c) y (d).
Para concluir sobre Venezuela, el resultado de alguna de
las citadas medidas adoptadas por Venezuela hasta el 2007
era que las empresas como ConocoPhillips y ExxonMobil
abandonaron sus empresas petroleras de Venezuela y
comenzaron un juicio de arbitraje contra Venezuela. Por
otra parte, dado que la mayoría de las empresas extranjeras
fueron originalmente incorporadas en los Países Bajos, el
gobierno venezolano decidió no renovar el Convenio Bilateral
que existe entre los países, alegando que las empresas
privadas habían participado en un uso abusivo y fraudulento
de las disposiciones del TBI por realizar sus inversiones en
Venezuela a través de filiales holandesas. Este es un caso sin
precedentes del cierre del tratado bilateral de inversión que
ha preocupado a los inversores.
Más recientemente, en concordancia con la política del
presidente Chávez de cerrar la inversión extranjera, y teniendo
en cuenta los 20 casos pendientes en contra de Venezuela en
el CIADI, no es una sorpresa que en enero de 2012, Venezuela
se haya unido a Ecuador y Bolivia, mediante una notificación
oficial del CIADI de su intención de denunciar el Convenio del
CIADI (que será efectivaza el 25 de julio de 2012).
***
Después de haber visto los diferentes enfoques adoptados
por algunos países de América Latina en las áreas de
petróleo y gas y sus efectos sobre la inversión extranjera,
vale la pena reflexionar sobre el potencial impacto que las
decisiones jurídicas adoptadas por cada país están teniendo
actualmente, y seguirán teniendo en sus economías.
Teniendo en cuenta que en la actualidad, la mayoría - sino
todos - estos países necesitan inversión extranjera directa
y la tecnología extranjera para explotar su petróleo, parece
que los países que han reconocido la oportunidad de atraer
la inversión extranjera durante el boom petrolero, en lugar de
apretar a las compañías petroleras extranjeras hasta el punto
que muchos de ellos prefirieron dejar sus actividades, puede
haber sido una elección más sabia a largo plazo.
19
DESTINO REGIONAL
Trinidad guarda mais de 3 bilhões de barris
em mar e terra
Técnicas de recuperação assistida podem viabilizar
enormes reservas de óleo existentes no país
Os processos de recuperação melhorada de petróleo têm
o potencial para a produção de quantidades substanciais de
óleo pesado em Trinidad.
Neste artigo iremos discutir o potencial para a produção
de 1 bilhão de barris de óleo pesado existente contidos nos
reservatórios onshore e no potencial para a recuperação
estimada de 2 bilhões de barris de recursos offshore com
injeção de dióxido de carbono.
A maior parte do petróleo de Trinidad é classificada como
óleo pesado com viscosidade 30.000-10.000 cp e gravidade
10-22 ° (pesquisas OGJ EOR 1992-2010). Reservatórios
onshore contém cerca de 1 bilhão de barris na bacia sul
(Figuras 1b e 1c) e cerca de 2 bilhões de barris no mar na
bacia do sudoeste. Esses reservatórios de petróleo são
estruturas de arenito do final da era Terciária do Mioceno,
principalmente da era do Plioceno (Fig. 2).
Trinidad, como a Venezuela, possui óleo pesado de
gravidade 10-22° de recursos onshore e na costa oeste. Em
2010, o país produziu 36.000 b/d de óleo pesado, o que
equivale a cerca de 30% da produção total do país.
A produção de óleo pesado em Trinidad começou há mais
de 100 anos e as estimativas até agora são de que apenas
20% dos 1,5 bilhão de recursos locais inicialmente onshore
foram recuperados. A produção onshore é de cerca de
16.000 b/d, dos quais 70% é de recuperação primária com
o restante vindo de 20 projetos de inundações a vapor e do
processo de vapor de água alternada (WASP).
Contexto
A ilha de Trinidad fica ao norte da foz do rio Orinoco, na
bacia oriental da Venezuela (Fig. 1a).
A geologia de Trinidad é complexa e muitas vezes referida
como o pesadelo de um geólogo. Isto torna difícil de estimar
o petróleo no local e sua recuperação.
Atividades tectônicas dentro do Mioceno e Plioceno
criaram uma série de anticlinais com falha, que constituem
o principal quadro estrutural para a acumulação de petróleo
e piche-areia, depósitos de rochas como formações Gautier
e Hill Naparima e, possivelmente, o Cuche da era Cretáceo
(145-65 my). As falhas de encosto nordeste-sudoeste e
noroeste-sudeste, são tendências de falhas normais, agem
como barreiras de fluxo, formando separadas acumulações
de hidrocarbonetos, com pressões de formação diferentes
e contatos de óleo-água.
Corpos lenticulares de areia também são destaque
nesse cenário deltaico. A culpa principal é uma falha
de deslizamento chave direito-lateral Los Bajos (linhas
pontilhadas na fig. 1c) que corre do sudeste a sudoeste da
ilha e oferece percursos de migração vertical de petróleo
e gás.
Os reservatórios de óleo pesado onshore estão em
profundidades de 300-3.000 pés. Esses reservatórios são
principalmente no Alto e Baixo Morne L’Enfer (UMLE e
LMLE), Floresta, e formações Cruse da era do Plioceno (Fig.
2).
Produção de óleo pesado
A maior produção média de óleo pesado de Trinidad de
injeção de vapor foi um pouco mais de 10.000 b/d de 17
projetos em 1991 (Fig. 3). A maior parte dessa produção
veio de Forest Reserve Projeto III, Palo Seco Norte, Guapo,
Central Los Bajos, do Norte Fizabad, Apex Quarry, Parrylands,
Bennett Village, e os campos-piloto Cruse E.
Os reservatórios são compostos por areia mal
consolidada com graus variados de lodo e dispersão de
argila e muitas vezes têm elevada porosidade >20% e alta
saturação de água >25% , e média de idade de 250-md.
Os reservatórios produzem areia e contêm intercalações
de xistos laminados 6. A profundidade e propriedades dos
fluidos fazem dos reservatórios candidatos ideais para a
injeção de vapor.
O período de 1965-2004 viu 20 projetos de injeção de
vapor implementados. Alguns encontraram problemas
técnicos e 3 projetos não tiveram sucesso. Mesmo assim,
as recuperações estimadas nas abordagens desses projetos
se aproximam aos 70%.
Injeção de vapor
O primeiro projeto de injeção de vapor em Trinidad
começou em 1963, no campo Penal-Wilson para recuperar
um óleo de gravidade 15° por estimulação cíclica em seis
poços. O projeto foi abortado após um mês de injecção
de vapor porque a separacao do invólucro dos poços
produziu uma mistura de lama e emulsão de água.
Em 1995, 17 projetos de inundação a vapor tinham
sido implementados em Trinidad. Nove grandes projetos
estavam em Point Fortin Parrylands, Point Fortin Cruse E,
Guapo, Forest Reserve, Fizabad, Palo Seco Norte, Central
Los Bajos, Bennett Village, e campos Apex Quarry. Estes
campos contêm a maior parte das reservas onshore de
óleo pesado (Fig. 1C).
De 1995 até o presente, outros três projetos foram
iniciados. A Injeção de vapor inicial era cíclica (um período
de estabilização de cerca de 2 semanas e períodos de
produção de até 6 meses) na Forest Reserve, Palo Seco
Norte, Guapo, Central Los Bajos, e os campos Fizabad. Isto
foi seguido por injecção de vapor contínuo ou inundação
de vapor. Os projetos-piloto na Forest Reserve do Projeto
111, Forest Reserve UMLE, Palo Seco Norte e campos Cruse
E levou a expansões. A Petroleum Oil Co., de Trinidad e
Tobago (Petrotrin) operou 19 projetos de inundação de
vapor, enquanto um operador de locação opera o projeto
Parrylands E Block.
Muitos problemas em curso com a injeção de vapor
são relacionados com a colocação do poço e nenhuma
conectividade entre o injetor e produtor por causa da
geologia complexa. Outros problemas incluem substituição
da gravidade do vapor, descoberta antecipada de vapor,
canalização de vapor, problemas mecânicos, as perdas de
calor e falta de água.
Em outros casos, o operador parou a injecção de
vapor devido a preocupações ambientais, bem como para
economia de custos. Em 1997, o efeito de baixos preços do
petróleo (Brent bruto foi de menos de US $ 10/bbl em junho
de 1999) e do elevado custo do gás natural como combustível
para geração de vapor levou à conversão de seis projetos
amadurecidos (Norte Fizabad, Palo Seco Norte, Quarry Apex
, Central Los Bajos, Bennett Village, Forest Reserve e Projeto
111) em um processo de água-vapor alternada (WASP) para
economizar custos e para inverter o declínio de produção
de petróleo.
O WASP efetivamente controlou o avanço de vapor,
manteve pressão 10 do reservatório, uma melhor eficiência
térmica, a produção de petróleo sustentado em campos
com declínio, e inverteu os padrões de inundação não
rentáveis em rentáveis por causa do aumento da produção
petrolífera e de custo operacional reduzido. Em 2010, o
vapor e o WASP produziram cerca de 5.000 b/d em Trinidad.
Apesar das quedas desde 1991, que foram relacionados a
vários problemas, uma avaliação dos projetos de Trinidad
de injeção de vapor mostra que 11 foram bem sucedidos,
5 promissores, 1 muito cedo para dizer e 3 desanimadores
(Tabela 1). Os desanimadores têm áreas com menos de 60
hectares. Os projetos de Forest Reserve do Projeto 111 e
Fizabad estão em fase de conclusão e têm 68 e 42% de
recuperações, respectivamente.
21
A produção atual é de 100 b/d.
Os indicadores de desempenho para determinar quando
converter incluem nivelamento do líquido bruto, uma linha
reta de declínio da produção de óleo, aumento linear
ascendente em relação água-óleo e inclinação da média da
curva de pressão do reservatório.
A avaliação da performance de nove bem sucedidos
projetos de inundação a vapor em Trinidad indicam que a
proporção de valpor de óleo de 2.0-5.0 pode ser uma prática
de produção eficiente.
Para que a injeção de vapor cíclico produza 10% do óleo
original no local, a prática mais utilizada é de até seis ciclos,
um 10.000 bbl / ciclo de tamanho lesma de vapor, um de 2
semanas de período de absorção, até um ciclo de produção
de 6 meses, e de 1.0 proporção de vapor de óleo.
reservatório limpo, sem as camadas de xisto. Esta espessura
irá fornecer a gravidade da energia da unidade de drenagem
e do óleo no local para suportar o custo de poços duplos
horizontais em 16 pés de espaçamento vertical.
Outro processo possível é a extração do vapor de óleos
usando um solvente (Vapex), que é semelhante á SAG-D
mas utiliza vapor. O processo envolve a injeção de vapor
(tais como etano, propano, butano, ou misturas destes),
a temperatura do reservatório e pressão para reduzir a
viscosidade do óleo. O óleo diluído drena ao longo da
interface óleo pesado-óleo diluído por gravidade para o
fundo do poço onde as bombas produziram o óleo da
superfície (Fig. 4). Este processo é adequado para finas
formações homogêneas em que os processos térmicos são
ineficientes. O custo de solvente, no entanto, é elevado (100
dólares por barril para o propano).
Offshore
O Futuro
Trinidad tem o potencial para embarcar em um programa
de injeção de vapor para aumentar sua produção de
óleo pesado. Com as facilidades existentes no local, e a
experiência da alta taxa de sucesso de projetos existentes
onshore torna a injeção de vapor atraente.
Ao longo da costa oeste, a produção de óleo pesado é de
cerca de 20.000 b/d, principalmente por métodos primários
e algum óleo espumoso.
Um projeto de sísmica 3D já planejado em todos os
principais campos de óleo pesado vai ajudar a determinar
a continuidade do reservatório e na identificação de blocos
de falhas. A caracterização de reservatórios e estudos de
simulação também irá ajudar na colocação adequada para
injetores e produtores.
A utilização de poços horizontais para injecção de vapor
cíclico com geradores de vapor portáteis é também uma
possibilidade.
Apesar dessa produção, muitas áreas de óleo pesado na
costa oeste (mais de 2 bilhões de barris) ainda estão para ser
exploradas. Meios possíveis para a produção deste recurso
incluem a produção de óleo pesado frio com areia (CHOPS),
a produção de óleo espumoso, e recuperação avançada
de óleo, como a injeção de dióxido de carbono. Esses
reservatórios se encontram em profundidades de 4.0006.500 pés em Forest, Cruse e formações Manzanilla. O óleo
tem gravidade de 11-20° e 10-3.500 cp de viscosidade em
condições de reservatório.
Os novos processos, tais como drenagem por gravidade
assistida por vapor (SAG-D), também pode ter um potencial
(Fig. 4), embora o complexo geológico de Trinidad e os
reservatórios de xisto laminado possam afetar adversamente
este método. Modelos de triagem preliminares indicam que
a SAG-D requer um mínimo de 50 pés de espessura do
Trinidad também produz cerca de 4 bcfd de gás dos
campos ao longo da costa leste e norte. Cerca de 1.5 bcfd
deste gás é processado no Ponto Lisas (Central Trinidad) e
usado para geração de energia, bem como na fabricação de
metanol e de amoníaco. Os 2.5 bcf restante são processados
perto da costa sudoeste no ponto Fortin e convertidos para
GNL, dos quais cerca de 65% são exportados para os EUA.
O Point Lisas e as plantas Point Fortin geram cerca de
125 MMscfd de CO2. Uma pequena parte deste CO2 foi
injetado em reservatórios de óleo pesado para aumentar a
recuperação.
O Futuro
Por três projetos de óleo pesado de CO2 em Trinidad,
um foi classificado como bem sucedido e dois como
promissores (tabela 2). Os projetos de EOR 33 e EOR 26 são
imiscíveis enquanto o EOR 34 é um cíclico huff-n-puff. Todos
os três pilotos de injeção de CO2 em Trinidad são onshore
na área de Forest Reseve (fig. 2). Os projetos usaram uma
pequena quantidade do CO2 gerados nas usinas de Point
Lisas. Um parâmetro crítico para as operações CO2 huff-npuff é o custo de implementação e CO2.
Muitas áreas de óleo pesado da costa oeste de Trinidad
permanecem inexploradas. Essas reservas são de 4.0006.500 pés de profundidade em Manzanilla, Forest e
formações Cruise. A maioria das reservas contêm óleo com
gravidade 11-20° (com algum óleo de gravidade nos 30°)
com 10-3.500 cp de viscosidade. Além de injeção de CO2,
CHOPS utilizando poços horizontais e produção de óleo
espumoso, que é popular na Venezuela e no Mar do Norte,
também poderia ser testado nos reservatórios de óleo
pesado fora de Trinidad.
O tamanho da plataforma limita o número de poços
durante a recuperação primária, mas perfurar alguns
poços horizontais é uma forma de aumentar bem a taxa de
produção sem causar baixa excessiva, como a produção de
areia, como acontece a partir de poços verticais.
A injeção de CO2 e um programa de seqüestro poderia
seguir à produção primária. Dado que o CO2 é barato e
prontamente disponível, Trinidad tem o potencial para
embarcar em uma injeção de CO2 e em um programa
agressivo de seqüestro para aumentar sua produção offshore
de óleo pesado.
Atualmente um projeto de sísmica 3D nos principais
campos de óleo pesado vai ajudar a determinar a
continuidade do reservatório e na identificação de blocos
de falhas e caracterização de reservatórios e estudos de
simulação ajudarão a colocação adequada para injeção e
poços produtores.
Avaliação de Desempenho
A produção média de óleo pesado de Trinidad por injeção
de CO2 atingiu um pico de 250 b/d em 1997 (fig.3). Uma fonte
pouco fiável de CO2 causou uma variação na produção.
No entanto, uma avaliação determinou que o projeto
EOR 33 foi bem sucedido, recuperando 8% do óleo original
no local e EOR 26 foi promissor, recuperando 6% do óleo
original no local. A opercação Huff-n-Puff, EOR 34, embora
avaliada como promissora, deve ser considerada bem
sucedida, uma vez que mostrou lucro.
