Miguel Zabala BishopCOMISARIO GENERAL DEL FIGAS Y DIRECTOR DE REPORTE ENERGÍA

Branko Zabala PerisGERENTE GENERAL BZ GROUP

Boris Gómez UzquedaMIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

Ivr Von BorriesMIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

■ EQUIPO DE APOYO FIGAS 2012

Ema Peris SerrateADMINISTRACIÓN GENERAL

Lauren Montenegro Montes de OcaGERENCIA COMERCIAL

Silvia Duabyakosky

Lia OvandoLOGÍSTICA

Priscila Zabala

René MendozaSTAFF

Luis Rivera / Isabel OcampoREPRESENTACIÓN BZ GROUP / FIGAS TARIJA

■ EQUIPO EDITOR MEMORIA FIGAS 2012

Franco García REPONSABLE MEMORIA 2012

Lizzett Vargas

Edén GarcíaPERIODISTAS

J. David Durán R.DISEÑO y DIAGRAMACIÓN

Reporte EnergíaFOTOGRAFÍA

FORO INTERNACIONAL DEL GAS (FIGAS) y REPORTE ENERGÍA SON PRODUCTOS DE BZ GROUP SRL

Calle I-Este, Nro. 175, Equipetrol Norte, Santa Cruz, Bolivia. Tel. (+591-3) 341-5941

copyright bz group 2012 www.bz-group.com www.reporteenergia.com

EQUI

PO

3

MEMORIA

FIGAS2012INAUGURACIÓN 5

Miguel Zabala Bishop. Comisario General del FIGAS 7

Rodrigo Paz. Presidente del H. Concejo Municipal de la ciudad de Tarija 11

PANEL I: EXPERIENCIAS DE SERVICIOS EN PETRÓLEO Y GAS 13

Alfredo Renault. Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de política de contenido local 15

Mario Gonzalo Montenegro. Caso de éxito de la empresa Serpetbol Perú y el desafío Camisea 21

Fernando Benalcázar. Certificación EO 100, producción responsable 25

Christian Gamarra. Logística petrolera: operación con tecnología, estándares y contratistas confiables 31

Zhou Tong. Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña 37

PANEL II: SERVICIOS PARA OPERACIONES PETROLERAS EN NUEVAS FRONTERAS EXPLORATORIAS

Y NO CONVENCIONALES 41

Fernando Meiter. Cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal 43

Luis Cezar Quintans. La construcción del marco regulatorio para el Pre Sal en Brasil 49

Dave William Sobernheim. Más zona productiva, menos tiempo de equipo de perforación y más contacto

con el yacimiento, con menos impacto ambiental 53

Gerardo Triunfo. Políticas energéticas del Uruguay mirando al 2030 57

PANEL III: NUEVAS TENDENCIAS Y TECNOLOGÍA EN INGENIERÍA E INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

Y PROCESOS DE GAS Y LÍQUIDOS 61

Eduardo Alba. Servicios petroleros en mercados de alta demanda, la industria en Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú 63

Nelson Yañez. Sistema de monitoreo y control para la operación segura de ductos 67

MiguelFerrufino. Construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) 71

Carlos Pelaez. Arquitectura legal para proyectos de EPCM 75

Carlos Vidal. La aplicación de información geográfica a mejoras de trabajo en el rubro petrolero 83

PANEL IV: OPORTUNIDADES DE NEGOCIO PARA SERVICIOS EN EL UPSTREAM 87

Gary Medrano. La Nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos 89

Demetrio Stanczyk. Las soluciones para la industria de Oil & Gas 93

CONCLUSIONES 95

MEMORIA FOTOGRÁFICA 99

MEMORIA

FIGAS2012

InaUgUracIón

MEMORIA

FIGAS2012

7

INAUGURACIÓNDEL FIGAS 2012

Comisario General del FIGAS y director de Reporte Energía

Periodista y abogado especializado en hidro-carburos y energía, con más de 24 años de experiencia. Director de Reporte Energía y

BZ Group SRL. Fundador de los más impor-tantes medios especializados en la materia

en Bolivia; creador y fundador de la Federa-ción Latinoamericana de Periodismo Espe-cializado en Energía (FLAPEE); el Centro de Investigación para el Desarrollo Energético y Ambiental (CIDEA); representante de The International Herald Tribune (de propiedad

de The New York Times y Washington Post), Colaborador de Petróleo Internacional (edi-ción Kansas-New York), columnista, editor, redactor, productor de prestigiosos medios impresos y de televisión nacionales; ha cu-

bierto varias versiones del Congreso Mundial del Gas, Congreso Mundial del Petróleo,

Congreso Mundial de Energía y asistido a congresos internacionales de la industria

de la energía en Argentina, Brasil, Canadá, Ecuador, Reino Unido, Estados Unidos, Méxi-

co, Paraguay, Perú, Venezuela y otros. Asesor de empresas del sector energético; consultor

internacional en materia de energía.

Miguel Zabala Bishop

8MEMORIA

FIGAS2012

El Foro Internacional del Gas (FIGAS) nace el año 2009

como una iniciativa de la publicación especializada Re-

porte Energía para abrir un espacio de diálogo entre to-

dos los actores de la industria del sector hidrocarburos

y del sector eléctrico. Hemos ido incluyendo a medida que pasó el

tiempo, también las energías alternativas pero en el fondo este es

un Foro que reúne a todos los actores de la energía.

¿Por qué lo hacemos en Tarija? Dirán aquellos que vienen por

primera vez al FIGAS. Porque Tarija tiene en el subsuelo los ya-

cimientos más grandes de hidrocarburos de este país y por su-

puesto, está inscrita como una región con un potencial gasífero

muy importante en el cono sur latinoamericano. Por eso es que

el FIGAS nació y tiene su cuna en esta ciudad, en esta región tan

importante del sur de este nuestro querido país Bolivia.

En años anteriores hemos abordado temas del Upstream, que

tienen que ver con la exploración, producción, política energética y

con la necesidad que tenemos los bolivianos de ir ajustando estas

políticas para mejorar nuestras condiciones económicas, la rela-

ción de negocios con nuestros vecinos, nuestras condiciones de

mercado, para optimizar el uso de nuestros recursos que obvia-

mente son finitos y tenemos que ser muy inteligentes y prácticos

a la hora de ejecutar estas políticas.

Decíamos la primera vez el año 2009 que el FIGAS pretende re-

coger la experiencia de los actores de la industria para trasmi-

tirla como insumo de una política energética de este país y que

se proyecte hacia el exterior. Traemos experiencias de actores de

primerísimo nivel. Ya han pasado por el FIGAS panelistas y confe-

rencistas de los cinco continentes, y esperamos que sus ponen-

cias sirvan como insumos para mejorar las condiciones del país.

Hoy en las últimas horas recibíamos el último boletín de YPFB de

que habíamos superado los 52 millones de metros cúbicos de gas

natural por día, lo cual es una muy buena noticia, pero queremos

seguir escuchando estas buenas noticias porque creemos que

aún hay mucho por hacer en la industria.

Hay algunos que somos muy conformistas, estamos muy bien!

Hemos pasado un proceso de nacionalización que nos ha devuel-

to la propiedad de los hidrocarburos y estamos muy bien. Sí esta-

mos bien. Las cifras nos muestran que estamos bien, pero debe-

mos pensar en el largo plazo. La industria de los hidrocarburos es

una industria de largo plazo, invertimos ahora, desarrollamos en

cinco años, y en cinco años empezamos a ver aquello que inver-

timos y desarrollamos. A veces un poco más, dependiendo de las

condiciones geológicas que nos ofrezcan nuestras formaciones

y yacimientos.

Este cuarto FIGAS ha querido enfocar su eje temático en “Ser-

vicios y suministros eficientes en la cadena de hidrocarburos de

Bolivia”. Es por eso que hemos invitado y han aceptado venir muy

gentilmente, importantes personalidades, que tienen que ver con

servicios y suministros para la industria de los hidrocarburos. Du-

rante este cuarto FIGAS queremos resaltar el papel de las com-

pañías de servicios para el éxito de los proyectos en la industria

de los hidrocarburos y energía. Es por eso que vamos a tener un

programa nutrido en experiencias, servicios, tecnología en la in-

dustria a nivel nacional e internacional.

Inclusive la compañía internacional ANCAP, de Uruguay, ha queri-

do enviarnos a su vicepresidente y asesor del directorio para que

nos cuente cuáles son sus políticas y nosotros podamos aprender

de este país que empieza una experiencia hidrocarburífera.

Tenemos hace mucho tiempo en el país la experiencia de un mar-

co legal que ha impulsado y fortalecido el contenido local para

eso el superintendente de la Organización Nacional de Industrias

de Petróleos del Brasil, nos va a venir a contar de cómo este país

ha avanzado en esto que es el contenido local. En Bolivia hemos

hecho bastante, pero quizá podamos hacer más para que nues-

tras compañías de servicios tengan mejores y más oportunidades

para poder desarrollarse y aportar a la industria. Eso como ejem-

plo de lo que será mañana y pasado.

Quiero invitar a todos a que nos acompañen en estas dos jorna-

das de trabajo conociendo lo que hacen las compañías de servi-

cios y suministro en la industria y al mismo tiempo puedan re-

transmitir a sus compañías, a sus autoridades lo que el FIGAS

quiere ofrecer este año.

Miguel Zabala

9

MEMORIA

FIGAS2012Gracias a todos nuestros auspiciadores, a todas las entidades de

apoyo que son el puntal de este evento y este año quiero agrade-

cer el constante apoyo y el espíritu propositivo del Lic. Rodrigo

Paz, presidente del Consejo Municipal de Tarija, que se ha tomado

en serio este compromiso con la energía y con el desarrollo y nos

ha brindado todo el apoyo para el FIGAS.