Outra possibilidade é a perfuração de poços horizontais
por CO2 huff-n-puff e a drenagem por gravidade assistida por
vapor por CO2(CO2-AGD). Com reservatórios de imersão,
a injeção de CO2 até mergulho (poço de produção de
mergulho baixo) ou no tampão do gás vai manter a pressão
do reservatório e recuperar por aumento de gás cap-drive.
Além disso, a difusão de CO2 em óleo pesado fará com
que o óleo se expanda, reduza a viscosidade, e aumente a
mobilidade do óleo.
Para acessar a íntegra dos artigos que compõem esta matéria, todas as figuras e referências
bibliográficas além do curriculo completo dos seus autores: Onshore (Parte I) - http://bit.ly/wGdGpB;
Offshore (Parte II) - http://bit.ly/yaT9V6
23
DESTINO REGIONAL
Trinidad guarda más de 3 mil millones de barriles
en mar y tierra
Técnicas de recuperación asistida pueden viabilizar enormes
reservas de petróleo existentes en el país
Los procedimientos para la recuperación mejorada de
petróleo tienen el potencial de producir cantidades importantes de petróleo pesado en Trinidad.
En este artículo vamos a discutir el potencial para producir
1 mil millones de barriles de petróleo pesado que figuran
en los yacimientos existentes en tierra y el potencial para
la recuperación de un estimado de 2 mil millones barriles
de recursos en mar con la inyección de dióxido de carbono.
La mayor parte de petróleo de Trinidad está clasificado
como petróleo pesado con una viscosidad de 30.000-10.000
cp y gravedad de 10-22 ° (investigación OGJ 1992-2010).
Depósitos en tierra contienen aproximadamente 1 mil millones de barriles en la cuenca sur (Figuras 1b y 1c) y alrededor
de 2 mil millones de barriles de petróleo en mar en la cuenca
del suroeste. Estos yacimientos de petróleo son estructuras
de piedra arenisca del final de la edad del Mioceno, principalmente desde el Plioceno (Fig. 2).
Trinidad, al igual que Venezuela, tiene la gravedad de
petróleo pesado de 10-22° en tierra y los recursos en la costa
oeste. En 2010, el país produjo 36.000 b/d de petróleo pesado,
lo que equivale a aproximadamente el 30% de la producción
total en el país.
La producción de petróleo pesado en Trinidad comenzó
hace más de 100 años y las estimaciones hasta ahora son
que sólo el 20% de los 1,5 mil millones de los recursos en
tierra a partir de los sitios fueron recuperados. La producción
en tierra es de unos 16.000 b/d de los cuales el 70% es de
recuperación primaria y el resto proviene de 20 proyectos de
inundación de vapor y del proceso de la energía de vapor de
agua alternada (WASP).
Contexto
La isla de Trinidad se encuentra al norte de la desembocadura de la cuenca del río Orinoco en el oriente de Venezuela
(Fig. 1a).
La geología de Trinidad es compleja y, a menudo es referida
como la pesadilla de un geólogo. Esto hace que sea difícil de
estimar el petróleo en su sitio y su recuperación.
La actividad tectónica en el Mioceno y el Plioceno crearon
una serie de anticlinales con fallas, que son el principal marco
estructural para la acumulación de depósitos de petróleo y
alquitrán de arena de las formaciones de roca, la colina de
Naparima Gautier y, posiblemente, el Cuche de la edad del
Cretácico (145-65 my?). Las fallas inversas al noreste-suroeste
y al noroeste al sureste, son una tendencia normal de fallas,
como barreras de flujo, formando acumulaciones de hidrocarburos separados, con diferentes presiones de formación
y los contactos agua-aceite.
Cuerpos lenticulares de arena también se ofrecen en
este escenario de la Región Natural Sistema Deltaico. La
culpa principal es una falla de llave de la derecha-lateral de
deslizamiento Los Bajos (líneas punteadas en la figura. 1c)
que corre de sureste a suroeste de la isla y ofrece vías para
la migración vertical de petróleo y gas.
Los depósitos petróleo pesado en tierra se encuentran
en profundidades de 300-3000 metros. Estos depósitos se
encuentran principalmente en el Alto y el Bajo Morne L’Enfer
(UMLE y LMLE), Forest y formaciones Cruse del Plioceno
(Fig. 2).
La producción de petróleo pesado
El mayor promedio producción de petróleo pesado de Trinidad de inyección de vapor fue un poco más de 10.000 b/d de
17 proyectos en 1991 (Fig. 3). La mayor parte de esta producción proviene de Forest Reserve Proyecto III, Palo Seco Norte,
Guapo, Central Los Bajos, del Norte Fizabad, Apex Quarry,
Parrylands, Bennett Village, y los campos-piloto Cruse E.
Los depósitos son de arena mal consolidados con diversos grados de dispersión de limo y arcilla y con frecuencia
tienen alta porosidad > 20% y alta saturación de agua >
25%, y promedio de edad de 250 md?. Los yacimientos
producen arena y contienen intercalaciones de pizarra
laminada 6. La profundidad y propiedad de los fluidos hacen
que los depósitos sean candidatos ideales para la inyección
de vapor.
El período 1965-2004 vio 20 proyectos de inyección de
vapor en práctica. Algunos encontraron problemas técnicos
y 3 proyectos no tuvieron éxito. Aun así, los porcentajes de
recuperación estimados en los enfoques de estos proyectos
son de aproximadamente 70%.
Inyección de vapor
El primer proyecto de inyección de vapor comenzó en
Trinidad en 1963, en el campo Penal-Wilson para obtener un
petróleo 15 ° de gravedad por la estimulación cíclica en seis
pozos. El proyecto se interrumpe tras un mes de inyección
de vapor porque la separación de la carcasa de los pozos
producía una mezcla de lodo y emulsión de agua.
En 1995, 17 proyectos de las inundaciones de vapor se
habían aplicado en Trinidad. Nueve de los proyectos más
importantes se encontraban en Parrylands Point Fortin, Point
Fortin y Cruse, Guapo, Forest Reserve, Fyzabad, Palo Seco
Norte, Central Los Bajos, Bennett Village,y campos Quarry
Apex. Estos campos contienen la mayor parte de las reservas
de petróleo pesado en tierra (Fig. 1C).
Desde 1995 hasta la actualidad, otros tres proyectos se
iniciaron. La inyección de vapor inicial era cíclica (un período
de estabilización de aproximadamente dos semanas y los
períodos de producción de hasta 6 meses) en Forest Reserve,
Palo Seco Norte, Guapo, Central Los Bajos, y los campos
Fyzabad. Esto fue seguido por la inyección de vapor continuo o inundación de vapor. Los proyectos piloto en Forest
Reserve del Proyecto 111, Forest Reserve UMLE, Palo Seco
Norte y de los campos Cruse condujeron a expansiones.
Petroleum Oil Co. de Trinidad y Tobago (Petrotrin) operó 19
proyectos de inundaciones de vapor, mientras un operador
de arrendamiento opera el proyecto Parrylands E Block.
Muchos de los problemas en curso con la inyección de
vapor se relacionan con la ubicación del pozo y ninguna
conectividad entre el inyector y el productor debido a la
compleja geología. Otros problemas incluyen la sustitución
de la gravedad de vapor, descubrimiento anticipado de vapor,
tuberías de vapor, problemas mecánicos, la pérdida de calor
y la falta de agua.
En otros casos, un operador detuvo la inyección de vapor
debido a las preocupaciones ambientales, así como ahorros
de costos. En 1997, el efecto de los bajos precios del petróleo
(el crudo Brent fue de menos de US $ 10/bbl en junio de
1999) y el alto costo del gas natural como combustible para
la generación de vapor condujo a la conversión de los seis
proyectos maduros (Norte Fyzabad , Palo Seco Norte, Quarry
Apex, Central Los Bajos, Bennett Village, Forest Reserve y el
Proyecto 111) en un proceso de vapor de agua de energía
alternada (WASP) para ahorrar costes y para revertir el declive
de la producción petrolera.
El WASP efectivamente controló el avance de vapor, mantuvo la presión del depósito a 10, una mejor eficiencia térmica,
la producción sostenible de campos de petróleo en declive,
revertieron los patrones de las inundaciones no rentables
en rentables por el aumento de la producción de petróleo y
del costo operacional reducido. En 2010 el vapor y el WASP
produjeron alrededor de 5.000 b/d en Trinidad. A pesar de
los descensos desde 1991, los cuales fueron relacionados
con diversas cuestiones, una evaluación de los proyectos en
Trinidad de la inyección de vapor muestra que 11 tuvieron
éxito, cinco prometen éxito, 1 demasiado pronto para decir
y 3 decepcionantes (Cuadro 1). Las áreas decepcionantes
tienen menos de 60 hectáreas. El proyecto de Forest Reserve
del Proyecto 111 y Fyzabad están a punto de concluir y tienen
el 68 y el 42% de recuperación, respectivamente.
25
La producción actual es de 100 b/d.
Los indicadores de desempeño para determinar cuándo
convertir, incluyen la nivelación de las materias primas
líquida directamente de una disminución en la producción
de petróleo, un aumento lineal ascendente en la proporción
de agua-aceite y la inclinación del promedio de la curva de
presión del yacimiento.
La evaluación de los resultados obtenidos durante las inundaciones de vapor de nueve proyectos en Trinidad indica
que la proporción de vapor de petróleo de 2.0-5.0 puede ser
una práctica producción eficiente.
El Futuro
Trinidad tiene el potencial para embarcarse en un programa
de inyección de vapor para aumentar su producción de crudo
pesado. Con las facilidades existentes en el sitio, y la experiencia de la alta tasa de éxito de los proyectos existentes en
mar, convierten la inyección de vapor en un atractivo.
Otro posible procedimiento es extraer el vapor de petróleo
utilizando un solvente (VAPEX), que es similar al SAG-D, pero
utilizando vapor. El proceso implica la inyección de vapor
(tales como etano, propano, butano, o mezclas de los mismos), la temperatura del depósito y la presión para reducir la
viscosidad del petróleo. El petróleo diluido drena a lo largo
de la interfaz petróleo pesado−petróleo diluido por gravedad
a la parte inferior donde las bombas producen petróleo de la
superficie (fig. 4). Este proceso es adecuado para delgadas
formaciones homogéneas donde los procesos térmicos son
ineficientes. El costo del solvente, sin embargo, es alto (U$
100 por barril propano).
En Mar
A lo largo de la costa oeste, la producción de petróleo
pesado es de unos 20.000 b/d, principalmente por los métodos primarios y algo de petróleo espumoso.
Un proyecto de sísmica 3D que ya se prevé en todos los
campos de petróleo pesado más importantes le ayudará a
determinar la continuidad de la reserva y la identificación
de los bloques de fallas. La caracterización de yacimientos
y estudios de simulación también ayudarán en la colocación
correcta de los inyectores y productores.
El uso de pozos horizontales para la inyección de vapor
con generadores de vapor cíclicos portátiles es también una
posibilidad.
Apesar de esta producción, muchas áreas de crudo pesado
en la costa oeste (más de 2 mil millones de barriles) aún no
se han explorado. Posibles medios de producción de este
recurso incluyen la producción de petróleo pesado frío con
arena (CHOPS), la producción de petróleo espumoso, y la
recuperación mejorada de petróleo, como la inyección de
dióxido de carbono. Estos depósitos se encuentran en profundidades de 4.000-6.500 pies en Forest, Cruse y formaciones
Manzanilla. El petróleo es 11-20 ° de gravedad y 10-3.500 cp
de viscosidad en condiciones del depósito.
Los nuevos procesos tales como el drenaje por gravedad
asistido por vapor (SAG-D) también pueden tener un potencial
(fig. 4), mientras que el complexo geológico de Trinidad y los
yacimientos de pizarra laminada puede afectar negativamente
este método. Los modelos preliminares de detección indican
que el SAG−D requiere un mínimo de 50 pies de espesor del
depósito limpio sin las capas de pizarra. Este espesor proporcionará la energía de la unidad de drenaje por gravedad y
el petróleo en su sitio para apoyar el costo de dobles pozos
horizontales en el espaciado vertical de 16 pies.
Trinidad también produce alrededor de 4 bcfd de gas de
los campos a lo largo de la costa este y norte. Aproximadamente 1,5 bcfd de este gas se procesa en el Punto Lisas
(Central Trinidad) y se utiliza para la generación de energía,
así como en la fabricación de metanol y amoníaco. Los 2,5
bcf que restan son procesados cerca de la costa suroeste
en el punto Fortín y se convierte en GNL, de los cuales 65%
son exportados a los EE.UU.
El Point Lisas y las Plantas Point Fortin generan alrededor de
125 MMscfd de CO2. Una pequeña parte del CO2 se inyecta en
yacimientos de petróleo pesado para mejorar la recuperación.
El Futuro
Durante tres proyectos de crudo pesado de CO2 en Trinidad, uno fue clasificado como exitoso y dos como prometedores.
Los proyectos de recuperación asistida EOR 33 y EOR 26
son inmiscibles mientras que el EOR 34 es una cíclica huff-npuff. Todos, los 3 proyectos pilotos de inyección de CO2 en
Trinidad son en tierra (onshore) y se encuentran en el área de
Forest Reserve. Los proyectos utilizan una pequeña cantidad
de CO2 generada en las centrales eléctricas en Point Lisas. Un
parámetro crítico para las operaciones de CO2 huff-n-puff es
el costo de implementación y el CO2.
Muchas de las áreas de petróleo pesado en la costa oeste
de Trinidad no han sido exploradas. Estas reservas son de
4.000-6.500 pies de profundidad en Manzanilla, Forest y formaciones Cruse. La mayoría de las reservas contiene petróleo
con gravedad de 11-20° (con algún petróleo de gravead en
los 30°) con 10-3.500 cp de viscosidad. Además de inyección
de CO2, CHOPS utilizando pozos horizontales y producción
de petróleo espumoso, que es popular en Venezuela y en el
Mar Norte, también podría ser testado en los depósitos de
petróleo pesado fuera de Trinidad.
El tamaño de la plataforma limita el número de pozos
durante la recuperación primaria, pero la perforación de algunos pozos horizontales es una forma de aumentar la tasa
de producción y sin causar la caída excesiva, como la producción de arena, así como ocurre a partir de pozos verticales.
La inyección de CO2 y el programa de captura podrían
seguir a la producción primaria. Dado que el CO2 es barato
y fácilmente disponible, Trinidad tiene el potencial para
embarcarse en una inyección de CO2 y en un programa
de agresivo de captura para incrementar su producción de
petróleo pesado en el mar.
En la actualidad un proyecto de sísmica 3D en los campos
de petróleo pesado más importantes le ayudará a determinar
la continuidad de la reserva, la identificación de los bloques de
fallas, caracterización de yacimientos y estudios de simulación
ayudan a la correcta colocación de la inyección y pozos de
producción.
Evaluación de Desempeño
El promedio de producción de petróleo pesado de Trinidad por inyección de CO2 alcanzó un máximo de 250 b/d en
1997. Una fuente poco confiable de CO2 causó un cambio en
la producción. Sin embargo, la evaluación determinó que el
proyecto de recuperación asistida del petróleo EOR 33 fue un
éxito, recuperando el 8% del petróleo original en sitio y EOR
26 es prometedora, recuperando el 6% del petróleo original
en sitio. La operación Huff-n-Puff, EOR 34, aunque evaluada
como prometedora, debe ser considerada como exitosa, ya
que mostró lucro.
Otra posibilidad es la perforación horizontal por CO2
huff−n−puff y el drenaje por gravedad asistido por vapor
de CO2 (CO2-AGD). Con tanques de inmersión, la inyección
de CO2 para bucear (buceo de producción muy por debajo)
o la tapa de la gasolina mantendrá la presión del yacimiento,
recuperará mediante el aumento del gas-tapa de la unidad.
Además, la difusión de CO2 en petróleo pesado hará con que
el petróleo se expanda, para reducir la viscosidad, y aumentar
la movilidad del petróleo.
Para acceder a los artículos completos que componen la materia, todas las cifras y referencias,
además del plan de estudios completo de sus autores: en tierra (Parte I) - http://bit.ly/wGdGpB;
Offshore (Parte II) - http://bit.ly/yaT9V6
27
ENERGIA ALTERNATIVA
A energia eólica na Argentina
está longe de ser um negócio rentável
A falta de financiamento em projetos
eólicos atrasa projetos de investimento
Exclusivo - Daniel Barneda (Buenos Aires)
Em 2011 foram investidos U$S 243 bilhões de dólares nesta
indústria, dos quais U$S 14 bilhões foram na América Latina.