Lo mismo al ejecutivo seccional, Sr. Alfonso Lema, que este año

nos apoya en el desarrollo de este evento y particularmente a la

Gobernación del Departamento de Tarija que nos está brindando

un importante apoyo en este evento. Gracias a todos!

Inauguración del Figas 2012

MEMORIA

FIGAS2012

11

INAUGURACIÓN DEL FIGAS 2012

Presidente del Concejo Municipal de Tarija

Se tituló en Economía y Relacio-nes Internacionales en la Ame-

rican University, Washington (Estados Unidos).

Tiene una maestría en Gestión Pública y Medios de Comunica-

ción y un doctorado en Goberna-bilidad. Fue diputado uninominal

por siete años. Formó parte del Comité de Participación Popular y desarrolló la Ley de Mancomu-nidades. Actualmente es el pre-

sidente del Concejo Municipal de Tarija.

Rodrigo Paz

12MEMORIA

FIGAS2012

Hablábamos acá de que cuando Repsol se juntara y

fuera miembro de Caincotar. Hace unas semanas

estaba en Singapur donde pude ver la experiencia

del mundo asiático y la visión para que los siguien-

tes 20 años ellos controlen el 50% del PIB mundial. Preguntaba

a cada una de las representaciones, qué hace Brasil, qué hace

Chile, qué hace Ecuador para ser parte o vincularse a ese mundo

asiático que va a tener una presencia y un peso específico más

aun en los años que viene.

Evidentemente que Bolivia poco y nada hace en el sentido de

una relación con el mundo asiático, Brasil hacía toda una ex-

plicación de sus relaciones bilaterales, comerciales, culturales.

Chile también y Perú también. Nosotros estábamos un poco re-

zagados; sin embargo, Asia decía: Ustedes tienen todo lo que

nosotros queremos, empezando por las materias primas. Todo

lo que tiene Bolivia es todo lo que quiere Asia. Me sorprendió

esa definición que siendo muy poca y reducida nuestra delega-

ción, fue una de las que más peso e importancia le dieron por-

que evidentemente había una relación de demanda sobre nues-

tras materias primas.

Quiero hacer una reflexión. Hoy Bolivia está gozando los me-

jores precios de los últimos 30 años de las materias primas en

todos los rubros especialmente los hidrocarburos. Creo que es

momento que estas materias primas no tomen el mismo ciclo

de tanto discurso que se da colonial, precolonial, postcolonial de

que nunca hemos podido superar la importancia de las materias

primas.

Nueva Zelandia hizo un gran contrato con China. Te vendo mate-

ria prima, me pagas por eso pero también me das conocimiento.

La primera iniciativa que tengo hoy para reflexionar es que Bo-

livia está en el momento de no solo vender materia prima sino

venderla con valor agregado y que a cambio de los productos

económicos que nos puedan dar también generen conocimiento

en nuestro país.

En lo local, una de las reflexiones que hacíamos es que aquí

nos falta conocimiento porque si van a llegar empresas de los

hidrocarburos y nosotros queremos una relación con ellos, ne-

cesitamos conocimiento mediante diferentes estrategias donde

las empresas extranjeras tienen que apostar a desarrollar ese

conocimiento. Santa Cruz lo ha logrado en cierto nivel, por eso

creo que la inmensa mayoría de las empresas están instaladas

allá. Pedimos el derecho a que Tarija tenga esta misma opor-

tunidad a través de nuestro empresariado sobre todo aquellos

que tienen inversiones directas en nuestro país.

Una segunda propuesta, es que me preocupa las cifras a nivel

nacional sobre todo en el gasto corriente que sorprendentemen-

te no solo se ha duplicado sino que se ha triplicado a nivel na-

cional. Yo no sé si algunas inversiones son en base a un simple

test de pre factibilidad. Ahí sí que me preocupa, y los tarijeños

y bolivianos tenemos que alzar la voz. Necesitamos tener una

visión clara de hacia donde van los recursos de los bolivianos, de

qué manera se invierten y de qué forma esto es una expresión

de la realidad del cambio para todos los bolivianos.

En Tarija tenemos el acumulado de 3 mil millones de bolivianos

que no gastamos, entonces tal vez sea el momento de plantear

al gobierno nacional la creación de un fondo de inversión y aho-

rro autónomo y estratégico, porque resulta que nos estamos

llevando toda una serie de recursos que llegan gracias a la in-

versión extranjera pero no se quedan en la región. Hablamos

de 4 mil o mas millones de bolivianos de los cuales llegaremos

a ejecutar ni siquiera 1.500 o 2.000 y el resto no se sabe para

dónde va, aunque dice que está acá. Es momento de ir creando

nuestros fondos para tener nuestras reservas, para diseñar esa

estrategia, para que nuestros empresarios privados le exijan

a empresas internacionales que llegan a Bolivia que vengan a

invertir a Tarija porque tenemos buena calidad, buen servicio,

buen precio, es disponible y es competitivo. Queremos una vez

por todas empezar a hacer esa alianza estratégica y FIGAS re-

presenta eso. Es un evento que junta a lo público con lo privado.

Quiero agradecer y una vez más indicar que el municipio está

con todo el respaldo. Nosotros entendemos que no hay moder-

nidad sin empresas y sin mercados, pero también entendemos

que eso se da solo con el libre mercado.

¡Bienvenidos a Tarija, bienvenidos a su casa!

rodrigo Paz

MEMORIA

FIGAS2012

PanEl I:

EXPERIENCIAS DE SERVICIOS EN PETRÓLEO Y GAS

MEMORIA

FIGAS2012

15

EMPRESAS DE SERVICIOS PETROLEROS EN BRASIL Y DESARROLLO DE POLíTICA

DE CONTENIDO LOCAL

Organización Nacional del Petróleo de Brasil ONIP

Es profesor de la materia de economía de la Pontificia Universidad Católica.Fue superintendente adjunto de rela-

cionas institucionales de la Agencia Nacional del Petróleo ANP de Brasil, presidente de la fundación estadual

Norte Pluminense, responsable para la gestión de la universidad Estadual de esa ciudad. Ha sido superintendente de la Secretaría Estadual de Ciencia

y Tecnología del Estado de Río de Janeiro, profesor del Departamento de Ingeniería Química de la Univer-

sidad Federal Rural de Río de Janeiro.Es miembro fundador del Congreso

Mundial del Petróleo en su momento Rio de Janeiro 2002, coordinador del Diccionario del petróleo de la editora

Lexicon. Posee una gran trayectoria en escenarios de foros internacionales.

Alfredo Renault

16MEMORIA

FIGAS2012

Muchas gracias. Buen día a todos. Incialmente quiero agradecer

la invitación que fue hecha a ONIP y también saludar a los organi-

zadores del FIGAS que se hace cada vez mas importante en la in-

dustria de gas natural y petróleo de Latinoamérica. Voy a intentar

hablar en español con ustedes.

El título de mi ponencia es: ‘El Desafío de la Cadena Productiva en

la Industria Petrolera’. Es un título que busca traer la discusión

de cómo podemos aprovechar los recursos naturales para apro-

vechar la industria y los servicios locales para la generación de

empleos, de renta en el país. Entonces es muy importante para

nosotros en Brasil por la cantidad de nuevos descubrimientos y

las inversiones que vamos a tener en los próximos años. Enton-

ces es un tema que se le presta atención no solo en el Gobierno o

en las empresas o del país.

Yo voy a dividir en tres partes mi presentación. Voy a hablar un

poco del panorama de la situación en el Brasil, un poco de que

característica tiene la cadena productiva de la industria petrolera

y un poco de los desafíos y de la cuestión de contenido local que

tenemos que tratar en mi país.

Sobre el panorama de Brasil podemos decir que algunos datos

macroeconómicos muestran que vivimos un momento especial

porque tenemos las cuentas externas en buen estado, con una

buena reserva en dólares, baja inflación y tuvimos este año (2012)

buen crecimiento. Es un periodo de buen crecimiento con baja in-

flación y cuentas externas en equilibrio. Entonces tenemos balan-

za comercial bajando pero todavía con saldo, con casi una década

que se cumple de buena condición macroeconómica.

Las inversiones en el sector petróleo, las reservas descubiertas

nos van a exigir un enorme desafio de recursos y de gestión para

desarrollarlas. Entonces la visión de ONIP es que tenemos una

década de inversiones y costos de OPEX de más o menos $us 400

mil millones por una década y lo que es mas importante es que

esos recursos no son un punto de un periodo corto, o sea por la

cantidad descubierta reciente vamos a tener que hacer inversio-

nes para 15 a 20 años para ponerlas todas en producción, mas la

exploración que todavía queda por hacer.

Las inversiones para el periodo 2012-2013 en los planes de las

inversiones desde Petrobras hacia las otras empresas privadas

suman cerca de $us 285 mil millones solo en actividades vincu-

ladas en petróleo y gas. Ahí no está vinculada a ningún otro tipo

de energía y esas son direcciones extremadamente interesantes

porque tenemos una media de casi $us 60 mil millones al año

consecutivamente en 5 años. Esos datos son muy cercanos al es-

tudio que hicimos, que está concentrado solamente en la parte

offshore y esta es toda la cadena incluyendo refino y transporte.

Para que tengan una idea de la importancia del país, se puede afir-

mar que si comparamos todas las inversiones industriales que se

esperan en Brasil para los próximos años, el 60% son de petró-

leo. Este estudio es del Banco de Desarrollo del país entonces ese

porcentaje muestra la importancia del petróleo en el desarrollo

de Brasil.