Globalmente a indústria está crescendo uma média anual de
35% nos últimos cinco anos, enquanto os investimentos na
região estão crescendo mais que o dobro. No entanto, a maioria
dos investimentos em nossa região foram feitos no Brasil. Na
Argentina, hoje, o maior problema da indústria é o acesso ao
financiamento.
Um projeto “típico” de energia eólica é de 50MW, o que
requer um investimento de U$S 100 milhões. A estrutura
financeira mais utilizada para desenvolvê-los é a “project
finance”, onde os donos patrocinadores do projeto colocam
20% do equity (capital propriamente dito) e os 80% restantes
são desembolsados pelos bancos e financeiras durante os dois
anos de construção do parque eólico, seguidos de oito anos de
reembolso. O banco tem prioridade de acesso ao fluxo de caixa
desse projeto (que nos casos do programa GENREN lançado
pelo governo argentino, são quinze anos a um preço fixo em
dólares), além de uma garantia sobre a segurança da equipe,
bem como outras garantias que possam ser obtidas.
A Argentina não tem acesso a financiamento próprio, menos
ainda a prazos relativamente longos como neste caso, e isto é
o que está atrasando o rapido desenvolvimento da indústria e
o que poderia comprometer o cumprimento dos 8% para 2016.
Sobre uma capacidade total instalada de energia elétrica de
25.000 MW, as energias renováveis representan apenas 0,24%.
Na última década foram instalados na Argentina apenas 60 MW,
quando a meta máxima são 3000 MW para os próximos 4 anos,
o que parece ser uma utopia atingir esse objetivo.
Com exceção dos biocombustíveis, nos últimos oito anos,
o investimento em energias renováveis na Argentina tem sido
marginal, mostrando um desrespeito grave para a temática
do meio ambiente e por nossas reservas de energia em geral.
Projetos de eletricidade são feitos de combustíveis fósseis,
incluindo uma central de carvão, que é um dos elementos que
mais agride o meio ambiente e a saúde humana. Nesse mesmo
período a Argentina instalou 30 MW de energia eólica, enquanto
Brasil instalou 1000, o México 500, o Chile 170, a Costa Rica 125,
a Nicarágua 65 e o Uruguai 30 MW.
Segundo o economista, o Sr. Luis Rotaeche, coordenador
do Comitê de Energia Renovável do Instituto Argentino de
Energia Geral Mosconi, o mundo, em contraste com o destino
da Argentina, só em energia eólica, já instalou mais de 150 000
MW, cerca de 300.000 milhões de dólares nos últimos oito
anos, o equivalente a seis vezes a capacidade de todo o nosso
sistema elétrico.
“O investimento em energia renovável está crescendo em
todo o mundo a uma taxa de 50% ao ano, atingindo cerca de
150 000 milhões de dólares por ano e os Estados Unidos e a
Europa gastam a metade de seus investimentos em energia
renovável “, acrescenta.
O especialista acredita que as normas vigentes na Argentina
podem ser insuficientes para cumprir a meta de chegar a 8% em
2016. Nesse sentido cabe salientar a lei 25.019, para a energia
eólica e solar, de 1998, parcialmente em vigor, e a lei 26.190, de
fomento das energias renováveis, só foi aprovada em 2007, e
demorou quase dois anos para ser regulamentada. Esta última
lei estabeleceu que no ano de 2016, 8% da energia eletrica fosse
gerada de fontes renováveis, excluindo hidrelétricas.
“Do programa GENREN a única coisa que avançou foi o
Projeto de Rawson e os outros projetos estão paralisados
devido à falta de financiamento. Anunciaram com grande alarde
que na Argentina iriam construir o maior parque eólico do
mundo e isso nunca aconteceu “, disse Rotaeche.
Cabe destacar que depois da regulamentação da lei e
do início dos leilões chamados “GENREN”, lançados pela
Secretaria de Energia em 2008, 32 projetos individuais foram
aprovados para quase 900 MW adicionais de energia eólica,
solar fotovoltaica, térmica com biocombustíveis, e mini-hídricas
(PCH), com contratos de quinze anos cada e em
dólares. Os leilões GENREN foram o lançamento
formal da indústria de energias renováveis na
Argentina.
Mudanças Regulatórias
Alguns setores estão estudando uma estratégia
abrangente para finalmente desenvolver as
renováveis na Argentina que inclua um marco
regulatório claro, previsível, institucionalizado e
de longo prazo, com financiamento adequado,
uma instituição pública (como ocorre em outros
países como a França, Alemanha e Espanha) que
torne possível o cumprimento de objetivos e um
fundo de garantia que permita realizar grandes
investimentos no setor.
Estas duas situações exigem mudanças estruturais e, lamentavelmente
não são soluções fáceis nem de implementação rápida. No entanto, dada
a enorme quantidade de capital de investimento disponível em todo o
mundo para investir em energias renováveis, somado ao fato de que os
retornos do investimento em países como o Brasil já comecam a encolher,
se o governo argentino fizesse gestos mostrando uma intenção clara e
mudanças sérias nesse sentido, isso já convenceria alguns investidores e
bancos a entrarem no mercado.
Na opinião de Rotaeche “precisamos criar um
fundo público de garantia e/ou que de alguma
forma garanta os fluxos de investimento que o
Estado deve pagar para cada um dos projetos
e por sua vez estes fundos devem ter a contragarantia de uma instituição internacional. A idéia
é apresentar este projeto de lei no Congresso da
Nação. “
O certo é que hoje a maioria dos investimentos
em nossa região foram feitos em um único país:
o Brasil. “Uma das principais razões pelas quais
os investimentos estão concentrados no Brasil
é que o país já é agora percebido como mais
estável devido à consistência das suas políticas
governamentais. Isso dá mais segurança a longo
prazo para o investidor e o convence a ir para
aquele país. E como o mercado de investimento
é competitivo, optam por investir onde eles
podem obter o maior retorno com o menor risco.
Chile e Uruguai também estão recebendo muito
investimento “, explica Carlos St. James, fundador
e presidente da Câmara Argentina de Energias
Renováveis (CADER ).
“Outra questão a ser resolvida, enfatiza St James,
é o chamado “counterparty risk”. Os investidores
em energia renovável na Argentina podem assinar
contratos de quinze anos com a empresa nacional
que administra o mercado elétrico. No entanto,
uma razão pela qual os investimentos estrangeiros
são deixados de fora é porque as demonstrações
financeiras da contraparte (“counterparty”)
não são consideradas suficientemente sólidas,
aumentando a percepção de risco de longo prazo
- este, por sua vez, devido à grandes subsídios no
custo da eletricidade “.
29
ENERGÍA ALTERNATIVA
La energía eólica en Argentina
está lejos de ser un negocio rentable
La falta de financiamiento en proyectos eólicos retrasa proyectos de inversión
Exclusivo - Daniel Barneda (Buenos Aires)
En 2011 se invirtieron U$S 243 mil millones de dólares
en esta industria, de los cuales U$S 14 mil millones fueron en
Latinoamérica. Globalmente la industria está creciendo a un
promedio anual del 35% en el último lustro, mientras que las
inversiones en la región están creciendo a más del doble. Sin
embargo, la mayoría de las inversiones en nuestra región fueron
hechas en Brasil. En Argentina hoy el problema más importante
de la industria es el acceso al financiamiento.
Un proyecto “típico” de energía eólica es de 50 MW, lo cual
requiere de una inversión de unos 100 millones de dólares. La
estructura financiera más común que se utiliza para desarrollarlos
es la de “projectfinance”, donde los dueños o auspiciantes del
proyecto ponen un 20% del total en equity (capital propiamente
dicho) y el restante 80% se desembolsa por los bancos como
financiamiento durante los dos años de construcción del parque
eólico, seguido de ocho años de repago. El banco tiene acceso
prioritario sobre el flujo de efectivo de ese proyecto (que en los
casos del Programa GENREN lanzado por el gobierno argentino
son de quince años a precio fijo en dólares), más una garantía
prendaria del equipo, así como sobre cualquier otra garantía que
pudieran obtener.
central de carbón, que es uno de los elementos que más agrede
al medio ambiente y a la salud humana. En ese mismo período
Argentina instaló 30 MW de energía eólica, mientras que Brasil
instaló 1000, México 500, Chile 170, Costa Rica 125, Nicaragua
65 y Uruguay 30, MW.
Según el economista, Lic. Luis Rotaeche, coordinador de la
Comisión de Energías Renovables del Instituto Argentino de la
Energía General Mosconi, el mundo, en contraste con el devenir
argentino, solo en energía eólica, ha instalado más de 150 000
MW, unos 300.000 millones de dólares, en los últimos ocho años,
que equivale a seis veces la capacidad de todo nuestro sistema
eléctrico.
“La inversión en energías renovables crece en el mundo a una
tasa del 50% por año, alcanzando unos 150 000 millones de dólares
por año y EE. UU y Europa destinan la mitad de sus inversiones
en energía a las energías renovables”, añade.
La Argentina no tiene acceso a financiamiento propio, menos
aún a plazos relativamente largos como en este caso, y esto es lo
que está demorando un desarrollo más rápido de la industria y lo
que podría hacer peligrar el cumplimiento del 8% para el 2016.
El especialista considera que la actual normativa en Argentina
es insuficiente para cumplir con el objetivo de llegar al 8% en 2016.
En ese sentido cabe señalar la ley 25 019, para energía eléctrica
eólica y solar, del año 1998, parcialmente vigente, y la ley 26.190,
de fomento de energías renovables que recién se aprobó en el año
2007, y tardó casi dos años en ser reglamentada. Esta última ley
estableció que en el año 2016 un 8 % de la energía eléctrica fuera
generada con renovables sin contar la hidroelectricidad.
Sobre una capacidad instalada total de energía eléctrica de
25.000 MW, las energías renovables apenas representan el 0,24%.
En la última década se han instalado en Argentina apenas 60 MW
cuando la meta de máxima son 3000 MW para los próximos 4
años, lo cual resulta una utopía llegar a ese objetivo.
“Del Programa GENREN lo único que se avanzó fue con el
Proyecto Rawson y los demás proyectos están paralizados por
falta de financiamiento. Anunciaron con bombos y platillos que
en Argentina se iba a construir el parque eólico más grande del
mundo y eso nunca ocurrió”, apunta Rotaeche.
Con excepción de los biocombustibles, en los últimos ocho años
la inversión en energías renovables en Argentina ha sido marginal,
mostrando un grave desprecio por la temática del medio ambiente
y por nuestras reservas de energía en general. Los proyectos de
electricidad realizado son de energías fósiles, incluyendo una
Cabe destacar quedespués de la reglamentación de la ley y el
comienzo de las licitaciones llamadas “GENREN” lanzadas por
la Secretaria de Energía en 2008, se han aprobado 32 proyectos
individuales por casi 900 MW adicionales de energía eólica, solar
fotovoltaica, energía térmica con biocombustibles, y mini-hidro,
con contratos a quince años cada uno y en dólares.
Las licitaciones GENREN fueron el lanzamiento
formal de la industria de energías renovables en
Argentina.
Cambios regulatorios
fáciles ni de rápida implementación. Sin embargo, dada la enorme cantidad
de capital de inversión disponible a nivel mundial para invertir en renovables,
sumado al hecho de que los retornos a la inversión en países como Brasil ya
se están reduciendo, si el Gobierno argentino hiciera gestos mostrando una
intención clara y seria de cambios en esta dirección, esto ya persuadiría a
algunos inversores y bancos a entrar al mercado.
Desde algunos sectores estudian una estrategia
abarcativa para finalmente desarrollar las
renovables en Argentina que incluya un marco
regulatorio claro, predecible, institucionalizado y
de largo plazo, con una subvención adecuada, una
institución pública (como ocurre en otros países
como Francia, Alemania y España) que haga posible
el cumplimiento de los objetivos y un fondo de
garantía que permita realizar grandes inversiones
en el sector.
En opinión de Rotaeche “necesitamos crear un
fondo de garantía público y/o privado que de alguna
manera garantice los flujos de inversión que el
Estado debe pagar a cada uno de los proyectos y a
su vez estos fondos deben tener la contragarantía de
una institucional internacional. La idea es presentar
este proyecto de ley en el Congreso de la Nación”.
Lo cierto es que hoy la mayoría de las
inversiones en nuestra región fueron hechas en un
solo país: Brasil. “Una de las razones principales
por la cual las inversiones se concentran en Brasil
es porque ese país ya se percibe como más estable
debido a la consistencia de sus políticas de Estado.
Eso le da más seguridad al inversor a largo plazo y
lo convence a apostar por ese país. Y dado que el
mercado de inversión es competitivo, eligen invertir
donde pueden lograr el mayor retorno con el menor
riesgo. Chile y Uruguay también están recibiendo
mucha inversión”, explica Carlos St James, ex
Fundador y Presidente de la Cámara Argentina de
Energías Renovables (CADER).
“Otro tema a resolver- subraya St James- es
el llamado “counterpartyrisk”. Los inversores
en energía renovable en Argentina pueden firmar
contratos a quince años con la compañía nacional
que administra el mercado eléctrico. Sin embargo,
una de las razones por las que inversores extranjeros
se quedan afuera es porque los estados financieros
de esta contraparte (“counterparty”) no se
consideran suficientemente sólidos, incrementando
la percepción de riesgo a largo plazo – esto a su
vez debido a los grandes subsidios en el costo de la
energía eléctrica”.
Estas dos situaciones requieren de cambios
estructurales y lamentablemente no son soluciones
31
MEIO AMBIENTE
Ponto de vista
Roberto Furian Ardenghy
RELEVÂNCIA ESPECÍFICA DA RIO+20
A realização do evento para marcar a passagem dos 20 anos
da Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento (Conferência do Rio, ou Rio 92), realizada
no Rio de Janeiro, em 1992, foi proposta pelo Presidente Luiz
Inácio Lula da Silva no discurso de abertura da 62ª Assembléia
Geral das Nações Unidas, em 2007. Em 2009 a Assembléia
Geral da ONU acolheu, por unanimidade, o oferecimento
do Governo brasileiro de sediar a Conferência das Nações
Unidas sobre Desenvolvimento Sustentável (Rio+20), no Rio
deJaneiro, este ano, de 28 de maio a 6 de junho.
A Rio+20 deverá ser o maior e mais importante evento de alta
política internacional dos próximos anos, do Governo Dilma
Rousseff e da agenda das Nações Unidas, nas áreas social,
econômica e ambiental, cujo êxito poderá dar renovado
impulso à transformação das atuais estruturas globais em
mecanismos mais representativos e legítimos. O segmento
de alto nível será de 4 a 6 de junho de 2012. O objetivo da
Conferência é a renovação do compromisso político com
o desenvolvimento sustentável, por meio da avaliação do
cenário atual e do tratamento de temas novos e emergentes.
Os dois temas centrais da Rio+20 – (1) a economia verde no
contexto do desenvolvimento sustentável e da erradicação da
pobreza e (2) a estrutura institucional para o desenvolvimento
sustentável – foram aprovados pelos 193 países que integram a
ONU. Nas reuniões preparatórias, os países têm apresentado
propostas sobre esses temas, visando resultados que possam
ser adotados na Conferência.
A
ECONOMIA
VERDE
NO
CONTEXTO
DO
DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL E DA ERRADICAÇÃO
DA POBREZA
A“economia verde” constitui um instrumento para a aplicação
de políticas e programas de fortalecimento da implementação
dos compromissos de desenvolvimento sustentável em
todos os países da ONU. Para o Brasil, a “economia verde”
deve ser sempre enfocada no contexto do desenvolvimento
sustentável e da erradicação da pobreza.
O debate aponta para oportunidades de complementaridade
e de sinergia com outros esforços internacionais, englobando
atividades e programas para atender às diferentes realidades
de países desenvolvidos e em desenvolvimento. A redução
das desigualdades é fundamental para a plena realização do
desenvolvimento sustentável no mundo.