Esto es una muestra de lo que pasa con la producción del petróleo

en Brasil. Desde 1998 al 2010 se obtuvo el doble. Salimos del final

de los años 90’s con cerca de 1 millón de barriles y llegamos cerca

de los 2 millones de barriles actualmente. Lo importante es saber

que los principales descubrimientos recientes no están todavía en

producción. Se diría que 8% de la producción del Brasil proviene

del Pre Sal, además que mientras la producción crecía se dobla-

ron las reservas y esto no incluyen las del Pre Sal, que todavía no

están certificadas y no se cuentan como reservas probadas.

El gas también tuvo un largo crecimiento, aunque un poco más

bajo. Tuvimos una producción de 40 millones de metros cúbicos

al día para una producción hoy de casi 70 millones de metros cú-

bicos al día. Claro que una parte significativa de esa producción se

destina a reinyección en la propia plataforma. Entonces no es la

producción que se puede disponer para el mercado.

Las reservas probadas de gas hoy llegan a 450 mil millones de

metros cúbicos, lo que muestra también un crecimiento bastan-

te importante en la década. Tenemos actualmente 14 bloques

en exploración y 79 campos en desarrollo de producción o sea

que hay mucho por hacer y estamos a 5 años sin ninguna ronda

para nuevos bloques en exploración. Estamos un poco retrasa-

alfredo renault

17

MEMORIA

FIGAS2012dos porque estos bloques están en fase final de devolución y en

unos años más vamos a hacer poca exploración en Brasil si no

hacemos nuevas rondas, si no hay previsión del Gobierno para

el próximo año.

En el área del Pre Sal hay una capa de sal bajo la roca. Enton-

ces la perforación llegó debajo de la capa de sal, y ahí si había

petróleo. Esta capa de sal bajo la roca puede tener 300 metros

en alguna parte, pero también se puede extender hasta 5 km

en otra parte de la región y hay perforación que ya incluye esa

parte de los 5 o 6 km de la capa de sal.

Por otro lado vemos que lo que está licitado en fase de inver-

sión suma un 80% para perforación. Esto demuestra el tamaño

de la oportunidad y de lo que pueda haber. La cantidad todavía

no está dimensionada pero se sabe que es de importancia para

el país y para el futuro del desarrollo de estos campos.

La situación actual de las reservas, muestra que podemos sa-

lir con 60 mil millones de barriles del Pre Sal para producción,

aunque puede ser más o menos, pero es una idea de lo que

pasa con el país y es una perspectiva con respecto de la 8va

reserva de petróleo más grande del mundo en caso de que eso

50 o 60 mil millones de barriles que se habla se habiliten para

producción.

Ahora les voy a mostrar la cadena productiva de la industria.

Tenemos suerte que el petróleo esté en el mar. Eso exige una

infraestructura y un costo de inversión más alto. Entonces hay

necesidad de construcciones para la producción del Pre Sal,

que está a 300 km. Vamos a tener una cantidad para el gas

que viene desde la producción hacia la Costa. Ya tenemos una

ruta lista pero vamos a tener 3 para traer el gas. Es una opor-

tunidad para los submarinos o sea hay una cadena productiva

en el sector de petróleo y gas pero aún más para la producción

offshore.

Las unidades productoras de las zonas de exploración son

más que las de tierra. Entonces se va a exigir mas inversiones.

Aquí pueden ver un poco de cómo esta cadena se estructura:

la empresa petrolera, la operadora en el centro de la cadena

y aquí hay diferentes iniciativas industriales de servicios que

se relacionan con la empresa petrolera de diferentes maneras.

La primera capa se relaciona directamente con la empresa pe-

trolera, pero esto se va expandiendo hacia diferentes sectores

formando realmente una cadena productiva.

Un ejemplo. De 15 o 20 bienes de capital que son de extrema

importancia en calidad y en cantidad se puede mover la indus-

tria y los servicios porque la cantidad que se van a necesitar de

todos esos bienes es muy grande para hacer el desarrollo de

los campos que fueron descubiertos.

Y aquí un perfil de la cadena productiva del petróleo. Son muy

distintos los sectores de servicios de los de la industria que

pueden aprovechar las inversiones. Segundo, tiene una amplia

variedad de tamaño y de localización geográfica. O sea una

empresa que puede no tener nada de petróleo puede vivir su-

ministrando al sector petrolero. Es una cadena muy amplia,

diversa y que puede tener pequeñas microempresas.

Y dos importantes temas que para nosotros en Brasil ha sido

muy trabajado: la cuestión tecnológica y la cuestión de la cali-

ficación de la mano de obra. La producción de petróleo, el de-

sarrollo de ese campo exige que el país trabaje en el desarrollo

tecnológico de la calificación y su mano de obra para adaptarse

a esa realidad. Entonces la cadena productiva es exigente lo

que es muy bueno porque exige andar adelante.

Bueno ese es el desafío, esa es la gran discusión de los últimos

años en Brasil y creo que en otras partes del mundo donde los

recursos minerales fueron encontrados. Tenemos los recursos

minerales finitos y dos maneras de aprovecharlos: la primera

con las ventas de la producción que son muy positivas para

el país, pero que es de corto plazo y tenemos la otra manera

que es la venta de la producción, el desarrollo económico de la

industria y de los servicios en el país que va traer desarrollo

tecnológico, innovación, calificación de la mano de obra, com-

petitividad de la industria y con resultados de corto y también

de largo plazo.

Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de la política de contenido local

18MEMORIA

FIGAS2012

Entonces este es un punto del desafío, y es el punto más relevante

de la discusión que tenemos en este momento. Para esto tene-

mos que tratar los factores de competitividad de un sector indus-

trial o de servicios que suministre a un sector de petróleo y gas.

Tecnología, recursos humanos, régimen tributario, financiamien-

to, o sea estos son temas centrales para la competitividad del país

para los productos o los servicios importados y con la dirección de

mantener precio, plazo y calidad en conformidad, en competitivi-

dad internacional.

Permitanme darles un ejemplo. Mientras EEUU y Corea hacen

inversiones de 2.7 de su PIB en Investigación y Desarrollo Tec-

nológico Brasil lo hace con 1% del PIB. Entonces eso tiene con-

secuencias y que de hecho incluimos en los contratos con las pe-

troleras incluyendo la misma Petrobras que 1% de la producción

obligatoriamente es para inversión en investigación y desarrollo

tecnológico, 1% de la renta bruta, siendo que la mitad se puede

hacer en la propia empresa pero la otra mitad hay que hacerla en

la universidad, en los centros de Desarrollo e Investigación del

país. Entonces a partir del diagnóstico se toma medidas y se ha-

cen Política Públicas que van a buscar solución para estos puntos

principales de la competitividad, claro que es a largo plazo.

A su vez el contenido local en la ronda 1 a 4 puede ser colocado en

el BID en las subasta. La empresa puede sumar la cantidad que

quiera. De 5 a 6 había una exigencia mínima de contenido local y

de 7 a10 tiene límites máximos y mínimos. Hubo unos cambios

en las exigencias de compra en el país según la política desde la

primera ronda en 1999.

Petrobras tiene requisitos de contenido local para sus emprendi-

mientos que no tiene reglas establecidas por la Agencia regula-

dora. Entonces los emprendimientos en Downstream y los em-

prendimientos que no tengan una exigencia legal de la Agencia

reguladora tiene requisitos internos de Petrobras y el Banco de

Desarrollo para prestar dinero con bajo interés.

En los números de la subasta de las rondas de exploración, se

percibe los números medios de las empresas que hicieron colo-

caciones en el BID para contenido local de las inversiones en la

exploración y la producción para que tengan una idea de la evo-

lución de esto.

A continuación se mostrarán las principales acciones para au-

mentar la participación local en bases competitivas con el fin de

construir una política de contenido local para llegar a una capa-

cidad productiva del país que sea competitiva y que pueda durar

más que la propia producción del mineral.

Primero tenemos la ‘expansión de la capacidad productiva de los

proveedores actuales de alta competitividad’. O sea tenemos que

ampliar nuestra capacidad productiva porque las demandas nos

recomiendan ampliar. Segundo, tenemos que Mejorar la compe-

titividad de los sectores que no están con esa capacidad de com-

petición.

En tercer lugar se debe desarrollar nuevos entrantes en la ca-

dena nacional de petróleo y gas (P&G) o sea desarrollar nuevas

empresas brasileñas que puedan actuar en el sector y tenemos

trabajo específico para esto. Cuarto, estimular las asociaciones de

empresas nacionales con empresas extranjeras con transferencia

de tecnología. Quinto, estimular empresas extranjeras a estable-

cerse en Brasil.

Entonces para diferentes productos y situaciones hay diferentes

posibilidades de solución para que la participación de la industria

brasileña aumente incluyendo empresas extranjeras para hacer

producción en el país y eso un poco de la consecuencia de ese

trabajo, la atracción de inversión no solo la política sino la escala

de la demanda. Hay como ya dije antes un periodo muy largo para

que las inversiones sean hechas, entonces eso da tranquilidad

para aquellas que van a vender para ese seguimiento, para ese

sector.

Entonces tenemos en ductos submarinos solo cinco empresas

haciendo inversiones en el país, en equipamiento submarino,

Aker, FMC, GE, Cameron. Los principales actores (players) inter-

nacionales hacen inversiones para producir en Brasil.

alfredo renault

19

MEMORIA

FIGAS2012En toda máquina de Roll-Royce se hace ahora una unidad de tu-

bos de generadores en Río de Janeiro porque tienen contratos

muy grandes con Petrobras y van a hacer una unidad en Río de

Janeiro para garantizar los contratos.

Tenemos diferentes tipos de ductos que ustedes conocen V&M

con muchas inversiones y al final la conclusión del contenido lo-

cal como ser la cuestión de un concepto y la herramienta de una

política local, no es una política en sí, es una herramienta que se

debe sumar con otras gestiones que realmente sean una políti-

ca industrial más compleja que incluye tributos, financiamiento,

desarrollo tecnológico y mano de obra calificada. Por eso ella es

una acción complementaria a las otras dirigidas a los factores de

competitividad. Si la política local es transitoria es porque tiene

éxito, porque los que construyen competitividad no necesitan

más de política para el contenido local y es la manera de garanti-

zar una alternativa sustentable a largo plazo.

Entonces hoy las exigencias con los que están produciendo es in-

vertir en tecnología en Brasil, capacitar en mano de obra local y

compras con empresas brasileñas que se puedan desarrollar con

competitividad.

Empresas de servicios petroleros en Brasil y desarrollo de la política de contenido local

MEMORIA

FIGAS2012

21

CASO DE éXITO DE LA EMPRESA SERPETBOL

PERú Y EL DESAFíO CAMISEA

Director ejecutivo Serpetbol Perú

Tiene 25 años de experiencia en la construcción en general

y en el sector hidrocarburos en particular. Es especialista en

diseño, planificación y ejecución de proyectos, gerenciamiento de importantes proyectos, además

de la interacción y dirección general de las áreas financiera, legal, y operativa de la compa-ñía Serpetbol en su calidad de

gerente general. Actualmente se desempeña como director ejecu-

tivo de esta empresa.

Mario Gonzalo Montenegro

22MEMORIA

FIGAS2012

En el año 2002 iniciamos la aventura de irnos a Perú.

Fue un desafío grande, de ansiedad, de cierta incer-

tidumbre pero también con muchas expectativas. Ahí

comencé una aventura en base a algo que me ha ser-

vido toda la vida: planificar, fijar objetivos sobre todo objetivos

intermedios o hitos, seguimiento y control continuo, el saber

qué estamos haciendo y cómo lo estamos haciendo cada cierto

tiempo.

Una vez en el Perú, y habiendo formado la empresa formalmente

me fijé el objetivo de entrar en Camisea. En menos de tres me-

ses de estar allá logramos insertarnos en la lista de proveedores

aprobados para el proyecto, lo cual fue un primer hito que nos

habíamos propuesto.

Ya aprobados empecé a ver cuáles eran las verdaderas posibili-

dades. En ese momento ya el proyecto estaba en curso y habían

grandes jugadores en el mismo: Techint, Skanka, locales como

Graña & Montero, Tecna y otras. Muchos de los jugadores esta-

ban presentes y no era muy fácil pretender entrar a semejante

proyecto con una empresa con una persona.

Lo que hice fue fijarme el objetivo de entrar con alguna diferen-

cia. Fue con esa voluntad de cotizar y de entrar con un peque-

ño contrato marginal cuando ya estaba lo grande adjudicado a

una alternativa que era un contratito de proveer una cuadrilla de

servicios. En ese entonces era una máquina de soldar, una mez-

cladora y siete personas, pero para mí era la llave que abría la

puerta. Era entrar a un dormitorio de servicios sin hacer ningún

ruido, pero a la vez era como entrar a una gran mansión llena de

oportunidades.

Una vez adentro, uno es el que tiene tiene que hacerse ver y

moverse. Ahí empieza el verdadero espíritu de competitividad y

abrirse campo. Empezamos el proceso de crecer y de hacer algo

importante. Hay dos palabras que abren muchas puertas: jale y

empuje. No solo hace falta iniciativas, no solo hace falta ideas, no

solo hace falta identificar la oportunidad sino que una vez se está

adentro, para conseguir los objetivos hay que empujar.

Para eso es importantísimo aclarar que las empresas no están

hechas de activos sino de gente. Yo quiero reconocer a un gran

equipo gerencial que hoy me acompaña en una empresa que

tiene casi 3.000 empleados en Perú siendo el mayor contratista

en Camisea, teniendo casi 1.500 personas. Nuestra historia va

amarrada de objetivos y de un crecimiento sostenido y mesura-

do. Hemos dado pasos con cierto caso de riesgo pero siempre

acompañados de planificación y una revisión constante de nues-

tra situación.

Como contratista que la ha vivido y sufrido, quiero aterrizar un

momento en el tema financiero e impositivo. ¿Cómo afianzamos

obras? ¿cómo tratamos de crecer y ser competitivos en un sis-

tema complicado donde se nos presentan exigencias y garantías

muchas veces inalcanzables para empresas pequeñas como las

nuestras?.

Lo que hicimos fue conseguir un plan mesurado y con respon-

sabilidad, demostrando la inversión de todos nuestros logros y

con transparencia en nuestro manejo. Todo esto no hubiera sido

posible, como lo fue en Perú, sin un sistema financiero que lo

permite. Yo lastimosamente, entiendo y veo que acá hay un sis-

tema financiero que no viabiliza las circunstancias y está restrin-

gido por un parámetro estatal que define parámetros muy duros.

O sea para otorgar una garantía hay que afianzar con el 100% del

dinero en efectivo o en activos reales.

Entonces no es muy lógico que el sistema financiero y el gobier-

no, más allá de aportar a que se pueda crecer de forma mesu-

rada, más bien tienden a estrangular porque no hay forma de

desarrollarse si no es acompañado por un sistema financiero que

le permita cumplir con los requisitos. Si es un proyecto de 100

millones de dólares y hay que afianzar el 10% o 20% , ¿Cómo

una empresa local puede hacer eso?. Una empresa internacional

lo logra con la sola presentación de un papel en función a unos

activos internacionales que no le generan ningún inconveniente.

En muchos casos, esa empresa no tiene ningún solo activo a su

nombre en el país entonces no es lo mismo que un proveedor

local, que arriesga y empeña hasta su ropa interior, y que tiene

mucho más que perder, que tiene que trabajar para quedarse.

Mario gonzalo Montenegro

23

MEMORIA

FIGAS2012En Perú por ejemplo, si hubiéramos tenido un sistema financie-

ro tan rígido como el de acá nunca hubiéramos podido hacer lo

que hemos hecho. Hoy nosotros tenemos la capacidad de otor-

gar garantías muy superiores a las de empresas bolivianas de

nuestro rubro combinadas. Eso es porque el sistema favorece la

emisión de garantías reales pero combinado con la garantía de

los propios contratos y otros factores.

Recientemente alguien me dijo que acá hay empresas muy bue-

nas, con tradición pero en lo que tienen que trabajar es en su

capacidad de otorgar garantías. Entonces y le digo: No es so-

lamente querer mejorar sino que el medio lo apoye a uno. Ahí

hay participación de todos. Tiene que haber la voluntad de las

empresas petroleras, las operadoras, y que el gobierno cree

medios para viabilizar que ese sistema financiero genere estas

medidas.

También estoy seguro y es necesario que las contratistas pue-

dan demostrar su capacidad de ejecución porque no es en vano

que ocurran situaciones por el hecho de que pretendemos más

de lo que podemos. Hay un alto componente de saberse ubicar

y creo que hay empresas que tienen muchísimo potencial para

lograr mayores objetivos.

Una cosa extraña que en Perú no ha sido tan importante como

la certificación de calidad. El año 2010 recibimos la certificación

y el año 2011 hicimos la certificación completa con la ISO 9000,

ISO 14000 y OSHAS 18000, que nos ha ayudado también y po-

demos decir que somos una empresa que puede responder a

los retos.

Es normal escuchar entre los proveedores nacionales y la mis-

ma historia se repite en los escenarios, que no hay oportunidad

para nosotros, que hay que agarrarse las migajas y pelearse por

contratos con bajos precios y condiciones leoninas donde en

realidad se termina asumiendo un riesgo que no corresponde.

Eso es culpa de nosotros también, porque no puede ser que algo

que vale 10 yo me vea obligado a firmar por 8. Es complica-

do el día de mañana como con esos 8 trato de arreglármelas,

entonces hay que hacer un esfuerzo en que las operadores a

través de sus contratistas principales no exijan cosas que van a

terminar mal. Hay casos recientes donde termina generándose

situaciones complicadas entre contratistas y subcontratistas.

Las operadoras deberían contemplar tipos de proyectos como

se hacen en la minería EPCN, donde la operadora adjudican el

contrato internacional pero en la parte de ingeniería y compra, y

el tema de construcciones lo maneja tipo management. Al final

el beneficio lo va a tener igual pero la relación no es indirecta con

los proveedores locales o las contratistas con el cliente.

Nosotros tenemos un par de contratos de ese tipo en Perú, don-

de nosotros firmamos el contrato con la dueña del proyecto y la

compañía del EPCN es la vinculadora de todo y obviamente se

lleva su parte por eso. Esas son alternativas que deberíamos

analizar para enriquecer nuestro modo de operar.

Para mí, la idea debe estar clara para cualquier emprendimiento

por pequeño que sea. Se debe planificar, se debe fijar objetivos

se debe hacer seguimiento. Yo así lo he hecho, no es fácil, el

Perú no es un mercado que esté libre y disponible, cuesta como

en cualquier otro lugar. Pero hemos demostrado que en una in-

dustria demandante y exigente, ya tenemos cierto protagonis-

mo y podemos considerarnos una empresa de un calibre media-

no a nivel sudamericano.

caso de éxito de la empresa latinoamericana Serpetbol Perú y el desafío camisea

MEMORIA

FIGAS2012

25

CERTIFICACIÓNEO 100,

PRODUCCIÓN RESPONSABLE

VP Latam Equitable Origin,Estados Unidos-Ecuador

Tiene más de 21 años de expe-riencia en el liderazgo en la ges-tión, asuntos comunitarios, EHS,

operaciones sobre terreno, respon-sabilidad corporativa y de ingenie-ría y desarrollo de proyectos. Pro-fesional de Seguridad Certificado

(CSP) en EEUU, past-presidente de ASSE en Ecuador, director de SPE

Ecuador y miembro del Comité de Sostenibilidad SPE.