ESTRUTURA INSTITUCIONAL PARA O DESENVOLVIMENTO
SUSTENTÁVEL
As discussões sobre a estrutura institucional buscam melhorar
a coordenação e a eficácia das atividades desenvolvidas
pelas diversas instituições do sistema ONU que se dedicam
aos diferentes pilares do desenvolvimento sustentável. Os
países têm debatido, principalmente, maneiras pelas quais os
programas voltados ao desenvolvimento econômico, ao bemestar social e à proteção ambiental podem ser organizados em
esforços conjuntos, que realmente correspondam às aspirações
do desenvolvimento sustentável.
Vários países têm apontado a importância de que sejam
fortalecidas as capacidades de trabalho do Programa das
Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA), aumentando
a previsibilidade dos recursos disponíveis para que essa
instituição apóie efetivamente projetos em países em
desenvolvimento. A reforma da estrutura institucional para o
desenvolvimento sustentável deverá observar o equilíbrio entre
as questões sociais, econômicas e ambientais.
A INFLUÊNCIA DA CONFERÊNCIA NO ÂMBITO DO
APROVEITAMENTO DE RECURSOS NATURAIS E ENERGIA
Para o Brasil, os principais resultados a serem alcançados pela
Conferência são:
1 – Situar a erradicação da pobreza como elemento
indispensável ao desenvolvimento sustentável, acentuando sua
dimensão humana.
2 – Fazer com que os atores dos pilares econômico,
social e ambiental levem em consideração o conceito de
desenvolvimento sustentável nas tomadas de decisão.
3 – Fortalecer o multilateralismo e adequar as estruturas da
ONU e das demais instituições internacionais ao desafio
dodesenvolvimento sustentável.
4 – Promover o reconhecimento do reordenamento internacional
em curso e da mudança de patamar dos países, com seus
reflexos na estrutura de governança global.
A oportunidade dessa agenda é dada desde a publicação
do Relatório da Comissão Mundial sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento (Relatório Brundtland), em 1987, intitulado
“Nosso Futuro Comum”, no qual o conceito foi apresentado
como o “desenvolvimento que atende às necessidades do
presente sem comprometer a capacidade das gerações
futuras de atenderem às suas próprias necessidades”. Na
Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e
Desenvolvimento, a Rio-92, o conceito foi aprimorado,
passando a enfocar o equilíbrio entre o desenvolvimento
econômico, o bem-estar social e a proteção ambiental,
pilares interdependentes do desenvolvimento sustentável.
Na Cúpula Mundial sobre Desenvolvimento Sustentável,
realizada em 2002 em Joanesburgo, os entraves para a
implementação das decisões da Rio-92 foram identificados
e refletidos no Plano de Implementação de Joanesburgo.
Vinte anos depois, todo esse legado permanece atual, em
particular o princípio de “responsabilidades comuns, porém
diferenciadas”, segundo o qual os países desenvolvidos
devem tomar a dianteira nos desafios do desenvolvimento
sustentável, tendo em vista sua responsabilidade histórica
pelo uso insustentável dos recursos naturais globais.
A Agenda 21, por sua vez, propõe medidas práticas a
serem empreendidas tanto internacionalmente, quanto
nacional e localmente. Trata das dimensões sociais e
econômicas do desenvolvimento, da conservação e
gerenciamento dos recursos naturais, do fortalecimento da
participação da sociedade e dos meios de implementação
dos compromissos acordados,estabelecendo diretrizes
e caminhos para a aplicação concreta dos princípios da
Declaração do Rio. No Brasil, a implementação da Agenda 21
e a construção das Agendas 21 Locais e do Desenvolvimento
Local Sustentável são demonstrações da atualidade e da
importância desse documento para o enfrentamento dos
desafios do desenvolvimento sustentável. É fundamental
que, na avaliação das propostas apresentadas na Rio+20, as
discussões sejam pautadas pelo princípio da não-regressão,
segundo o qual não podem ser admitidos retrocessos de
conceitos e de compromissos internacionais previamente
assumidos. A Rio+20 deverá, portanto, visar ao futuro e
não ao passado, buscando antecipar os temas e os debates
das próximas décadas. O Brasil almeja que os resultados da
Rio+20 sirvam como referência internacional, sinalizando
uma inflexão na forma como o mundo é pensado.
Os resultados deverão assegurar que todos os países se
sintam capazes de implementar as decisões adotadas
no Rio, a partir da criação de condições adequadas –
os necessários recursos financeiros, tecnológicos e de
capacitação – para implementá-los, construindo, assim,
uma visão compartilhada de sustentabilidade válida para as
próximas décadas.
A Rio+20 é uma Conferência sobre desenvolvimento
sustentável e não apenas sobre meio ambiente. O desafio da
sustentabilidade constitui oportunidade excepcional para a
mudança de um modelo de desenvolvimento econômico que
ainda tem dificuldades de incluir plenamente preocupações
com o desenvolvimento social e a proteção ambiental. A
“nova economia” – de que o mundo carece em particular neste
momento de crise – é a economia da sustentabilidade e da
inclusão.
A sustentabilidade hoje não é mais uma questão de
idealismo, mas de realismo. É necessário mudar o padrão de
desenvolvimento e dar respostas à altura do desafio global.
Para o êxito da mudança, é essencial a mobilização de todos
os atores: governos nacionais e locais, cientistas, acadêmicos,
empresários, trabalhadores, organizações não governamentais,
movimentos sociais, jovens, povos indígenas e comunidades
tradicionais.
DINÂMICA DA CONFERÊNCIA E SUA MAGNITUDE EM
TERMOS DE PARTICIPANTES E MÍDIA
Desde 2010, o Comitê vem realizando sessões anuais,
além de “reuniões intersessionais”, importantes para dar
encaminhamento às negociações para a Rio+20. Além
das “PrepComs”, diversos países têm realizado “encontros
informais” para ampliar as oportunidades de discussão dos
temas da conferência.
O processo preparatório é conduzido pelo Subsecretário-Geral
da ONU para Assuntos Econômicos e Sociais e Secretário-Geral
da Conferência, Embaixador Sha Zukang, da China, que conta
ainda com dois Coordenadores-Executivos. Os preparativos
são complementados pela Mesa Diretora, que se reúne com
regularidade em Nova York e decide sobre questões relativas
à organização do evento. Fazem parte da Mesa Diretora
representantes dos cinco grupos regionais da ONU, além do
Brasil, na qualidade de país-sede da Conferência.
A Rio+20 será composta por três momentos. Nos primeiros
dias, de 13 a 15 de junho, está prevista a III Reunião do
Comitê Preparatório, no qual se reunirão representantes
governamentais para negociações dos documentos a serem
adotados na Conferência. Em seguida, entre 16 e 19 de junho,
serão programados eventos com a sociedade civil. De 20 a 22
de junho, ocorrerá o Segmento de Alto Nível da Conferência,
para o qual é esperada a presença de diversos Chefes de Estado
e de Governo dos países-membros das Nações Unidas.
Diretor de Segurança,
Transportes e de Relações com
a Sociedade Civil - Comitê
Nacional de Organização
da Conferência das Nações
Unidas sobre Desenvolvimento
Sustentável - Rio+20
33
MEDIO AMBIENTE
Perspectiva
A IMPORTANCIA ESPECÍFICA DE LA RÍO +20
La realización del acto para celebrar el paso de los 20 años
de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo
(Conferencia de Río, Río de Janeiro o 92), celebrada en Río de
Janeiro en 1992, fue propuesto por el presidente Luiz Inácio
Lula da Silva nodiscurso la apertura de la 62 ª Asamblea
General de la ONU en 2007. En 2009, la Asamblea General de la
ONU aceptada por unanimidad, el ofrecimiento del Gobierno
del Brasil de hospedar la Conferencia de las Naciones Unidas
sobre el Desarrollo Sostenible (Río +20) en Río deJaneiro este
año, 28 de mayo al 6 de junio.
El Río +20 debe ser el evento más grande e importante
de la alta política internacional en los próximos años, el
Gobierno de Rousseff, y el programa de las Naciones Unidas,
en los ámbitos social, económico y ambiental, cuyo éxito
puede dar un impulso a la transformación de las estructuras
actuales mecanismos globales más representativo y legítimo.
El segmento de alto nivel de 4 a 6 junio de 2012. El objetivo
de la conferencia es renovar el compromiso político con el
desarrollo sostenible a través de la evaluación de la situación
actual y el tratamiento de cuestiones nuevas y emergentes.
Los dos temas centrales de la Río +20 - (1) economía verde
en el contexto del desarrollo sostenible y la erradicación
de la pobreza, y (2) el marco institucional para el desarrollo
sostenible, fueron aprobados por 193 países que conforman
la ONU. En las reuniones preparatorias, los países han
presentado propuestas sobre estas cuestiones, la búsqueda
de resultados que pueden ser adoptados en la Conferencia.
UNA ECONOMÍA VERDE EN EL CONTEXTO DEL
DESARROLLO SOSTENIBLE Y ERRADICACIÓN DE LA
POBREZA
La “economía verde” es un instrumento para la aplicación
de políticas y programas para fortalecer el cumplimiento de
los compromisos para el desarrollo sostenible en todos los
países de la ONU. Para Brasil, la “economía verde” siempre
debe ser analizada en el contexto del desarrollo sostenible y la
erradicación de la pobreza.
Los puntos de debate a las oportunidades de
complementariedad y sinergia con otras iniciativas
internacionales, actividades y programas abarca para adaptarse
a diferentes circunstancias de los países desarrollados y en
desarrollo. Reducir la desigualdad es fundamental para la
plena realización del desarrollo sostenible en el mundo.
MARCO INSTITUCIONAL
SOSTENIBLE
PARA
EL
DESARROLLO
Los debates sobre la estructura institucional tratan de
mejorar la coordinación y la eficacia de las actividades llevadas
a cabo por varias instituciones del sistema de las Naciones
Unidas que se dedican a los diferentes pilares del desarrollo
sostenible. Los países han debatido, sobre todo formas de que
los programas orientados al desarrollo económico, bienestar
social y los esfuerzos de protección del medio ambiente se
pueden organizar en grupos, que en realidad corresponden a
las aspiraciones de desarrollo sostenible.
Varios países han demostrado la importancia de las
capacidades se fortalecen el trabajo del Programa de las
Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), el
aumento de la previsibilidad de los recursos disponibles para
esta institución eficaz apoyo a los proyectos en los países
en desarrollo. La reforma del marco institucional para el
desarrollo sostenible debe cumplir con el equilibrio entre lo
social, económico y ambiental.
LA INFLUENCIA DE LA CONFERENCIA EN LA
EXPLOTACIÓN DE LOS RECURSOS NATURALES Y LA
ENERGÍA
Para Brasil, los principales resultados a alcanzar por la
Conferencia son:
1 - Ubique la erradicación de la pobreza como un elemento
indispensable del desarrollo sostenible, haciendo hincapié en
la dimensión humana.
2 - Hacer que los actores de los pilares del desarrollo
económico, social y ambiental tienen en cuenta el concepto
de desarrollo sostenible en la toma de decisiones.
3 - Para fortalecer el multilateralismo y adaptar las estructuras
de las instituciones internacionales de las Naciones Unidas y
otros para el reto dodesenvolvimento sostenible.
4 - Promover el reconocimiento internacional de la
reorganización en curso y el cambio en el nivel de los países,
con sus reflexiones sobre la gobernanza mundial.
La oportunidad de este programa se da desde la publicación
del Informe de la Comisión Mundial sobre Medio Ambiente
y el Desarrollo (Informe Brundtland) en 1987, titulado
“Nuestro Futuro Común”, en el que se introdujo el concepto
de “desarrollo que satisface las necesidades actuales sin
comprometer la capacidad de las generaciones futuras para
satisfacer sus propias necesidades “. En la Conferencia de las
Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y Desarrollo, Río92, el concepto se ha mejorado, va a centrarse en el equilibrio
entre el desarrollo económico, el bienestar social y protección
ambiental, pilares interdependientes del desarrollo sostenible.
En la Cumbre Mundial sobre el Desarrollo Sostenible celebrada
en Johannesburgo en 2002, los obstáculos a la aplicación de las
decisiones de la Río-92 se identificaron y se refleja en el Plan de
Aplicación Joanesburgo.Vinte años más tarde, todo ese legado
sigue siendo, en particular el principio de “responsabilidades
comunes pero diferenciadas”, según el cual los países
desarrollados deberían tomar la iniciativa en los desafíos del
desarrollo sostenible, teniendo en cuenta su responsabilidad
histórica por el uso insostenible de los recursos naturales a nivel
mundial.
Programa 21, a su vez, propone medidas concretas para ser
llevadas a cabo a nivel internacional y nacional y local. Estas
dimensiones del desarrollo social y económico, la conservación
y manejo de recursos naturales, el fortalecimiento de la
participación de la sociedad y los medios de aplicación de los
compromisos acordados, estableciendo pautas y vías para la
aplicación práctica de los principios de la Declaración de Río
en Brasil la implementación de la Agenda 21 y la construcción
de la Agenda 21 Local y Desarrollo Local Sostenible son las
manifestaciones de hoy y de la importancia de este documento
para hacer frente a los desafíos del desarrollo sostenible. Es
esencial que la evaluación de las propuestas presentadas en
Río 20, los debates se guían por el principio de no regresión, de
acuerdo con los conceptos que los contratiempos no pueden
ser aceptadas y los compromisos internacionales previamente
asumidos. El Río +20 debería estar orientada hacia el futuro y no
en el pasado, tratando de anticipar los problemas y debates de
las próximas décadas. Brasil tiene objetivos que los resultados
de Río +20 servirán como un referente internacional, lo que
indica un cambio en la forma en que se pensaba que el mundo.
Los resultados deben asegurarse de que todos los países se
sienten capaces de poner en práctica las decisiones adoptadas
en Río de Janeiro, a partir de la creación de condiciones
adecuadas - los recursos financieros necesarios, la tecnología
y la formación - para ponerlas en práctica, por lo tanto la
construcción de una visión compartida de sostenibilidad válido
para las próximas décadas.
Río +20 es una conferencia sobre el desarrollo sostenible y
no sólo sobre el medio ambiente. El reto de la sostenibilidad
es una oportunidad excepcional para el cambio en un modelo
de desarrollo económico que todavía tiene dificultades para
incluir plenamente la preocupación acerca del desarrollo social
y la protección ambiental.A “nueva economía” - que el mundo
necesita en este momento particular de la crisis - es la economía
de la sostenibilidad y la inclusión.
La sostenibilidad es hoy en día ya no es una cuestión de
idealismo, sino realismo. Es necesario cambiar el patrón de
desarrollo y responder al reto global.
Para el éxito del cambio es esencial para movilizar a todas las
partes interesadas: gobiernos nacionales y locales, científicos,
académicos, empresarios, trabajadores, organizaciones no
gubernamentales, movimientos sociales, jóvenes, pueblos
indígenas y comunidades tradicionales.
DINÁMICA DE LA CONFERENCIA Y SU MAGNITUD
EN TÉRMINOS DE PARTICIPANTES Y LOS MEDIOS DE
COMUNICACIÓN
Desde 2010, el Comité ha sido la celebración de períodos de
sesiones anuales, y “reuniones entre períodos de” importante
para dar a las negociaciones con interés la Río +20. Además de
los “PrepComs”, muchos países han llevado a cabo “reuniones
informales” para mejorar las oportunidades para la discusión de
temas de la conferencia.
El proceso de preparación se lleva a cabo por las Naciones
Unidas Subsecretario General de Asuntos Económicos y
Sociales y Secretario General de la Conferencia, el Embajador
Sha Zukang, China, que también incluye a dos Coordinadores
Ejecutivos. Los preparativos se complementan con el Consejo
de Administración, que se reúne regularmente en Nueva York
y decide sobre las cuestiones relativas a la organización del
evento. Los oficiales son parte de los representantes de los
cinco grupos regionales de las Naciones Unidas, y Brasil, como
país anfitrión de la Conferencia.