Fernando Benalcázar

26MEMORIA

FIGAS2012

Con la innovación en el sector petrolero hidrocarburí-

fero buscamos cambiar ciertos paradigmas que han

estado vigentes en los últimos 30 o 40 años en la re-

gión latinoamericana.

La agenda mía va a cubrir cuatro aspectos: a) ¿Qué es la Equita-

ble Origin y su sistema de certificación?; b) La situación actual,

cómo vemos nosotros ciertos temas en lo social, ambiental y de

gobernanza; c) ¿Qué planteamos?; y d) ¿Cómo funciona?.

Equitable Origin es una empresa. No es una ONG, y buscamos

trabajar con empresas de petróleo y gas y con las reguladoras

de gas. Es una compañía que tiene socios, creada y fundada en

los Estados Unidos y al momento cuenta con una oficina regis-

trada en América Latina y una sucursal en Colombia.

Como empresa hemos creado el primer y único Sistema Socio-

ambiental de Certificación, Canje de Certificados y de Etiquetado

Ecológico para la industria de exploración y producción de pe-

tróleo y gas, desarrollado con la participación de Stakeholders (grupos de interés ó partes interesadas). Alguien me decía ayer

que se entiende perfectamente la palabra de Stakeholders, pero

en resumen son aquellos que tienen algo que decir sobre las

actividades que desarrollamos.

Nuestra visión es catalizar un nuevo estándar para la industria

del petróleo y gas donde la protección ambiental y la biodiver-

sidad sea optimizada y se beneficien las comunidades locales

social y económicamente.

Lo nuestro no es más que decir cómo una empresa tiene su

carácter socio ambiental en aspecto de gobernanza, aspectos

laborales y más. A eso va unido un sistema de KF de certifica-

dos. El sistema de KF de certificados es lo más moderno que

tenemos. Esta innovación va cogida de la mano con empresas

operadoras del primer mundo que tienen las mejores prácticas

socio ambientales, laborales y demás. Esas empresas hoy día

ponen recursos para los programas de ambiente, de responsa-

bilidad corporativa, seguridad laboral, los programas de buenas

prácticas laborales y demás y ese dinero no tiene ningún reco-

nocimiento, es parte de la operación.

Simplemente nosotros introdujimos el concepto innovador de

canje de certificados. Cuando una empresa es debidamente cer-

tificada tiene un mercado cuya responsabilidad la manejamos

nosotros. Hemos creado un mercado EO, ese mercado EO es

similar al concepto de mercado de carbono en lo que es el canje

más no en la filosofía.

Y tercero. Quien compra esos certificados, que produce el tercer

pilar que nosotros llamábamos aquí, es el etiquetado ecológico.

Quien compra esos certificados tiene derecho de usar un etique-

tado asociado con nuestra marca.

Cuando creamos esta empresa definimos una visión muy cla-

ra, muy definida y es la que nosotros buscamos catalizar en un

nuevo estándar para esta industria, los temas de biodiversidad

y de protección ambiental así como incrementar los beneficios

directos en las comunidades locales en lo social y económico.

Cuando digo comunidades sociales, no son solamente indígenas

ni las comunidades nativas de la región.

Nosotros vimos la necesidad clara y definitiva por cuatro mo-

tivos:

Identificamos una brecha en el mercado: No existe una certifi-

cación integral, globalmente reconocida, para la exploración y

producción de petróleo y gas basada en la participación de los

Stakeholders (grupos de interés). En este proceso iniciamos en

enero aproximadamente 27 meses de consulta y participación

con aproximadamente 2.500 horas hombres de interacción con

organizaciones no gubernamentales, organizaciones petroleras

nacionales, grupos de indígenas, asociaciones de grupos de in-

dígenas y universidades. Este proceso lo desarrollamos formal-

mente con base en Ecuador, Colombia, Perú y parte de Brasil.

Las percepciones. La industria del petróleo y gas se mantiene

bajo el escrutinio de las comunidades locales, ONGs internacio-

nales y del público en general y aún se mantiene como el sector

menos confiable en lo social y ambiental a pesar de las signifi-

Fernando Benalcázar

27

MEMORIA

FIGAS2012cativas mejoras en sus prácticas operacionales. Todos los que

están aquí pertenecen a la industria petrolera y las empresas

petroleras que hacen buenas prácticas ambientales y sociales

dicen que no tomamos una percepción ante ese stakeholder,

que no hacemos las cosas bien, que tarde o temprano vamos

a contaminar, o tarde o temprano le vamos a jugar sucio a una

comunidad. El conflicto social ambiental está ahí y nadie lo pue-

de negar no importa si es la empresa más grande del mundo.

Creemos que esa percepción tiene que cambiar.

Los riesgos. La desconfianza general y el descontento local se

manifiestan en significativos riesgos operacionales, legales, de

reputación y financieros a través de las etapas de exploración

y producción de petróleo y gas. Quiénes de ustedes no han en-

frentado la situación de que el colono X, o el ranchero Y, o los

indígenas Z han paralizado un taladro por 10 o 15 días, tiempo

en el que no se tiene pérdidas. Entonces creemos que podemos

contribuir de alguna manera a mitigar esos riesgos.

Demanda por petróleo y gas responsablemente producido. La

curiosidad sobre el origen de los productos a base de hidrocar-

buros está creciendo y los consumidores de petróleo y gas no

tiene un mecanismo para influir en las prácticas de producción o

diferenciar los “líderes” de los “rezagados”.

Puede parecer increíble que hay grupos con poder adquisitivo

en el mercado, que así como compran el trigo y café de buen

origen, hay tendencias formales de igual calibre para el petróleo

y los derivados del petróleo.

Estamos seguros que si no somos nosotros definidamente al-

guien más lo va hacer. En todos los países del mundo, todos los

recursos no renovables están en zonas de altísima sensibilidad

ambiental, de pueblos indígenas o zonas endémicas.

Fijémonos en América Latina. En la cuenca amazónica, en la

cuenca del sur, es impresionante, no hay ningún solo proyecto

que en expansión de la frontera petrolera no se encuentre con

un pueblo indígena o una zona ambientalmente sensible.

Entonces planteamos una solución al ser los primeros en su cla-

se con ecoetiqueado, y tener un sistema que ha sido desarrolla-

do con la participación de los grupos de interés más relevantes/

importantes para el desarrollo de la actividad petrolera.

En ese sentido ofrecemos un estándar de desempeño, comple-

to, independiente, respaldado por los grupos de interés para

las operaciones de petróleo y gas que puede minimizar aquellos

riesgos que mencioné inicialmente.

Un sistema de certificación para operaciones de petróleo y gas,

administrado bajo los más altos estándares internacionales.

Nuestro sistema funciona sin reinventar la rueda. Nos hemos

basado en las mejores prácticas que la industria utiliza, desde

organizaciones gremiales y empresas líderes.

El punto final son los certificados negociables para vincular ope-

radores certificados con los clientes downstream. Aquellos que

compran derivados del petróleo y que buscan elevar la concien-

cia pública sobre las buenas prácticas socio-ambientales y re-

compensar a las empresas por trabajar de manera responsable.

¿Cómo funciona?

La base de todo lo que ofrecemos está en el estándar EO100,

y tuvo mucha participación de grupos de interés lo cual es tre-

mendamente diferenciador. El resultado de estas 2.500 horas

hombres de interacción en diferentes foros, fechas y circuns-

tancias es que el estándar se basa en 6 principios estructurales

que abarcan asuntos gubernamentales, sociales y ambientales

relacionados con la producción de petróleo.

El primero tiene que ver con el día a día: gestión corporativa,

rendición de cuentas y ética. ¿Cuántas empresas no son cues-

tionadas por asuntos de este tipo, cuántas no son valoradas?

Segundo: Derechos humanos, impactos sociales y desarrollo

comunitario.

Tercero: Condiciones justas de trabajo y laborales.

Certificación EO 100, producción responsable

28MEMORIA

FIGAS2012

Cuarto: Derecho de los pueblos indígenas.

Cinco: Cambio climático, biodiversidad y ambiente.

Sexto: Gestión de ciclo de vida del proyecto.

De estos el que más innovación trae es el último. Gestión de

ciclo de vida y puntualmente era vital en el grupo indígena crear

un elemento asociado con derecho de los pueblos indígenas y no

necesariamente, con el principio dos de desarrollo comunitario,

porque los indígenas tienen una serie de “privilegios” y logros

con instituciones internacionales del más alto nivel como la

ONU, OIT y demás.

Entonces estos principios nos obligan a establecer ciertos pasos

intermedios con el objetivo absolutamente claro. Por ejemplo,

en el caso de los pueblos indígenas. A través del estándar esta-

blecemos como objetivo claro que las actividades de explora-

ción y producción de gas deben desarrollarse de tal manera que

reconozcan, respeten y consideren los derechos específicos, las

tradiciones y las implicaciones de los pueblos indígenas cuyos

territorios como medio de subsistencia podrían verse afectados

por el proyecto.

Destaco esto porque hay una palabra clave que es respetar,

en todos los proyectos exitosos siempre esa ha sido la base.

Respetar e integrar a las comunidades y mucho más a los pue-

blos originales. Todos los proyectos que se hacen respetando y

reconociendo los derechos ancestrales de un pueblo, hacen la

diferencia.