Río +20 constará de tres etapas. En los primeros días, 1315 de junio, está programada la tercera reunión del Comité
Preparatorio, que se reunirá con representantes del gobierno
para las negociaciones de los documentos a ser adoptados en
la Conferencia. Luego, entre el 16 y 19 de junio, los eventos se
programarán con la sociedad civil. De 20-22 de junio, tendrá
lugar la Sesión de Alto Nivel de la Conferencia, para lo cual se
espera la presencia de varios jefes de Estado y de Gobierno de
los países miembros de las Naciones Unidas.
Director de Seguridad,
Transporte y Relaciones con
la Sociedad Civil - Comité
Nacional de Organización de
la Conferencia de las Naciones
Unidas sobre el Desarrollo
Sostenible - Río +20
35
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
México começa nova era do
seu setor petrolífero
Como os campos são colocados em leilão em Tabasco e as
discussões sobre o potencial de petróleo do país
Após 73 anos de envolvimento direto apenas do Estado na
extração de petróleo no México, a Petróleos Mexicanos (Pemex)
no ano passado concedeu os três primeiros contratos para
empresas privadas de petróleo, de contas novas, pelo menos
como contratadas para ajudar a extrair petróleo do subsolo
mexicano.
A Pemex garantiu que devido ao grande interesse que este
processo despertou entre as empresas da indústria, tanto
nacionais como estrangeiras, foram adquiridos mais de 50
pacotes de licitação por 27 empresas entre operadoras e de
serviços, para as três áreas contratuais.
Histórico recente
Os três campos ofertados em Tabasco possuem uma área de
312 quilômetros quadrados. Contam com uma reserva de 207
milhões de barris de petróleo bruto. Sua produção atual é de
quase 15 mil barris diários e estima-se que com os contratos
poderiam aumentar para 55 mil barris.
As empresas que foram vencedoras são Petrofac Facilities
Management Limited para os campos de Santuário e
Magallanes e Administradora de Proyectos de Campo para a
área de Carrizo, todas localizadas em Tabasco. A primeira é
uma empresa inglesa que em pelos 2 campos, Magallanes
e Santuário, ofereceu pagamento de 5,01 dólares por barril.
Enquanto isso, a pouco conhecida Administradora de Proyectos
de Campo (administradora da estrada em Nuevo Leon) ganhou
o contrato, propondo uma taxa de 5,03 dólares por barril no
campo de Carrizo.
Em 1958, 20 anos após a expropriação de petróleo, o
presidente Adolfo Ruiz Cortines proibiu o investimento privado
nos hidrocarbonetos da nação, declarando o monopólio do
Estado sobre a indústria do petróleo, alterando o Artigo 27
da Constituição. Durante os últimos 12 anos principalmente,
restrições á participação privada na Pemex, a terceira maior
produtora mundial de petróleo, foram submetidas a severos
questionamentos.
Logo após a reforma da lei em 2008, a Pemex Exploração e
Produção (PEP) lançou uma rodada de licitações de Contratos
de Exploração e Produção Integrada (CEPI) feita após conseguir
que o Supremo Tribunal de Justiça da Nação proferisse uma
decisão que disse que os CEPI não violavam a Constituição do
México. De maio a julho desse ano, as empresas interessadas
tiveram a oportunidade de fazer um grande número de visitas
tanto a sala de dados como as áreas contratuais. Além disso,
eles também participaram de um seminário sobre questões
técnicas e financeiras relacionadas com o modelo de contrato
e a nove reuniões de esclarecimento. “É um bom começo para
a visão incorporada na reforma da Lei da Pemex de outubro de
2008, mas passou muito tempo”, disse o analista George Baker,
da Energía.com.
Mais contratos serão assinados
Dentro do Plano de Negócios 2012-2016 da Pemex, é
afirmado que “uma parte significativa da produção de petróleo
bruto no futuro virá de campos maduros”. Outros 37 campos
deste tipo esperam para serem leiloados nos próximos anos
com os Contratos de Exploração e Produção Integrada. Este
ano, a Pemex espera pelo menos iniciar a licitação de outros
campos, no norte do Golfo do México, em terra e em águas
rasas. A direção geral da Pemex garante que o esquema
permitiria que as empresas privadas investissem cerca de 1.000
a 1.500 milhões de dólares nos próximos anos, com a promessa
implícita, porém incerta, de que trariam tecnologia de ponta
somada ao conhecimento de especialistas da Pemex.
Termos contratuais e obrigações trabalhistas*
As reservas de hidrocarbonetos identificados pela Pemex
em cada bloco, tendo em conta os termos do contrato,
podem ser suficientes para que todos se interessem, menos os
operadores do nicho. Novos estudos sísmicos em 3D durante
o reprocessamento e a fase de avaliação podem identificar
novas reservas suficientes para justificar o exercício da opção
de avançar para a fase de desenvolvimento de 23 anos. Os
contratos nos 3 blocos oferecem a opção de ampliar, reduzir
ou suprimir um bloco em função dos resultados de uma fase
avaliação de 2 anos. Se a opção de continuar no 23° ano da
fase de redesenvolvimento é exercida, a nova produção (acima
de uma curva de declínio predeterminado) será paga em uma
taxa por barril (o item que está sendo proposto), tendo em
conta fatores de desempenho, tais como redução de custos,
prevenção de acidentes, e valor agregado.
Além disso, as taxas de administração são concedidas para
a produção de idade (abaixo da curva de declínio padrão) em
21% da taxa de barril e para a gestão de óleo produzido fora do
bloco, 10% da taxa barril.
Um custo adicional e recuperação de custos para a
construção de novas infra-estruturas será permitido. Campos
maduros vão receber reembolsos de impostos em um barril de
base de produção nova, a ser definido caso a caso. No entanto,
as limitações são que as reservas não podem ser reservadas, os
pagamentos são limitadas pelo fluxo de caixa líquido do projeto
e um topo indexado aos preços do petróleo, apenas 75%
dos custos podem ser recuperados (mas pode ser renovado
automaticamente no período seguinte), pelo menos 40% de
conteúdo local, é obrigatório, e os fundos devem ser reservados
para o caso de abandono.
Também um amplo estudo de linha de base ambiental é
necessário, e muitas das instalações de superfície são antigas e
não se pode esperar que durem o prazo de 25 anos do contrato,
sem muita manutenção.
A Pemex tem um interesse no trabalho apoiado em 10%,
o qual será ocupado por uma subsidiária. Isso representa um
potencial conflito de interesses na qual a Pemex vai aprovar o
orçamento anual e o operador do programa de trabalho. As
bandeiras vermelhas são o risco da comunidade (operações
da Pemex sofrem de manifestações e greves por parte dos
agricultores e pescadores) e o risco de segurança (funcionários
da Pemex foram seqüestrados recentemente) .
Vigilância sobre os ganhos
Segundo a publicação local Petróleo & Energía, as estimativas
de receitas esperadas e contribuição de fundos públicos foram
feitas tendo em conta um preço médio de petróleo de 69.17
dólares por barril nos próximos 14 anos e de 5,6 dólares por
milhão de pé cúbico de gás, portanto, para manter os preços
atuais do petróleo em várias categorias acima de US$100 o barril
poderia mudar as expectativas de investimentos e rendimentos
futuros.
Fontes do setor energético afirmaram que esta informação,
clasificada como reservada, foi entregue à Secretaria de Energia
(Sener), à Comissão Nacional de Hidrocarbonetos (CNH), á
Secretaria da Fazenda e Crédito Público (SFCP) e ao Conselho
de Administração da Pemex para trazer uma monitoração em
tempo útil da exploração dos três primeiros campos maduros.
37
Revisão técnica dos blocos*
Bloco de Magallanes
O Bloco de Magallanes contém dois campos em um
complexo de Upper Tertiary, blocos múltiplos, de regular à boa
qualidade de depósito de areia que se depositam numa falha a
2.000-3.500m acima e ao redor de uma intrusão salina.
O total de óleo restante e reservas de gás associado que
a Pemex tem identificado é uma quantidade equivalente a
110 milhões de barris de petróleo. A reabilitação do campo
principal, o maduro campo Sanchez Magalhães, de 63 anos,
produz atualmente 6.833 b/d de petróleo em gravidade 31-34°
e 13,6 MMcfd de gás de 54 poços, vai enfrentar problemas com
os poços, incluindo assoreamento, conectando com parafina, e
danos da injeção de água. Além disso, o estudo e monitorização
de pelo menos 160 grupos independentes será um desafio para
ser gerido de forma eficiente, uma vez que irá provavelmente
passar por um tempo considerável. O outro campo no bloco,
Otates, tem poucas reservas restantes. A oportunidade
é para aumentar a base do bloco da reserva mediante o
reprocessamento sísmico de 2005 em 3D para encontrar locais
para perfuração de enchimento, os intervalos de recompletação
e metas mais profundas de exploração. No entanto, a melhoria
da imagem da sísmica 3D pode ser dificultada pela aquisição da
cobertura incompleta, portanto, um levantamento sísmico 3D
novo pode ser necessário.
Bloco Santuario
O Bloco Santuario contem três campos no Upper Tertiary,
múltiplos, de boa qualidade de areias que se extendem a 2.9503.600m em aramadilhas de falhas na crista de um importante
anticlinal. As reservas totais remanescentes de petróleo e gás
associado que a Pemex identificou é de 44.5 milhões de barris
de petróleo. Os dois principais campos são maduros, El Golpe
de 43 anos de idade e o Santuario de 47 anos de idade, que
em conjunto atualmente produzem 6.742 b/d de petróleo, 3536° de gravidade e 3.81 MMpcd de gás de 34 poços. O terceiro
campo no bloco, Caracolillo, está abandonado e não foram
identificadas reservas remanescentes. A oportunidade é para
aumentar as reservas no bloco mediante a aquisição de dois
mini estudos de sísmica 3D (17 quilómetros quadrados e 10
quilômetros quadrados) e a integração com o 3D sísmico
existente para identificar novas localizações de perfuração e os
intervalos de recompletação.
Bloco Carrizo
O bloco Carrizo contém um único campo, o de Carrizo, com
suas areias de Upper Tertiary que se encontram a 1.400-2.200m
num profundo e suave anticlinal falhado que foi abandonado
devido a falta de fundos.
É possível que as reservas sejam de 51 milhões de barris
de petróleo e gás associado. Não está claro qual parte destas
reservas são de óleo pesado (18-22 ° gravidade) e quanto é de
óleo extrapesado (7-12 ° gravidade) nas areias superficiais de
excelente qualidade que cobrem o campo. A oportunidade é
para aumentar as reservas mediante a aquisição de um mini
estudo de sísmica 3D nos inexplorados 40% do campo e sua
integração com o 3D sísmico existente para identificar mais
lugares de perfuração e os intervalos de recompletação. O óleo
extrapesado poderia representar uma oportunidade adicional
para instalar um projeto de recuperação térmica melhorada.
* - Apud Colin Stabler - “Pemex onshore redevelopment blocks involve mature reservoirs in Tabasco” (OGJ, 04/04/2011)
QUE POTENCIAL DE PETRÓLEO O MÉXICO AINDA TEM?
Apesar da escassez, alguns especialistas ainda contam com
a geologia do México que oferece a possibilidade de encontrar
novos depósitos. Nos últimos 10 anos descobriram 80 novos
campos, um a cada dois meses, ao longo da costa de Campeche
e Tabasco. Especialistas do setor energético comentaram que
são escassas as possibilidades de que o México volte a registrar
volumes de extração como os registrados em 2004, quando a
produção chegou a 3 milhões 382 mil barris por dia.
Entrevistado pelo jornal mexicano El Universal, Fabio
Barbosa Cano, professor e especialista no setor de energia disse
que a Pemex Exploração e Produção (PEP) está trabalhando em
17 novos campos localizados ao longo da costa de Campeche e
Tabasco, onde ele espera recuperar mais de um bilhão barris de
petróleo bruto e 2 trilhões 309 bilhões de pés cúbicos.
Em 2013, o Programa de Investimento PEP vai começar o
desenvolvimento e operação de campos de Misión, com 17
milhões de barris e produtores de gás Lakach (673 milhões de
pés cúbicos) em 2014 a meta é trabalhar em Pit, Kambesah e
Che, que juntos oferecem mais de 245 milhões, em 2015 são
referidos Ektal, Nak, Kix e Uchak com 8 milhões e, em 2016, Ain,
Pokoch, Chuhuk e Wayil com 144 milhões de barris.
Durante a sua participação no Fórum de Análise e Propostas
da Estratégia Nacional de Energia, Barbosa Cano comentou
que nos últimos 10 anos descobriram 80 novos campos, um a
cada dois meses, ao longo da costa de Campeche e Tabasco,
“óleo novo, de hidrocarbonetos que não existiam antes do
pico e declínio de Canterell e o que pode ser chamado de pós
Cantarell do México”. No entanto, ele esclareceu que “quase
70% dos novos campos mexicanos são portadores de gás, ou
seja, pode ajudar a compensar a queda do petróleo.” Ele disse
que alguns desses campos foram descobertos na década de
noventa, cerca de 20%, o que significa que a Pemex deu uma
guinada para uma política de campos maduros.
Francisco Garaicochea, analista e presidente do grupo
petrolífero que integra a Constituição de 17, garantiu que “não
é viável para reverter o declínio da produção do México para,
eventualmente, produzir 3,3 milhões de barris por dia, que se
reflete na ENE (Estratégia Nacional de Energia)”.
não vai contribuir nem na terceira nem na quarta parte da
produção estimada de incremento para os próximos 15 anos.
O único depósito que está respondendo é o Ku-Maloob-Zaap,
que agora produz ao redor de 840 mil barris por dia, mas resulta
insuficiente para compensar o declínio de pelo menos 30
campos petrolíferos.
E por que não é possível atingir a meta? De acordo com
os especialistas, em primeiro lugar porque não se está
administrando de forma apropriada os recursos mediante a
injeção de nitrogênio e, em segundo lugar porque não se pode
evitar que o declínio de Cantarell continue a ser pronunciado,
como em anos passados. Além disso, projetos como
Chicontepec, que de acordo com as estimativas da Secretaria
de Energia poderia ajudar a restaurar os níveis de produção,
Garaicochea disse que é improvável encontrar grandes
depósitos, porque devemos partir da premissa de qual é o
potencial petrolífero que temos, estudos que a Pemex não tem
e não fez. “Estamos destinados a experimentar declínio na
produção porque não fomos capazes de levar em conta que é
um recurso não-renovável, estratégico, e é um bem finito com
maior valor agregado”, acrescentou.
INSTITUTO MEXICANO DO PETRÓLEO (IMP): MODELOS MATEMÁTICOS APLICADOS Á DETECÇÃO DE DEPÓSITOS
A inclinação do Golfo do México possui uma grande área de
campos de petróleo que apresentam dificuldades de natureza
técnica para fazê-los produzir de forma otimizada. Um dos
principais problemas é que o subsolo é amplamente fraturado
ou tem baixa permeabilidade, o que exige a introdução de
novas tecnologias.
a porosidade ou permeabilidade dos depósitos. A metodologia
matemática, disse ele, é o início da investigação, que foi posteriormente incorporada em tecnologias de obtenção de petróleo.
Em resposta, os pesquisadores do Instituto Mexicano del
Petróleo (IMP) constroem modelos matemáticos para otimizar
várias atividades na extração de óleo, que vão desde a detecção
de depósitos até a modelagem de estratégias adequadas para
seu uso.
Como exemplo das contribuições do grupo de especialistas
em matemática aplicada, o Dr. Velasco Hernandez mencionou
que em casos como a perfuração de poços na bacia de Chicontepec no estado de Veracruz, há um problema causado pela
acumulação de fragmentos de rocha que surgem ao perfurar
poços (pois estes obstruem as vias de extração do petróleo),
mesmo que seja diagnosticado com modelos matemáticos desenvolvidos no PIMAyC.
Em entrevista ao jornal El Informador (Guadalajara, México),
o Dr. Jorge Velasco Hernandez, coordenador do Programa de
Pesquisa em Matemática Aplicada e Computação (PIMAyC) do
IMP, disse que com o uso de modelos matemáticos, é possível saber, através de técnicas analíticas e numéricas, a estrutura das formações e as propriedades petrofísicas, tais como
Para o Dr. Velasco Hernandez, a importância de ter uma área
concentrada na investigação em matemática computacional no
IMP, é a geração de metodologias de modelagem. O especialista disse que “tirou a matemática e a computação do contexto
acadêmico para concentrá-los no desenvolvimento de soluções
para grandes problemas da indústria do petróleo.”
GÁS
TransCanada vai investir 448 milhões de dólares para
construir o Gasoduto Tamazunchale-El Sauz.A Comissão
Federal de Eletricidade do México anunciou em 28/fev, o
fracasso do concurso público internacional em favor da empresa
TransCanada (Transportadora de Gás Natural de La Huasteca)
pela prestação do serviço de transporte de gás natural em San
Luis Potosí, Hidalgo e Querétaro (Gasoduto Tamazunchale-El
Sauz).
A empresa vencedora aplicará um investimento de 448
milhões de dólares, que garantem o fornecimento de gás
natural para usinas da CFE (Comissão Federal de Eletricidade)
nessas instituições e da indústria na região. Para isso, construirá
e operará um gasoduto com capacidade de 630 milhões de pés
cúbicos por dia e 235 quilômetros de extensão ao longo de um
período de 25 anos, de acordo com um comunicado da estatal.
A CFE especifica que a construção começa no ponto de
interligação com a linha do existente Gasoduto NaranjosTamazunchale, de propriedade da Companhia de Transporte
de Gás Natural de La Huasteca, e terminará na Central El Sauz
no estado de Querétaro. O projeto, que começará a operar
no primeiro trimestre de 2014, afirma que o licitante vencedor
deverá fornecer uma preparação para a futura construção de
um ramal para a central de geração de CC Tula, que a CFE vai
desenvolver no estado de Hidalgo.
39
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
México inicia nueva era de su sector petrolero
Como están los campos licitados en Tabasco y las
discusiones sobre el potencial petrolero del país
Después de 73 años de participación directa exclusivamente
estatal en la extracción de petróleo crudo en México, Petróleos
Mexicanos (Pemex) adjudicó el año pasado los tres primeros
contratos para que firmas petroleras privadas, de nueva cuenta,
al menos como contratistas, le ayuden a extraer petróleo del
subsuelo mexicano.
proceso entre las empresas de la industria, tanto nacionales
como extranjeras, se compraron más de 50 paquetes de bases
de licitación por parte de 27 empresas entre operadoras y de
servicios, para las tres áreas contractuales.
Los tres campos licitados en Tabasco tienen una superficie
de 312 kilómetros cuadrados. Cuentan con una reserva de 207
millones de barriles de petróleo crudo. Su producción actual es
de casi 15 mil barriles diarios y se estima que con los contratos
se podría incrementarla a 55 mil barriles.
En 1958, 20 años después de la expropiación petrolera, el
presidente Adolfo Ruiz Cortines prohibió la inversión privada
en los hidrocarburos de la nación, declarando el monopolio
del Estado sobre la industria petrolera, modificando para ello
el Artículo 27 de la Constitución. Durante los últimos 12 años
principalmente, las restricciones a la participación privada en
Pemex, la tercera empresa productora de crudo a nivel mundial,
fueron objeto de severos cuestionamientos.
Las empresas que resultaron ganadoras son Petrofac Facilities
Management Limited para los campos maduros de Santuario y
Magallanes, y Administradora de Proyectos de Campo para el
campo de Carrizo, todos localizados en Tabasco. La primera
es una firma inglesa que por los dos campos, Magallanes y
Santuario, ofreció recibir un pago de 5.01 dólares por barril.
Por su parte, la poco conocida Administradora de Proyectos de
Campo (administradora de carreteras en Nuevo León) ganó el
contrato al proponer una contraprestación de 5.03 dólares por
barril en el campo de Carrizo.
Pemex aseguró que debido al gran interés que despertó este
Histórico reciente
Luego de la reforma a la Ley en 2008, Pemex Exploración
y Producción (PEP) lanzó al mercado una primera ronda de
licitaciones de Contratos Integrales EP luego de haber logrado
que la Suprema Corte de Justicia de la Nación diera un fallo
donde señaló que los CIEP no violaban la Carta Magna de
México. De mayo a julio de este año, las empresas interesadas
tuvieron la oportunidad de efectuar un gran número de visitas
tanto al cuarto de datos como a las áreas contractuales.
Además, asistieron a un taller de temas técnicos y financieros
relacionados con el modelo de contrato y a nueve juntas de
aclaraciones. “Es buen comienzo de la visión plasmada en
la reforma a la Ley de Pemex de octubre de 2008, pero pasó
mucho tiempo”, opinó el analista George Baker, de Energía.com.
Se firmarán más contratos
Dentro del Plan de Negocios 2012-2016 de Pemex, se asienta
que “una parte significativa de la producción de crudo en el
futuro vendrá de campos maduros”. Otros 37 campos de este
tipo esperan ser licitados en los años por venir con los Contratos
Integrales de Exploración y Producción. Este año Pemex espera
cuando menos iniciar la licitación de otros campos, en el norte
del Golfo de México, en tierra y en aguas someras. La dirección
general de Pemex asegura que el esquema permitiría a la
iniciativa privada invertir alrededor de 1.000 a 1.500 millones de
dólares en los próximos años, con la promesa implícita, pero
incierta, de que traerían tecnología de punta que se sumaría al
conocimiento de expertos de Pemex.
Terminos contractuales y obligaciones de trabajo*
Las reservas de hidrocarburos identificados por Pemex en
cada bloque, teniendo en cuenta los términos del contrato,
pueden ser suficientes para interesar a todos, excepto a los
operadores de nicho. Nuevos estudios de sísmica 3D durante
el reprocesamiento y la fase de evaluación pueden identificar
nuevas reservas suficientes para justificar el ejercicio de la
opción de pasar a la fase de redesarrollo de 23 años.
tiene el mandato, y los fondos deben dejarse a un lado para el
abandono.
Los contratos en los tres bloques ofrecen la opción de
ampliar, reducir o renunciar a un bloque en función de los
resultados de una fase de evaluación de 2 años. Si la opción
de continuar en el 23er año la fase de redesarrollo es ejercida,
la nueva producción (por encima de una curva de declinación
preestablecida) se pagará en base a honorarios por barril (el
elemento objeto de la licitación), teniendo en cuenta los factores
de rendimiento tales como la reducción de costes, prevención
de accidentes, y el valor añadido.
Pemex tiene un interés en el trabajo de respaldo de 10%, que
será ocupado por una filial. Esto representa un potencial conflicto de interés en que Pemex se aprobará el presupuesto anual
del operador y programa de trabajo. Las banderas rojas son el
riesgo de la comunidad (las operaciones de Pemex sufren de
manifestaciones y paros de los agricultores y pescadores) y el
riesgo para la seguridad (personal de Pemex han sido secuestrados recientemente).
También un amplio estudio de línea de base ambiental se
requiere, y muchas de las instalaciones de superficie son viejas
y no se puede esperar que dure el plazo de 25 años del contrato,
sin mucho mantenimiento.
Vigilancia sobre ganancias
Además, las comisiones de gestión se conceden a la
producción de edad (por debajo de la curva de declinación
preestablecida) en el 21% de la cuota por barril y para el manejo
de hidrocarburos producidos fuera del bloque, el 10% de la
cuota por barril.
Un cargo adicional y recuperación de costos para la
construcción de nueva infraestructura será permitido. Los
campos maduros recibirán devoluciones de impuestos en
un barril de la base de la nueva producción, que deberán
definirse caso por caso. Sin embargo, las limitaciones son que
las reservas no se pueden reservar, los pagos están limitados
por el flujo neto de efectivo del proyecto y un tope indexado
al precio del petróleo, sólo el 75% de los costos pueden ser
recuperados (pero puede ser renovado automáticamente en el
próximo período); un mínimo de 40% de contenido nacional,
De acuerdo a la publicación local Petróleo & Energía, los cálculos sobre los ingresos esperados y su aportación al erario público fueron realizados tomando en cuenta un precio promedio
del petróleo crudo de 69.17 dólares por barril para los próximos
14 años y de 5.6 dólares por millón de pie cúbico de gas, de ahí
que de mantenerse los precios actuales del crudo en rangos por
encima de los 100 dólares por barril podrían modificarse las expectativas tanto de inversiones como ingresos futuros.
Fuentes del sector energético afirmaron que esta información,
clasificada como reservada, fue entregada a la Secretaría de Energía (Sener), a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), a
la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y al Consejo
de Administración de Pemex para llevar una puntual vigilancia
de la explotación de los tres primeros campos maduros.
41
Revisión técnica de los bloques*
Bloque de Magallanes
El bloque de Magallanes contiene dos campos en un
complejo de Upper Tertiary, bloques múltiples, de regular a
buena calidad de yacimiento de arena que yacen en un fallo
a 2.000-3.500 m por encima y flanqueando intrusiones de sal.
El total de petróleo restante y las reservas de gas asociado
que PEMEX ha identificado es una cantidad equivalente a 110
millones de barriles de petróleo. El redesarrollo del campo
principal, el muy maduro Campo Sanchez Magallanes, de 63
años, que actualmente produce 6.833 b/d de petróleo a 31-34°
de gravedad y 13.6 MMcfd de gas de 54 pozos, se enfrentará
problemas con los pozos, incluyendo enarenamiento,
conectando con parafina, y los daños de la inyección extensa de
agua. Además, el estudio y la vigilancia de al menos 160 grupos
independientes será un reto para gestionar de manera eficiente,
ya que probablemente se gaste un tiempo considerable. El otro
campo en el bloque, Otates, tiene pocas reservas que quedan.
La oportunidad es aumentar la base del bloque de la reserva
mediante el reprocesamiento de sísmica de 2005 a 3D para
buscar localizaciones de perforación de relleno, los intervalos
de recompletación y más profundos objetivos de exploración.
Sin embargo, la imagen mejorada de la sísmica 3D puede verse
obstaculizada por la adquisición de la cobertura incompleta,
por lo que un nuevo estudio de sísmica 3D puede ser requerido.
Bloque Santuario
El Bloque Santuario contiene tres campos en Upper Tertiary,
múltiples, de buena calidad de arenas que se extiende a 2.9503.600 m en las trampas de fallas en la cresta de un anticlinal
vuelco importante. El total de reservas restantes de petróleo y
gas asociado que Pemex ha identificado es de 44,5 millones de
barriles de petróleo. Los dos principales campos son maduros,
de 43 años de edad, El Golpe y el Santuario de 47 años de edad,
que en conjunto actual de producción de 6.742 b/d de petróleo,
35-36 ° de gravedad y 3.81 MMpcd de gas de 34 pozos. El
tercer campo en el bloque, Caracolillo, está abandonado y no
se ha identificado reservas restantes. La oportunidad es para
aumentar las reservas en el bloque mediante la adquisición
de dos mini estudios de sísmica 3D (17 kilómetros cuadrados
y 10 kilómetros cuadrados) y la integración con el 3D sísmico
existente para identificar nuevas ubicaciones de perforación y
los intervalos de recompletación.
Bloque Carrizo
El bloque de Carrizo contiene un solo campo, Carrizo, con
sus arenas de Upper Tertiary que yacen a 1.400-2.200 m en un
profundo y suave anticlinal fallado que ha sido abandonado
debido a la falta de fondos.
Es posible que las reservas sean de 51 millones de barriles
de petróleo y gas asociado. No está claro qué parte de estas
reservas son de crudo pesado (18-22 ° gravedad) y cuánto es el
petróleo extra pesado (7-12 ° gravedad) en las arenas superficiales
de excelente calidad que cubren el campo. La oportunidad es
para aumentar las reservas mediante la adquisición de un mini
estudio de sísmica 3D en los inexplorados 40% del campo y
su integración con el 3D sísmico existente para identificar más
lugares de perforación y los intervalos de recompletación. El
crudo extrapesado podría representar una oportunidad adicional
para instalar un proyecto de recuperación térmica mejorada.
* - Apud Colin Stabler - “Pemex onshore redevelopment blocks involve mature reservoirs in Tabasco” (OGJ, 04/04/2011)
¿QUÉ POTENCIAL PETROLERO TIENE MÉXICO, TODAVÍA?
Pese a la escasez, algunos expertos todavía confían en
que la geología de México ofrece la posibilidad de encontrar
nuevos yacimientos. En los últimos 10 años se han descubierto
80 nuevos campos, uno cada dos meses, frente a las costas
de Campeche y Tabasco. Especialistas del sector energético
comentaron que son escasas las posibilidades de que México
vuelva a registrar volúmenes de extracción como los que
registró en 2004, cuando alcanzó el máximo de producción con
3 millones 382 mil barriles por día.
Entrevistado por el periódico mexicano El Universal, Fabio
Barbosa Cano, catedrático y especialista del sector energético
comentó que Pemex Exploración y Producción (PEP) está
trabajando en 17 nuevos campos localizados frente a las costas
de Campeche y Tabasco de donde espera recuperar más de
mil millones de barriles de petróleo crudo y 2 billones 309 mil
millones de pies cúbicos.
Este año, de acuerdo con previsiones de la paraestatal, iniciará
la explotación del campo Tumut en donde espera recuperar 37
millones de barriles de crudo; en 2011 están previstos Tsimin y
Kuil que en conjunto aportarán 251 millones de barriles; para
2012 están Ayatsil, Ichalkil y Onel con 416 millones.
En 2013, según el Programa de Inversiones de PEP, iniciarán
el desarrollo y explotación de los campos Misión con 17
millones de barriles y Lakach, productor de gas (673 millones de
pies cúbicos); para 2014 la meta es trabajar en Pit, Kambesah y
Che que en conjunto aportarán 245 millones más; en 2015 están
contemplados Ektal, Nak, Kix y Uchak con 8 millones; y, en 2016,
Ayin, Pokoch, Chuhuk y Wayil con 144 millones de barriles.
Durante su participación en el Foro de Análisis y Propuestas
de la Estrategia Nacional de Energía, Barbosa Cano comentó
que en los últimos 10 años se han descubierto 80 nuevos campos, uno cada dos meses, frente a las costas de Campeche y
Tabasco, “petróleo nuevo, de hidrocarburos que no existían
antes del pico y la decadencia de Canterell y al que se puede
denominar petróleo post Cantarell de México”. Sin embargo,
aclaró que “casi 70% de los nuevos campos mexicanos son
gaseros, es decir, ni pueden ayudarnos a compensar caída de
crudo”. Indicó que algunos de estos campos fueron descubiertos en los noventa, aproximadamente 20%, lo que significa que
Pemex dio un viraje a una política de campos maduros.
Francisco Garaicochea, analista y presidente del grupo de
petroleros que integran Constitución del 17 aseguró que “no es
factible revertir la declinación de la producción de México para
llegar a producir 3.3 millones de barriles por día que está plasmado en la ENE”.
¿Y por qué no es posible alcanzar la meta? Según los expertos, primero porque no se está administrando en forma apropiada los recursos mediante la inyección de nitrógeno y porque
tampoco se ha podido evitar que la declinación de Cantarell
siga siendo pronunciada, como en los años pasados. Además,
proyectos como Chicontepec, que de acuerdo a estimacio-
nes de la Secretaría de Energía podría ayudar a recuperar los
niveles de producción, no va a poder aportar ni la tercera o
cuarta parte de la producción incremental estimado para los
próximos 15 años. El único yacimiento que está respondiendo
es el Ku-Maloob-Zaap, que ahora produce alrededor de 840 mil
barriles por día, pero que resulta insuficiente para compensar la
declinación de al menos 30 campos petroleros.
Garaicochea sostuvo que es poco factible encontrar grandes
yacimientos grandes porque debemos partir de la base de cuál
es el potencial petrolero que tenemos, estudios que Pemex no
tiene ni ha hecho. “Estamos destinados a seguir experimentado
declinación de producción porque no hemos sido capaces
de tomar en cuenta que se trata de un recurso no renovable,
estratégico, finito y es una de las mercancías que tienen mayor
valor agregado”, añadió.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP): MODELOS MATEMÁTICOS
APLICADOS A LA DETECCIÓN DE YACIMIENTOS
La vertiente del Golfo de México cuenta con una extensa
zona con yacimientos de petróleo que presentan dificultades
de naturaleza técnica para ponerlos a producir de una forma
óptima. Una de las principales problemáticas es que el subsuelo
está extensivamente fracturado o tiene baja permeabilidad, lo
que requiere de la introducción de tecnologías novedosas.
de los yacimientos. La metodología matemática, refirió, es el
principio de la investigación que posteriormente se materializa
en tecnologías para obtener el crudo.