Las actividades de exploración y producción de petróleo deben

llevarse a cabo usando sistema de gestión efectivos, que res-

peten las leyes nacionales e internacionales. Estos sistemas de

gestión deben incorporar marcos conceptuales que exijan una

aproximación responsable y de ser posible, sostenible en el uso

de recursos.

Esto de aquí es interesante, los marcos legales de todos los paí-

ses de la región ofrecen cierto tipo de postergación y pasan cier-

tos pozos un tiempo abandonados y con el paso de los años un

pozo abandonado bajo motivos técnicos, al momento de cambio

de operación o de operador, pasa a ser un pasivo ambiental que

después pasa a ser un problema y sirve para que los regulado-

res digan que no ha habido inversión social ni ambiental en este

proyecto y por ende podemos perder el proyecto.

El sistema nuestro se basa en principios y cada principio esta-

blece una serie de disposiciones y cada disposición es medible.

Esta disposición es medida a través de cuotas de desempeño

del nivel uno al nivel tres. La empresa para ser certificada debe

cumplir con el 100% de la cuota de desempeño mínimo, esto le

garantiza elevar la barra de operaciones en el mundo.

Es decir, una empresa de mediano porte, una empresa opera-

dora pequeña que no quiera invertir le sugiero no quiera gastar

en esto. Simple y llanamente este puntaje es el que implica el

porcentaje de la producción diaria, sea en gas o barriles de pe-

tróleo, que recibirá certificados y son esos certificados los que

entran en el mercado. Es decir, una empresa que es evaluada y

certificada que cumple un 30 a 40 % del estándar tiene entre el

30 y 40% de su producción certificada. Esta certificación no es

hecha por nosotros, la certificación es hecha por cualquiera de

las empresas certificadoras. Finalmente, estas empresas van a

decirnos a nosotros, el señor tiene derecho a tantos certificados.

Si las cuotas de desempeño 2 y 3 son objetivos a mediano y

largo plazo, ese desempeño, esa nota de 30 a 40% subirá a 50

o 60%, entonces es un incentivo económico para el operador.

Este mercado se lo realiza a través de lo que llamamos el EO

Exchance. Se trate del mercado donde el comprador paga por

ese certificado y ese dinero se revierte directamente al operador

y eso puede traer ciertos temas de conversación futura entre el

operador y el dueño del contrato o contratante, porque es algo

que no estaba previsto. Es decir, si a mí me contrató la empresa

respectiva en un país, yo produzco, me pagan por eso, ¿Qué

pasa si yo tengo un ingreso que no es petrolero? ¿Quién es el

dueño , la empresa contratante o el operador? En el caso de

Colombia, llegaron a un acuerdo de 50% y 50%.

29

MEMORIA

FIGAS2012Finalmente, esto ofrece los productos derivados del petróleo

con certificación EO para esos consumidores. Productos comu-

nes vs productos que tienen certificación. Ejemplos clarísimos

de esto son desde la suela de los zapatos hasta la ropa que ves-

timos, o los servicios de transporte como es el caso del mayor

supermercado de los Estados Unidos, que al momento es el

primer comprador de certificados que tenemos. Eso permite la

elección del consumidor.

Actualmente no hay ningún sistema equivalente al nuestro en la

industria del petróleo y gas.

Nuestro sistema es totalmente compatible y se incorpora a la

Iniciativa de Reporte Global (GRI), al Índice de Sostenibilidad

Dow Jones (DJSI) y a otros sistemas conocidos de gestión de la

industria. Sin embargo aporta un valor adicional al:

Contar con un amplio apoyo de los grupos de interés más rele-

vantes para la industria: los pueblos indígenas, ONGs interna-

cionales, reguladores, comunidades locales y las instituciones

financieras.

Estar diseñado específicamente para atenuar y responder a las

principales preocupaciones y/o problemas actuales que más in-

fluyen en los grupos de interés.

Ser totalmente independiente, completo y requerir la verifica-

ción por parte de terceros a nivel de operación.

Proporcionar un mecanismo para lograr un retorno efectivo de

la inversión en las buenas prácticas sociales, ambientales y de

buen gobierno.

Creemos que el comprometerse con el estándar EO es una

oportunidad para aquellas empresas líderes o aquellas empre-

sas que están en la transición de crecimiento de una empresa

mediana a grande, ser parte de liderar un movimiento en la in-

dustria en general pero que en el área petrolera es la primera

vez que lo ofrecemos al mercado.

Una prueba de ello es el alcance de la certificación en otras in-

dustrias. Por ejemplo, la FSC asegura que los productos fores-

tales procedan de bosques gestionados de manera responsable.

18% de los bosques mundiales están certificados por la FSC

con valor de mercado de $us 20 mil millones.

La Fairtrade asegura que los agricultores reciban una compen-

sación justa por sus productos. Fairtrade obtuvo ventas de $us

5.8 mil millones por 20 productos específicos y un total de $us

64 mil millones por todos productos certificados.

En la pesca, la certificación asegura que los peces silvestres han

sido capturados de la manera más sustentable posible. Certifica

el 8% de la pesca comercial global de mariscos.

El Green Building Council asegura que una construcción sea di-

señada y construida para lograr el mayor desarrollo sustentable

de un lugar considerando el ahorro de agua, eficiencia energé-

tica, selección de materiales y calidad ambiental interior, etc. El

20% de los proyectos nuevos en los EEUU está siendo certifica-

do con Leed.

Certificación EO 100, producción responsable

MEMORIA

FIGAS2012

31

LOGíSTICA PETROLERA: OPERACIÓN CON

TECNOLOGíA, ESTáNDARES Y CONTRATISTAS

CONFIABLES

Küehne Nagel Alemania, Bolivia

Profesional Bachelor of Scien-ce in Business Economics con

Especialidad en Administración de Empresas y varios cursos de actualización y especialización. Posee más de 15 años de expe-

riencia en el ámbito empresarial orientado al logro de objetivos

comerciales, marketing y hestión tanto en compañías transnacio-nales como en emprendimientos

propios.

Christian Gamarra

32MEMORIA

FIGAS2012

Queremos compartir lo que estamos haciendo y ha-

cia donde está queriendo ir la compañía. Nosotros

somos Kuehne Nagel, una compañía alemana y nos

cuesta mucho trabajo comunicar quienes somos

porque desde la pronunciación es muy difícil.

Somos una empresa de logística a nivel global, estamos 190

años en el mercado. Una de las cosas que siempre digo en to-

das las charlas que tenemos es que hoy en día la logística es un

factor importante en el sector petrolero porque escuchaba al Dr.

Fernando y a Carlos que decían qué pasa si paramos un tala-

dro 5 días, eso representa 7 millones de dólares. Pues bien las

normas de seguridad tienen que ver mucho con eso. Entonces

ahí viene la presión para nosotros en cuanto a cumplir tiempos

y pensamos que una buena gestión de logística con temas tec-

nológicos con seguridad hacen la diferencia porque el objetivo

de la logística es ser un eslabón mas de la cadena de suministro

de la parte petrolera y convertirnos en una parte del contratista.

Voy a dividir la presentación en tres partes. Primero les voy a

contar un poco quienes somos y toco tres puntos que los vamos

a ir abordando. Uno de ellos es compliens que hoy día estamos

siendo muy enfáticos en esto, que voy a ir detallando, que pro-

cedimientos de Compliance estamos aplicando a nivel global y

qué cosas se están haciendo para cumplir estas normas.

Luego tenemos la seguridad a todo nivel con certificaciones y

diferentes procedimientos y al final el tema tecnológico, que ter-

mina siendo el valor agregado final.

Para contarles un poco Kuehne Nagel es una compañía que fue

fundada en 1890. Tenemos mas de 900 oficinas en 110 países

con 65 mil personas trabajando. En Bolivia estamos hace 14

años y somos uno de los pocos operadores logísticos con pre-

sencia propia. Estamos entre las 20 empresas más importante

de la Top 40 “world’s best companies” en 2011 y nuestra casa

matriz a pesar de que somos una compañía alemana ahora está

en Schindellegi, Suiza, ahí es donde todos reportamos.

Contarles que en temas marítimos hemos movido más de 2.7

millones de contenedores, 758,000 toneladas aéreas.

Hoy a nivel mundial pone énfasis en compliance. Queremos

tener el contrato más importante del mundo y este no se va a

desarrollar y obviamente quisimos que así como nosotros cum-

plimos y tratamos de hacer calificar cero corrupción, nuestra

contraparte tenga también los mismos procedimientos.

Muchas de las compañías ya lo están exigiendo. Les doy como

ejemplo lo siguiente. Una empresa petrolera nos ha exigido que

los proveedores estén certificados. Comprenderán ustedes que

la informalidad con que se maneja el mercado boliviano es uno

de los grandes desafios que tenemos.

Muchas veces el proveedor tiene el camión, la esposa y nada

más. Entonces, es un desafío muy grande conseguir proveedo-

res confiables, pero en todo caso ya hemos logrado a partir de

febrero certificar a tres compañías bolivianas el 2010 a través

de nuestro Casa Matriz en Schindellegi y han sido certificadas

por Price Waterhouse con prácticas, actas y con todos los re-

querimientos del FCPA (Foreign Corrupt Practices Act), que es

una acta para prácticas internacionales. Para el cumplimiento

de este FCPA se requieren dos acciones básicas: manterner los

registros de todas las transacciones y por otra parte instrumen-

tar controles de gestión contable de todas las empresas.