Ante ello, investigadores del Instituto Mexicano del Petróleo
(IMP) construyen modelos matemáticos para optimizar diversas
actividades en la extracción del crudo, que van desde la
detección de yacimientos hasta la modelación de estrategias
adecuadas para su aprovechamiento.
Como ejemplo de los aportes del grupo de expertos en
matemática aplicada, el doctor Velasco Hernández mencionó
que en casos como la perforación de pozos en la cuenca de
Chicontepec, en el estado de Veracruz, existe un problema
derivado de la acumulación de recortes de roca que se originan
al perforar pozos (pues estos tapan las vías de extracción del
crudo), mismo que se diagnostique con modelos matemáticos
desarrollados en el PIMAyC.
En entrevista al periódico El Informador (Guadalajara,
México), el doctor Jorge Velasco Hernández, coordinador
del Programa de Investigación en Matemáticas Aplicadas y
Computación (PIMAyC) del IMP, comentó que, gracias al uso de
modelos matemáticos, es posible conocer, mediante técnicas
analíticas y numéricas, la estructura de las formaciones así como
las propiedades petrofísicas como porosidad o permeabilidad
A decir del doctor Velasco Hernández, la importancia
de tener un área concentrada en investigación matemática
y computacional, en el IMP, reside en la generación de
metodologías de modelación. El experto refirió que “se ha
sacado a la matemática y a la computación de un contexto
académico para enfocarlos al desarrollo de soluciones de los
grandes problemas en la industria petrolera”.
GAS
TransCanada invertirá 448 millones de dólares para construir
el Gasoducto Tamazunchale-El Sauz. La Comisión Federal
de Electricidad de México dio a conocer, en 28/Feb, el fallo
de la licitación pública internacional en favor de la empresa
TransCanada (Transportadora de Gas Natural de La Huasteca)
para la prestación del servicio de transporte de gas natural en
San Luis Potosí, Hidalgo y Querétaro (Gasoducto TamazunchaleEl Sauz).
La empresa ganadora aplicará una inversión de 448 millones
de dólares, con la cual garantizará el suministro de gas natural
para las centrales eléctricas de la CFE en las citadas entidades
y para la industria de la región. Para ello, construirá y operará
un gasoducto con capacidad de 630 millones de pies cúbicos
diarios y 235 kilómetros de longitud durante un periodo de 25
años, de acuerdo con un comunicado de la paraestatal.
La CFE detalla que la construcción iniciará en el punto de
interconexión con el ducto existente Gasoducto NaranjosTamazunchale, propiedad de la Transportadora de Gas Natural
de La Huasteca, y concluirá en la Central El Sauz, en el estado de
Querétaro. El proyecto, que entrará en operación en el primer
trimestre de 2014, establece que el ganador de la licitación
deberá prever una preparación para la construcción a futuro
de un ramal hacia la central de generación CC Tula, que la CFE
desarrollará en el estado de Hidalgo.
43
OFFSHORE
Europa reforça regulação de SMS
nas atividades petrolíferas
Revisão das normas de segurança do offshore europeu
pode se tornar referência para o mundo, e deve ser acompanhada de perto.
apud. Jan Burgess (CMS Cameron McKenna) - Offshore Magazine, Janeiro/2012.
Apesar de a maioria da produção marítima de petróleo e
gás na Europa ainda ocorrer no Reino Unido e na Noruega, a
atividade vem se expandindo por toda a região, com licenças
de exploração e produção concedidas em 13 estados membros
da União Européia, incluindo muitos países costeiros ao Mar
Mediterrâneo.
A Comissão Européia vem se preocupando com o fato de
que as leis ambientais nacionais diferem muito entre si, e deseja
garantir segurança para produção de petróleo e gás offshore
na Europa. Minutas regulatórias, recentemente trabalhadas
por Bruxelas propõem harmonizar as normas e as melhores
práticas, trazendo o resto da região até os níveis de segurança
hoje aplicados no Reino Unido e na Noruega.
Com isso, os procedimentos relativos ao SMS do offshore
europeu seriam nivelados. No entanto, nem todos acham que
isso virá para o bem, e vaticinam uma tendência à regulação
centralizada da produção de petróleo e gás offshore, que
poderia ter consequências inesperadas sobre a sua própria
eficácia. Por exemplo, já se faz evidente que a regulação irá
exigir que a autoridade competente de cada estado membro
estabeleça um procedimento de denúncia anônima de
irregularidades para permitir aos trabalhadores que relatem
preocupações ambientais ou de saúde e segurança, garantido
anonimato. Embora a intenção seja boa, ela pode levantar o
espectro das comunicação maliciosa de incidentes.
Por outro lado, ao contrário de versões anteriores, a minuta
mais recente de regulação não se aplica às operações de
empresas com sede na UE cuja localidade operacional esteja
fora da UE. Nestes casos, no entanto, os operadores terão de
“envidar os melhores esforços” para conduzir suas operações
mundiais de petróleo e gás offshore de acordo com tais
princípios. Alguns irão ver isso como uma oportunidade perdida
de se elevar os padrões de todo o mundo, embora a indústria
européia considere que, graças a isso, sua capacidade de
competir com as estatais petrolíferas (não sujeitas às mesmas
normas) não será inibida.
O projeto define regras claras que cobrem o ciclo completo
de todas as atividades de exploração e produção, desde o
projeto até a retirada final de uma instalação de petróleo ou
gás. Sob o controle das autoridades reguladoras nacionais, a
indústria europeia terá de registrar regularmente os padrões de
segurança para operações offshore, tendo em vista o advento
de novas tecnologias, novos conhecimentos e novos riscos.
O Comissário de Energia Günther Oettinger declarou que
“proteger as melhores práticas em todas as nossas operações
offshore é uma indiscutível obrigação. Esta proposta é um
passo fundamental em direção a atividades offshore mais
seguras para o benefício dos nossos cidadãos e do nosso meioambiente.”Para avançar neste objetivo, existem vários pontos
importantes que devem ser objeto da regulação. Eles incluem o
licenciamento, a auditoria independente, o plano de emergência
obrigatório, a resposta de emergência e responsabilidade civil.
Ainda pelas novas diretrizes, as autoridades de cada Estado
membro terão de garantir que apenas os operadores com
suficientes recursos técnicos e financeiros necessários para
controlar a segurança das atividades offshore e prover proteção
ambiental serão licenciados a explorar e produzir petróleo e gás
em águas da UE. Além disso, as soluções técnicas apresentadas
pelo operador consideradas críticas para a segurança nas
instalações terão de ser verificadas por uma terceira parte
independente, e periodicamente, após a instalação começa
a funcionar. As empresas também terão que submeter aos
reguladores os planos de emergência para as suas instalações,
contendo avaliação de risco e plano de resposta a acidentes,
antes do início da exploração ou produção. Estes relatórios
terão de ser aprovados pelas autoridades nacionais.
A transparência é valorizada no processo, e informações
comparáveis deverão ser disponibilizadas ao público quanto
aos padrões de desempenho da indústria e quanto à atuação
das autoridades nacionais.
Finalmente, as regras existentes sobre os danos ambientais
serão estendidas, a partir de águas territoriais, para toda a
plataforma continental e zona econômica exclusiva de cada
país, para que as empresas de petróleo e gás sejam totalmente
responsáveis por danos ambientais às espécies marinhas
protegidas ou habitat natural.
A maioria dessas normas afetará pouco o operador do Mar
do Norte, que já trabalham sob normas de segurança de classe
mundial. A preocupação é que a regulamentação européia
centralizada pode inibir a capacidade dos reguladores do Reino
Unido a se adaptar e inovar em resposta a novos desafios
técnicos e movimentos da indústria no próprio Mar do Norte.
Se o lobby pela atual indústria do Reino Unido não inviabilizar
a proposta, o regulamento se tornará lei uma vez aprovado pelo
Conselho Europeu e pelo Parlamento. Deverá então entrar em
vigor para as instalações existentes em 2014, com um período
prévio de transição de um ano para produções planejadas.
Para muitos operadores, faz parte do negócio, mas aqueles que
não estão em operação no Reino Unido e Noruega faria bem
começar se preparar desde já.
OFFSHORE
Europa refuerza la regulación de SMS
en las actividades petroleras
Revisión de las normas de seguridad en mar adentro de Europa
puede convertirse en referencia para el mundo, y deben ser vigiladas de cerca
apud. Jan Burgess (CMS Cameron McKenna) - Offshore Magazine, Eneiro/2012.
A pesar de que la mayor parte de la producción marina de
petróleo y gas en Europa aún se produzca en el Reino Unido y
Noruega, la actividad se ha expandido en toda la región, con las
licencias de exploración y producción otorgadas en 13 países de
la UE, incluidos muchos países costeros del Mar Mediterráneo.
La Comisión Europea se ha preocupado por el hecho de que
las leyes ambientales nacionales sean muy diferentes, y desea
garantizar la seguridad para la producción de petróleo y gas mar
adentro en Europa. Actas reguladoras recientemente trabajadas
por Bruselas proponen armonizar las normas y mejores prácticas,
trayendo el resto de la región hasta los niveles de seguridad que
son aplicados actualmente en el Reino Unido y Noruega.
paso fundamental hacia actividades más seguras en alta mar para
el beneficio de nuestros ciudadanos y nuestro medio ambiente.
Para lograr este objetivo, hay varios puntos importantes que
deben ser objeto de regulación. Estos incluyen la concesión
de licencias, la auditoría independiente, el plan de emergencia
obligatorio, la respuesta de emergencia y responsabilidad civil”.
Por las nuevas directrices, las autoridades de cada Estado
miembro tendrán que garantizar que los operadores sólo con
suficientes recursos técnicos y financieros necesarios para
controlar la seguridad de las actividades en el mar y ofrecer
protección del medio ambiente tendrán una licencia para explorar
y producir petróleo y gas en aguas de la UE. Además, las soluciones
técnicas aportadas por el operador consideradas críticas para
la seguridad en las instalaciones deben ser verificadas por una
tercera parte independiente, y periódicamente después que la
instalación empiece a funcionar. Las empresas también tienen
que someterse a los planes reguladores para sus instalaciones,
que contienen la evaluación de riesgos y un plan de respuesta a
los accidentes antes del inicio de la operación o producción. Estos
informes deben ser aprobados por las autoridades nacionales.
Por lo tanto, los procedimientos relativos al SMS del mar
adentro europeo serían nivelados. Sin embargo, no todo el
mundo cree que eso será lo mejor, y predicen que una tendencia
hacia la regulación centralizada de la producción de petróleo
y gas, podría tener consecuencias inesperadas en su propia
eficacia. Por ejemplo, ya es evidente que el reglamento exige que
la autoridad competente de cada Estado miembro establezca
un procedimiento para la denuncia anónima de irregularidades
para permitir que los empleados relaten sus preocupaciones
La transparencia es valorada en el proceso, e informaciones
ambientales o de salud y seguridad, garantizando el anonimato. comparables deberán estar disponibles al público sobre los
Aunque la intención sea buena, puede aumentar el espectro de estándares de desempeño de la industria y sobre la actuación de
las comunicaciones maliciosas de incidentes.
las autoridades nacionales.
Por otra parte, al contrario de versiones anteriores, la versión
más reciente del reglamento no se aplica a las operaciones de las
empresas con sede en la UE, cuya ubicación se encuentre fuera de
la UE. En estos casos, sin embargo, los operadores tendrán que
“hacer lo posible” para llevar a cabo sus operaciones mundiales
de petróleo y gas en alta mar, de acuerdo con tales principios.
Algunos verán esto como una oportunidad perdida para elevar
el nivel de todo el mundo, aunque la industria europea considere
que, gracias a esto, su capacidad para competir con las petroleras
estatales (no sujeto a las mismas normas) no se inhibirá.
Finalmente, las reglas vigentes sobre los daños ambientales
serán extendidas desde las aguas territoriales, hacia toda la
plataforma continental y zona económica exclusiva de cada
país, para que las empresas de petróleo y gas sean totalmente
responsables por los daños ambientales a las especies marinas
protegidas o hábitat natural.
La mayoría de estas normas afectarán poco al operador del
Mar del Norte, que ya trabajan bajo las normas de seguridad de
clase mundial. La preocupación es que la regulación europea
centralizada puede inhibir la capacidad de los reguladores en
El proyecto establece reglas claras que cubren el ciclo el Reino Unido para adaptarse e innovar en respuesta a nuevos
completo de toda la actividad de exploración y producción, desafíos técnicos y los movimientos de la industria en el propio
desde el proyecto hasta la retirada final de una instalación de Mar del Norte.
petróleo o de gas. Bajo el control de las autoridades reguladoras
nacionales, la industria europea tendrá que registrar regularmente
Si el lobby por la actual industria del Reino Unido no descarrilla
los estándares de seguridad para las operaciones costa afuera en la propuesta, la regulación se convertirá en ley una vez aprobada
vista de la llegada de nuevas tecnologías, nuevos conocimientos por el Consejo Europeo y el Parlamento. Entonces, deberá entrar
y nuevos riesgos.
en vigor para las instalaciones existentes en el 2014, con un
periodo preliminar de la transición de un año a la producción
El Comisario de Energía, Günther Oettinger, afirmó que planeada. Para muchos operadores, que forman parte del
“proteger las mejores prácticas en todas nuestras operaciones acuerdo, pero los que no están en funcionamiento en el Reino
en alta mar es una obligación indiscutible. Esta propuesta es un Unido y Noruega, haría bien que empiecen a prepararse ahora.
45
CURTAS
BOLIVIA/ARGENTINA
O Gasoduto Juana Azurduy vai
injetar a pricípio 7,5 milhões de
metros cúbicos/dia
A Presidenta Cristina Fernández
e seu par da Bolivia, Evo Morales,
inauguraram o Gasoduto de Integração
Juana Azurduy (GIJA). A presidenta
Cristina Fernández explicou que o novo
gasoduto é de “48 quilômetros que vão
injetar 7,5 milhões de metros cúbicos por
dia. A capacidade do duto vai chegar a
27 milhões de metros cúbicos por dia”.
Assinalou que “sem este gasoduto é
impossível construir o outro gasoduto,
o gasoduto do nordeste argentino”, que
vai beneficiar as províncias de Misiones,
Corrientes, Formosa, Chaco, o leste de
Salta e o norte de Santa Fé, que não
contam atualmente con gás natural.
Nesse sentido, indicou que o gasoduto
do nordeste “vai ter um custo de 25
bilhões de pesos para fornecer gás
natural para estas províncias”.
a 4.100 metros; e Cortadera, que está
en 2.800 metros sobre un estimado
de 4.300m de profundidade. No total,
concentraram 70 milhões de dólares
apenas na exploração.
COLÔMBIA
O setor de mineração e energia
contribui com 21% das receitas
do Governo Nacional.
A chefe de Estado afirmou que com esta
obra “estamos beneficiando mais de 3
milhões de argentinos que no nordeste
hoje não contam com este elemento
vital”.
O ministro de Minas e Energia da
Colômbia, Mauricio Cárdenas explicou
que enquanto em 2010 a arrecadação
do setor de mineração e energia foi de
US$12 trilhões, este item aumentou de
modo significativo em 2011 ao atingir
os US$18,9 trilhões. “Isto o torna o
maior contribuinte de recursos fiscais
em toda a economia do país”, disse. “A
receita fiscal que o setor arrecadou no
ano passado equivale a 101% do gasto
anual orçamentado para segurança
e defesa , ou 108% do gasto para
educação. Também representam
160% do gasto para saúde ou 147%
do investimento do Governo Nacional”,
afirmou o ministro Cárdenas ao se
referir à magnitude das atividades de
mineração e energia na economia
colombiana.