Entonces somos muy exhaustivos en la selección de los provee-

dores porque queremos evitar todo riesgo. Generalmente hay

mucho riesgo de la comunidad, de la operación en sí, en temas

de seguro que se van operando, pero un riesgo que muchas ve-

ces no es tomado son los procedimientos de como se va a con-

tratar a las empresas que vamos a dar el servicio. Este proba-

blemente es el riesgo más alto que vamos a exponer a nuestro

cliente. Entonces es por eso que nosotros damos cumplimiento

a las normas del FCPA y hoy en día estamos en una campaña

mundial de capacitación de todos los empleados desde enero

de este año en FCPA y hay otras normas internacionales en In-

glaterra y en diferentes países, pero la que más se practica en

Latinoamérica es el FCPA.

christian gamarra

33

MEMORIA

FIGAS2012En el tema de cumplimiento de normas QHSE, y la he puesto en

orden intencionalmente porque para nosotros es muy importante

y luego viene la seguridad para las empresas petroleras. Acaba-

mos de cumplir un proyecto con todas las certificaciones de este

tipo con 0 incidentes. Este tema de seguridad hoy en día los jefes

o gerentes de seguridad pueden tener mas poder que un gerente

financiero, puesto que pueden parar las operaciones. Hemos visto

que un gerente de seguridad para taladros porque los ingenieros

dicen esto ‘no pasa’ porque la seguridad está en juego. ¿Cuánto va

a costar?. Volvemos a utilizar el ejemplo de los “7 millones de dóla-

res”, paramos por el tema de la seguridad de las comunidades. En-

tonces es por eso que la seguridad es muy importante desde este

ámbito y desde el aspecto logístico también lo es para nosotros.

En este sentido, tenemos todas las certificaciones y he escuchado

a hablar a varios exponentes de la 9001, la 14000, la 18000 que es

una certificación global, pero nosotros tenemos certificaciones es-

pecíficas para el negocio en términos de aseguramiento de calidad

y de seguridad para nuestros clientes.

Una de ellas es el Cargo 2000, que es una certificación que se da

a la compañía. En este caso, para todos los aspectos que están

involucrados en el negocio de logística, la certificación Cargo 2000

consiste en reducir procesos de 40 a 19 procesos en la cadena lo-

gística.

Cargo 2000 se basa en los resultados de un estudio realizado entre

los clientes de la industria del transporte de carga con el fin de sa-

tisfacer de forma eficiente sus necesidades. Hace que la operación

sea muchísimo más eficiente de lo que normalmente se hace por-

que estamos enlazados a líneas aéreas y diferentes agentes de la

cadena de logística para que la información fluya. En este sentido

en nuestro caso particular damos incentivos a la regional si es que

estamos divididos en regiones y las regiones dan incentivos por

cumplimiento de normas. Según Cargo 2000 el límite inferior esta

por 95% y si la región o la oficina, en este caso Bolivia, tiene menos

del 95% será penalizada en sus ingresos y si cumple más del 95

será premiada.

Entonces las normas Cargo 2000 buscan tener una mejor gestión

en términos logísticos en reducción de procesos y esta certificación

está dada exclusivamente para ámbitos aéreos. ¿Cuántas com-

pañías están en esto? Muy pocas porque conlleva una inversión

muy grande en términos de interacción de sistemas. Una aerolínea

tiene que calificar para entrar a esto y tiene que enlazarse en todos

estos sistemas.

Luego tenemos el TAPA que es de interés para mis amigos de la

Boliviana Ciacruz. Esto está relacionado con la reducción de pér-

didas ocasionadas por robos por el transporte mediante el uso de

normas TAPA. Nuestra reducción no solamente está en llevar una

mercancía de un punto A a un punto B porque siempre les digo a

todos, hoy día ustedes pueden llevar una mercancía de un punto A

a un punto B y lo único que tienen que hacer es llamar a la aero-

línea y decirle “señor cargueme esto de un punto A a un punto B”,

por lo que no hay un secreto en esto.

No vamos a descubrir la pólvora, pero la gran diferencia es la segu-

ridad que le brindamos, todo el backup y la calidad de información

que intentamos darle para que la toma de decisión sea oportuna.

Este negocio está en cuánto financias la decisión en ese momento

y en qué momento tomas la información para realizar la decisión.

Esta especificación TAPA disminuye pérdidas en ventas y el acce-

so a mejores prácticas de la industria de seguridad para manejar

mejor las herramientas y nosotros en este caso nos relacionamos

también con los seguros para que hayan menos cantidad de robos.

El tema de las certificaciones definitivamente marca la diferencia

en estos rubros. Customs-Trade Partnership Against Terrorism

(C-TPAT), es una certificación con Estados Unidos que hace que

estemos linkeados con la Aduana de Estados Unidos y esto ase-

gura que la calidad y el transporte de sus mercancías están ga-

rantizados.

Vamos un poco a las normas específicas para el sector petrolero.

Hemos desarrollado en Bolivia toda una norma de seguridad para

el sector petrolero. Este año hemos terminado exitosamente todas

las certificaciones con un proveedor bajo todos los estándares pe-

troleros que tienen que ver.

logística petrolera: Una operación con tecnología, estándares y contratistas confiables

34MEMORIA

FIGAS2012

Primero, procedimientos de recepción y carguío en puertos de

embarque y recepción. Lo que hacemos es enviar todos nues-

tros procedimientos a puerto de embarque y las personas des-

de nuestras oficinas para que cumplan con los parámetros de

seguridad. En este caso hablamos de izaje de grúas, recepción

de cargas, inspecciones y todo lo que conlleva la recepción y

despacho de la carga en puerto. En este momento tenemos un

proceso estandarizado con el puerto de Arica para recepción de

carga petrolera entre Kuehne Nagel y el TPA en Arica.

Tenemos contenidos mínimos de capacitación en programas a

los conductores, que es un tema super álgido en Bolivia. A ellos

los instruimos mínimamente para que los temas de seguridad

se cumplan, se tengan los permisos de circulación, requisitos

de seguridad. Además tenemos planes de emergencias diseña-

dos exclusivamente en este caso por ejemplo para Margarita I y

II donde hemos participado y tenemos desarrollados planes de

seguridad y emergencias en términos de la logística de trans-

porte, controles de paradas técnicas y todos los controles que

conllevan para que se cumplan todos los requerimientos de

seguridad.

Para ver cómo se encuentra la logística y dónde se encuentra

Bolivia y muchos países veremos hacia dónde quiere llegar Kue-

hne Nagel, como un líder en el rubro logístico al mercado. En

cuanto a tecnología, ¿Dónde se encuentran hoy día las compa-

ñías bolivianas? Básicamente una gran parte de las compañías,

debido a la inmadurez propia del mercado están en un nivel bá-

sico de visibilidad.

Cuando hablamos y les decimos que vamos a hablar de tecno-

logía de visibilidad y monitoreo y queremos agregarles un valor,

nos dicen yo ya lo tengo. Yo entro en la página web de la naviera

y tengo la visibilidad de mis embarques o entro a la línea aérea

y tengo la visibilidad de mis embarques, lo cual es el nivel más

básico porque me mandan una foto de mi embarque en ese ins-

tante.

¿Hacia dónde quiere llegar Kuehne Nagel?, Hay un tema de

Lead Logistics y no es otra cosa que interactuar todo el sistema

de la compañía llámese cualquiera esto está gestionado, con

gestión de embarques, órdenes de compras, entregas, inventa-

rios. Nos hacemos cargo absolutamente de toda la cadena de

logística e interactuamos con el sistema que tiene la compañía.

¿Cuántas compañías tenemos en el mundo bajo este sistema?

Unas 700 que están interactuadas y están enlazadas con noso-

tros y con las compañías. Entonces ¿Dónde queremos llegar en

el territorio boliviano?. Hoy día estamos siendo muy empáticos

de llevar el mercado boliviano hacia una lógica del shipment, donde la gente y nuestros clientes a través de sistemas tecno-

lógicos tengan herramientas de gestión donde tengan niveles

de shipment.

Level Detail y de Packing List Detail, no es otra cosa que darle

visibilidad en el momento en que está ocurriendo el suceso. El

primer nivel es en el cual no es ni más antes ni después. Es una

fotografía de hoy, puesto lo que se trata es dar el nivel Ship-ment. Es una fotografía de un antes, de un después y de un du-

rante, esto es lo que busca y hemos desarrollado herramientas

de gestión, que estamos aplicando en una infinidad de clientes

en Bolivia, lo que genera un valor agregado para la toma de

decisiones y para el control incluso de sus inventarios.

El siguiente nivel es un Order, que obviamente no lo estamos

llevando a cabo. Es un nivel de inventarios y de entregas a los

clientes. Sí tenemos operaciones de almacenes en Bolivia pero

no tenemos clientes que estén enlazados con esto.

¿Qué es lo que buscamos a través del KN Login Shipment? Que

nos proporcionen la visibilidad integral de los embarques, lo

cual permita incluso información transparente. Hoy día la infor-

mación es poder, por lo que cualquier decisión que tenga que

tomar el rubro petrolero tiene que estar en base a una infor-

mación. Si nosotros no somos capaces de brindar información

veraz vamos a tener dificultades.

Estamos empujando al mercado boliviano en líneas generales

tanto al sector petrolero como al de consumo, de contenedores

en este caso, con visibilidad, monitoreo, manejo de informa-

ción y colaboración. Les voy a explicar rápidamente cada uno

christian gamarra

35

MEMORIA

FIGAS2012de ellos pero lo que buscamos es insertar a muchos actores de

la cadena de suministros que hoy día no tienen acceso a ello.

Algunos de ellos son los agentes aduaneros que están fuera

de todo ámbito, puesto que son solos probablemente. Dentro

de esta lógica lo que buscamos es insertarlos a la cadena de

suministros para que ellos le den visibilidad a nuestros clientes.