ARGENTINA
PERÚ/EQUADOR
Apache é o primeiro poço
horizontal multifraturado de shale
gás da América Latina
O Perú e o Equador vão combater
a pirataria e o contrabando de
hidrocarbonetos
Em 2011 Apache apresentou uma
nova tecnologia de extração. A 35
quilômetros de Zapala, no reservatório
Anticlinal
Campamento-Formación:
“Los Molles”, Província de Neuquén, a
empresa Apache perfurou o primeiro
poço
horizontal multifraturado da
América Latina. A tecnologia que se
testou em Zapala, com equipamentos
que foram importados para pôr em
funcionamento o reservatório que
nunca tinha sido utilizado nos níveis de
potência e pressão exigidas, permitirá
explorar de maneira mais eficiente os
recursos neuquinos que, colocam
o país como o terceiro reservatório
mundial de gás não convencional do
mundo. O poço, denominado ACO
2011-H, exigiu 24.000.000 de dólares
de investimento total e se soma a outros
três não convencionais que Apache
tem na província: La Calera, onde se
perfurou até os 5.000 metros, Huacalera,
O Perú e o Equador vão analisar
num encontro bilateral de alto nível
a luta contra o contrabando de
hidrocarbonetos, a pirataria e a
poluição do rio Tumbes, que serve
como linha limítrofe entre ambos os
países, anunciou o primeiro vicepresidente do Congreso peruano,
Manuel Merino. Esta agenda foi
tratada durante a V Reunião de Chefes
de Estado e Gabinete de Ministros
Binacional (ministros de ambos
países), que ocorreu no dia 29 de
fevereiro na cidade de Chiclavo, na
zona norte da costa peruana.
Dos pontos acima citados, um dos
mais preocupantes é a de poluição
desse rio, que sofre de rejeitos de
minas que existem na bacia superior
equatoriana e afeta a agricultura da
zona norte peruana. “Deve existir uma
política entre o Equador e o Perú, de
descontaminação de rejeitos de minas e
resíduos sólidos”, assinalou. Com relação
ao contrabando, recentemente uma
operação das autoridades de ambos
os países apreendeu 19.000 galões de
combustível.
BRASIL
Novo reservatório na Amazônia
A estatal brasileira Petrobrás anunciou
a descoberta de um reservatório de
petróleo e gás natural na Bacia de
Solimões, região amazônica. As provas
indicaram que seria possível conseguir
uma capacidade diária de produção de
1.400 barrís de boa qualidade e 45.000
metros cúbicos de gás.
CHILE
Criam nova usina solar por US$ 400
millhões
Um novo projeto de energia renovável
entrou para o Serviço de Avaliação
Ambiental. A iniciativa chamada “Usina
Fotovoltáica Encontro Solar” estará
localizada na comuna de María Elena,
Região de Antofagasta, e inclui um
investimento de US$ 400 millhões.
O projeto prevê a instalação de uma
estrutura de 180 MW, dividida em seis
fases de 30 MW cada uma. A usina terá
2.448.000 módulos fotovoltáicos. Toda
a energia gerada pela futura usina será
injetada ao Sistema Interligado do Norte
Grande (SING). Segundo o cronograma
submetido a uma avaliação ambiental,
o início da construção está previsto para
outubro deste ano.
URUGUAI
Uruguai Rodada II: Alto interesse
no processo de licitação do setor
petroleiro
No final do prazo da segunda rodada
uruguaia de pedido de qualificação,
de modo a participar no processo de
licitação, 11 empresas mundiais de
petróleo (7 delas entre as 100 melhores)
apresentaram
a
documentação
necessária para a avaliação do processo
de qualificação. As empresas aprovadas
poderão apresentar propostas de oferta
para os 15 blocos oferecidos pelo governo
uruguaio para a exploração e produção
de petróleo na Oriental del Plata, Pelotas
e as bacias marítimas de Punta del Este.
CORTAS
BOLIVIA/ARGENTINA
El Gasoducto Juana Azurduy
inyectará en principio 7 millones y
medio de metros cúbicos/día
La Presidenta Cristina Fernández y su
par de Bolivia, Evo Morales, inauguraron
el Gasoducto de Integración Juana
Azurduy (GIJA). La presidenta Cristina
Fernández explicó que el nuevo
gasoducto es de “48 kilómetros que
van a inyectar 7 millones y medio de
metros cúbicos por día. La capacidad
del ducto va a llegar a 27 millones de
metros cúbicos por día”. Señaló que “sin
este gasoducto es imposible construir
el otro gasoducto, el gasoducto del
noreste argentino”, que va a beneficiar
a las provincias de Misiones, Corrientes,
Formosa, Chaco, el este de Salta y
el norte de Santa Fe, que no cuentan
actualmente con gas natural. En ese
sentido, indicó que el gasoducto del
noreste “va a tener un costo de 25 mil
millones de pesos para proveer gas
natural a estas provincias”.
La jefa de Estado afirmó que con esta
obra “estamos beneficiando a más de 3
millones de argentinos que en el noreste
hoy no cuentan con este vital elemento”.
ARGENTINA
Apache y el primer pozo horizontal
multifracturado shale gas de
Latinoamérica
En 2011 Apache presentó nueva
tecnología de extracción. A 35 kilómetros
de Zapala, en el yacimiento Anticlinal
Campamento- Formación: “Los Molles”,
Provincia del Neuquén-, la empresa
Apache perforó el primer pozo horizontal
multifracturado de Latinoamérica. La
tecnología que se probó en Zapala,
con equipos que se importaron para
poner en marcha el yacimiento y que
nunca se habían utilizado en los niveles
de potencia y presión que demandó,
permitirá explotar de un modo más
eficiente los recursos que, de la mano
de los recursos neuquinos, ubican al
país como el tercer reservorio mundial
de gas no convencional del mundo.
El pozo, denominado ACO 2011-H,
demandó 24.000.000 de dólares de
inversión total y se suma a otros tres no
convencionales que Apache tiene en la
provincia: La Calera, donde se perforó
hasta los 5.000 metros, Huacalera,
a 4.100 metros; y Cortadera, que va
por 2.800 metros sobre un estimado
de 4.300 de profundidad. En total,
concentraron 70 millones de dólares
sólo en la exploración.
mineros y residuos sólidos”, subrayó. Con
respecto al contrabando, recientemente
un operativo de las autoridades de ambos
países se incautó de 19.000 galones de
combustible en
COLOMBIA
BRASIL
El
sector
minero-energético
contribuye con el 21% de los
ingresos del Gobierno Nacional.
Nuevo yacimiento en Amazonia
El ministro de Minas y Energía de
Colombia, Mauricio Cárdenas explicó
que si bien en el 2010 el recaudo del
sector minero-energético fue de $12
billones, este rubro se incrementó
de manera significativa en el 2011
al alcanzar $18,9 billones. “Esto lo
convierte en el mayor aportante de
recursos fiscales en toda la economía
del país”, dijo. “Los ingresos fiscales que
aportó el sector el año pasado equivalen
al 101% del gasto anual presupuestado
para seguridad y defensa, o al 108%
del gasto para educación. También
representan el 160% del gasto para
salud o el 147% de la inversión del
Gobierno Nacional”, afirmó el ministro
Cárdenas al referirse a la magnitud de
las actividades minero-energéticas en
la economía colombiana.
PERÚ/ECUADOR
Perú y Ecuador abordarán
piratería y contrabando de
hidrocarburos
Perú y Ecuador analizarán en un
encuentro bilateral de alto nivel la lucha
contra el contrabando de hidrocarburos,
la piratería y la contaminación del río
Tumbes, que sirve como línea limítrofe
entre ambos países, anunció el primer
vicepresidente del Congreso peruano,
Manuel Merino. Esta agenda fue
tratada durante la V Reunión de Jefes
de Estado y Gabinete de Ministros
Binacional (ministros de ambos países),
que se llevó a cabo el 29 de febrero en
la ciudad de Chiclayo, en la zona norte
de la costa peruana.
De estos puntos, uno de los más
preocupantes es la contaminación
de ese río, que padece de los relaves
mineros que existen en la cuenca alta
ecuatoriana y afecta a la agricultura
de la zona norte peruana. “Tiene que
haber una política, entre Ecuador y
Perú, de descontaminación de relaves
La estatal brasileña Petrobras anunció el
hallazgo de un yacimiento de petróleo y
gas natural en la Cuenca de Solimões,
región amazónica. Las pruebas indicaron
que sería posible lograr una capacidad
diaria de producción de 1.400 barriles de
buena calidad y 45.000 metros cúbicos
de gas.
CHILE
Crean nueva planta solar por
US$ 400 millones
Un nuevo proyecto de energía renovable
ingresó al Servicio de Evaluación
Ambiental. La iniciativa llamada “Planta
Fotovoltaica Encuentro Solar” estará
ubicada en la comuna de María Elena,
Región de Antofagasta, y contempla una
inversión de US$ 400 millones. El proyecto
prevé la instalación de una estructura
de 180 MW, dividida en seis fases de
30 MW cada una. La planta tendrá
2.448.000 módulos fotovoltaicos. Toda
la energía generada por la futura planta
será inyectada al Sistema Interconectado
del Norte Grande (SING). Según el
cronograma sometido a evaluación
ambiental, el inicio de la construcción
está previsto para octubre de este año.
URUGUAY
Uruguay Round II: High interest
of the oil sector on the bidding
process
At the end of the Uruguay Round II
deadline for request qualification in order
to participate in the bidding processes,
11 world oil companies (7 of them
between the 100 top ones) presented
the documentation needed for the
qualification assessment process. The
approved companies will be able to
present bid proposals for the 15 blocks
offered by the Uruguayan government for
the oil exploration and production in the
Oriental del Plata, Pelotas and Punta del
Este offshore basins.
47
AGENDA
ABRIL/ABRIL 2012
OGIS New York
16-18/04/2012 New York EUA
www.ipaa.org/meetings
SPE EOR Conf. at Oil and Gas West
Asia
16-18/04/2012 Muscat - OMN
www.spe.org/events
LACPEC 12 SPE
Latin American And Caribbean
16-18/04/2012 - Cid. do México - MEX
www.spe.org/events/lacpec/2012/en/
IADC International Deepwater
Drilling Conference & Exhibition
17-18/ABR/2012 - Rio de Janeiro - BRA
www.iadc.org/conferences
Intercorr 2012
14-18/04/2012 - Salvador - BRA
www.abraco.org.br/intercorr2012/
Flame Annual Conference
16-20/04/2012 Amsterdam – NLD
www.icbi-flame.com
8º Fórum de Debates Sobre
Qualidade e Uso de Combustíveis
17/04/2012 Rio de Janeiro - BRA
www.ibp.org.br
The Project Forum for Gas-Refining
and Petrochemicals
17-18/04/2012 Moscou – RUS
www.europetro.com
AIPN Spring Conference
18-20/04/2012 Washington, D.C. – EUA
www.aipn.org/Events/SC2012.aspx
AAPG Annual Convention and
Exhibition
22-25/042012 Long Beach EUA
www.aapg.org
API Spring Refining and Equipment
Standards Meeting
22-26/04/2012 Dallas - EUA
www.api.org
Well Testing Operations
23-25/04/2012 Dhahran - SAU
www.spe.org/events
Reducing Environmental Impact
of Unconventional Resource
Development
23-25/04/2012 San Antonio - EUA
www.spe.org/events
Characterizing Reservoirs Using
In-Situ Tests
24-25/04/2012 Banff - CAN
www.spe.org/events
IADC Drilling HSE Asia Pacific
Conference & Exhibition
25-26/04/2012 Singapore - SGP
Annual World Congress of Well
Stimulation and EOR
25-27/04/2012 Xi’ an - CHN
www.bitpetrobio.com/WSEOR2012
GTUI Annual Conference
29/04-04/05/2012 Calgary CAN
www.gtui.org/2012CalgaryConference.html
Offshore Technology
Conference 2012
30/04–03/05/2012 Houston, TX – EUA
www.otcnet.org/2012
outros eventos/otros eventos: www.ogjl.com.br
MAIO/MAYO 2012
13º Seminário Sobre Gás Natural
7-8/05/2012 Rio de Janeiro – BRA
www.ibp.com.br
International Production and Operations Conference and Exhibition
14-16/05/2012 Doha - QAT
www.spe.org/events/poce/2012/
INTERCORR oo Abraco 2012
14-18/05/2012Salvador, BA - BRA
www.abraco.org.br/intercorr2012/
Annual International School of
Hydrocarbon Measurement
15-17/05/2012 Oklahoma City - EUA
www.ishm.info
4º Seminário de Laboratório
16-17/05/2012 Rio de Janeiro – BRA
www.ibp.org.br
IADC Drilling Onshore Conference &
Exhibition
17/05/2012 Houston, TX – EUA
Oil and Gas Pipeline in the Middle
East Conference
20-23-/05/2012 Abu Dhabi - ARE
www.theenergyexchange.co.uk
IDTC International Downstream Technology and Strategy Conference
22-23/05/2012 Roma – ITA
www.europetro.com
ILTA Annual International Operating
Conference and Trade Show
21-23/05/2012 Houston, TX – EUA
www.ilta.org
Annual Global Refining Summit
21-23/05/2012 Barcelona - ESP
www.refiningsummit.com
Improving the Healthcare of Oil and
Gas Fields Using Innovative Reservoir Surveillance
21-25/05/2012 Dubai - ARE
www.spe.org/events/12fsme/
Subsea Forum Rio 2012
22-25/05/2012 Rio de Janeiro, RJ – BRA
www.ibp.org.br
IADC Critical Issues Continental
Europe Conference & Exhibition
23-24/05/2012 Bucharest - ROM
Offshore Technology-Equipment
Exhibition and Conference
23-25/05/2012 Nanjing - CHN
www.ote-china.com
BBTC International Bottom of the
Barrel Technology Conference
24-25/05/2012 Roma – ITA
www.europetro.com
SPE International Oilfield Corrosion
Conference & Exhibition
28-29/05/2012 Aberdeen – UK
www.spe.org/events
Accelerate Brazil Infrastructure
& Investment Expo – Forum
26-27/05/2012 Rio de Janeiro
www.accferatebrazil.com
SPE International Conference and
Exhibition Oilfield Scale
30-31/05/2012 Aberdeen, UK
www.spe.org/events/oss/2012/
JUNHO /JUNIO 2012
EAGE Conference & Exhibition
Incorporating SPE EUROPEC
4-7/06/2012 Copenhagen - DNK
www.eage.org/events
25º World Gas Conference
Gas: Sustaining Future Global
Growth
4-8/06/2012 Kuala Lumpur - MYS
www.wgc2012.com/welcome/world-gasconference-2012.html
SPE Americas Unconventional
Resources Conference
5-7/06/2012 Pittsburgh – EUA
www.spe.org/events
International Caspian Oil & Gas/
Refining and Petrochemicals
Exhibition & Conference
5-8*06/2012 Baku -AZE
www.caspianoil-gas.com
2012 Energy Conference Developing
Resources for Sustainability
11-13/06/2012 Port-of-Spain – TTO
www.spettconf.org/
API Exploration and Production
Standards Oilfield Equipment and
Material Conference
11-15/06/2012 Westminster – EUA
www.api.org
Annual Pipe Tech World Summit
12-13/06/2012 Istambul – TUR
www.pipetechsummit.com
Global Petroleum Show and
Conference
12-14/06/2012 Calgary - CAN
www.petroleumshow.com/our-events
IADC World Drilling Conference &
Exhibition
13-14/06/2012 Barcelona – ESP
Offshore Patrol Vessel Latin America
13-15/06/2012 Rio de Janeiro - BRA
www.offshorepatrolamericas.com/Event
SPWLA Annual Symposium
16-20/06/2012 Cartagena - COL
www.spwla.org
World National Oil Companies
Congress
18-22-/06/2012 Londres - UK
www.worldnationaloilcongress.com
Shale Gas World Asia Trade Show
19-22/06/2012 Beijing, CHN
www.tradeshowalerts.com
Atlantic Canada Petroleum Show
20-21/06/2012 St. John’s - CAN
www.petroleumshow.com/our-events
SPE Deepwater Drilling and
Completions Conference
202-21/06/2012 Galveston –EUA
http://www.spe.org/events
Neftegaz Exhibition
25-29/06/2012 Moscou - RUS
www.oilgas-events.com/pages/Neftegaz.
html
RPGC Russian Petroleum and Gas
Congress
26-28/06/2012 Moscou – RUS
www.mioge.com/RPGC-Conference/
About-the-congress.aspx
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