Obviamente esto tiene su proceso y esto identifica una necesi-

dad porque la necesidad de un contratista A a un contratista B

puede diferir mucho. Luego configuramos la herramienta para

que se adapte a lo que el cliente en ese momento necesita y

luego probamos la solución a medida, aunque esto es un nivel

relativamente básico.

¿Qué es la visibilidad?, Se trata de opciones de búsquedas flexi-

bles. Llegamos a un nivel en el que los clientes se adaptan a

tal nivel tecnológico que les entregamos las herramientas para

que todas las búsquedas sean a través de sus órdenes de com-

pra lo cual no me puede dar un nivel básico de visibilidad.

¿Esto que nos da? Eficiencia, optimiza el proceso de toma de

decisiones y nos brinda seguridad porque va a haber menos

equivocaciones.

El monitoreo va por alertas tempranas. Nuestros sistemas al

tener enlaces con líneas aéreas y con navieras, funcionan de

forma inmediata. Les mandamos confirmaciones de salida.

Tienen documentos en líneas para que cuando la carga esté

saliendo tengan visibilidad propia ya del documento. No nece-

sitan pedir a su proveedor y eso hace que ustedes puedan hacer

correcciones.

Entonces estamos avanzando desde un nivel que involucramos

a la oficina de origen, a la de destino y a todos los actores que

están, porque lo que hacemos es configurar la herramienta a

toda la red de oficinas que van a estar involucradas en este ne-

gocio como para que todos actúen bajo una misma lógica del

sistema, porque se configura y es por eso que decimos que no-

sotros proveemos la herramienta para que esto ocurra.

¿Qué beneficios tiene?, Es una configuración rápida, notificacio-

nes y mayor eficiencia en comunicación. Los grandes proble-

mas que les decía, desde un inicio la comunicación. Si ustedes

quieren hacer un transporte y quieren hablar con su transpor-

tista tienen que tener personas dedicadas para esto y un depar-

tamento logístico y una compañía petrolera o un contratista. Su

negocio no es dar soluciones de logística, es otro su negocio.

Como está la gestión de información, y esto es lo que hace-

mos énfasis, nosotros les damos herramientas donde ustedes

pueden sacar reportes al día. Las herramientas se configuran

de manera tal que nuestros clientes puedan tener reportes de

todos sus embarques mostrándoles cuál fue la planificación del

embarque contra cuál fue la ejecución. Hacemos un reporte se-

manal de cuál ha sido la ejecución.

En este momento tenemos proyectos de energía con una rela-

ción global dentro de una de estas 700 empresas y se le man-

dan detalles diarios referidos la planificación, ejecución efectiva

y demoras. Estas herramientas pueden configurar las empre-

sas a gusto y paciencia, pueden pedir cualquier tipo de reporte

y nosotros nos ajustamos a esos reportes y automáticamente

se generan para nuestros clientes, con lo que se reduce costos.

Nuestra tarea tiene que ser global y buscamos reducir los cos-

tos. Para estas tareas se requiere una compañía, una persona

que esté haciendo esta ejecución de estos informes y de estos

seguimientos, por lo cual nosotros les reducimos costos.

Kuehne Nagel es un proveedor caro pero nosotros no somos

caros. Al lado de la ejecución estamos dando un valor agregado

y el negocio de la logística es generar valor agregado, no sim-

plemente hacer un servicio de transporte de un punto A a un

punto B. Estas son las características, pueden grabar todas las

herramientas en Excel, en Word y les da flexibilidad, nosotros

guardamos todas sus herramientas durante 3 años y si ustedes

lo requieren a solicitud escrita lo hacemos hasta por 5 años,

entonces les damos herramientas incluso de almacenaje para

que ustedes puedan tener.

logística petrolera: Una operación con tecnología, estándares y contratistas confiables

36MEMORIA

FIGAS2012

Hemos ido mucho más allá de hacer un seguimiento y hemos

logrado interactuar con todos los agentes navieros, estamos

en línea con todos los proveedores y eso nos da la posibilidad

de que en determinado momento si ustedes desean como

clientes ustedes pudieran hacer sus propios bookings.

Una gran disyuntiva es si has hecho o no has hecho el boo-

king.En este caso nuestro cliente puede hacer su propio boo-

king que en muchos casos se ha llevado a malas interpreta-

ciones y decir “por qué quieres que haga un booking si los

corresponsales lo tienen”. Todo depende de la perspectiva de

cada cliente pero lo que buscamos es darles las herramien-

tas tecnológicas a nuestros clientes para que ellos tengan la

oportunidad de usar lo que crean necesario y nosotros confi-

gurar la herramienta de acuerdo a lo que necesiten.

Entonces tenemos, itinerarios, booking, instrucciones de

embarque, bill of lading, seguimiento y reportes en tiempo

real, hechos por el propio cliente. Eso es lo que buscamos

desde el punto de vista tecnológico, integrar a todos los ac-

tores. Nuestro nombre como empresa es forward y eso es

simplemente adelantar y lo que nosotros hacemos es recibir

la información, gestionar la información y reenviarla para

que el proceso sea inmediato y más rápido, con lo que se

podrá tener una mejor gestión, mejor toma de decisiones

y ahorro de costo. Entonces sí hacemos todo este tipo de

herramientas disponibles y varias empresas en Bolivia las

están ejecutando.

Este tema del notepad hemos logrado introducir a agencias

aduaneras bolivianas en este sistema. Podemos poner inclu-

so canales rojo, amarillo y verde en Bolivia con las agencias

aduaneras. Ellas tienen que entrar a nuestro sistema para

llenar información. No damos acceso a cualquier agencia

aduanera para que llene los datos, sino previa gestión inter-

na de nuestro departamento financiero que de la confianza

para todos los que gestionen la información de manera apro-

piada. Estamos con unos clientes a modo de prueba en Bo-

livia quienes empiezan a tener visibilidad de sus embarques

desde el inicio hasta que está en la aduana.

Podemos añadir eventos, referencias, soporta EDI (Electro-

nic Data Interchange) transmission de datos electronicos o

mensajes estandar o propios, lo cual causa que la tecnología

permita que la información fluya de una manera mucho más

rápida.

christian gamarra

MEMORIA

FIGAS2012

37

BUENAS PRáCTICAS DE SERVICIOS Y DESAFíOS

TECNOLÓGICOS DE OPERACIONES EN

MONTAñA

Sinopec Service, China

Zhou Tong, es geofísico de pro-fesión con más de 20 años de

experiencia en registro y proce-samiento de sísmica. En los úl-

timos años ha estado en Sudán, Yemen, Arabia Saudita, Ecuador y ahora en Bolivia al mando de

Sinopec.

Zhou Tong

38MEMORIA

FIGAS2012

China es un país montañoso, con colinas y mesetas que

cubren el 69% de su superficie. En este sentido, Sinopec

comenzó a investigar los métodos de exploración geofí-

sicos en zona de montaña y colina desde 1970.

Esto les ha permitido grandes descubrimientos: Chunhui yacimien-

to en el norte de Junggar; Campos de gas en el norte de Tarim;

Campo de gas Puguang; Campo de gas Yuanba; Campo de gas

JianNan; Western Sichuan y la estructura de soporte de Gas en el

suroeste de Tarim.

Desafíos de Exploración - Complex Surface. La elevación de la

superficie general de la topografía montañosa contiene cientos de

metros de alivio, así que el manejo correcto de las variaciones de la

topografía es muy difícil.

A través de este análisis de iluminación podemos comprender la

distribución de nuestras imágenes. En estas podemos ver el perí-

metro crítico de geometría que incluye una distancia corta. Hemos

desarrollado un software que nos pueda dar la distribución en cada

una de las capas y estos servicios pueden ser medidos y nos ayu-

dan a poder llegar a una distribución razonable y plena en lo que es

el tipo de capas.

En la cuarta, estas geometrías basadas en tamaños, sabemos que

es muy compleja, podemos ver las reservas a través del escape y

evitar los grandes cambios de esos puntos.

La segunda serie técnica de la distribución sabemos que la gran

superficie de la heterogeneidad lateral causada por el complejo de

afloramientos de litología es también un problema para la explo-

ración sísmica. Además, afloran rocas carbonatadas. Es muy co-

mún en nuestra zona montañosa, la creación de un gran desafío

para la emisión y registro sísmico en esta área. Entonces usamos

diferentes metodologías para conocer las condiciones como la

investigación de la parte de prospección en el sistema y procesos

electrónicos de búsqueda. En todos estos podemos tener la velo-

cidad, el espesor y cuáles son las condiciones de esta capa. Estas

condiciones son bastantes útiles en el proceso.

La geología estructural de la montaña dentro de nuestros bloques

de exploración está dominada por una serie de geología compli-

cada. Por lo tanto, la forma de la imagen influye para comprender

dichas estructuras complicadas mejorando así el éxito de la explo-

ración en estas áreas.

Especialmente en el área central de China, la mayor parte de las

regiones montañosas son de este perfil. En este tipo de áreas an-

tes del 2000 era imposible tener fricciones de sísmica interpreta-

bles, pero después de arduo trabajo se avanzó en ello. Esta es una

imagen normal y podemos ver que es imposible reconocer estas

estructuras. A través de la práctica hemos encontrado que pueden

tener una mejor visualización. Podemos ver cuatro padrones y al

lado izquierdo podemos ver un solo padrón. Después de 4 perfora-

ciones tenemos un buen resultado en esta estructura.

La próxima parte en el área de montaña es muy difícil pero tenemos

un sistema de medición que colocamos en estos tipos de perfora-

ciones. Para mejores beneficios sería solamente utilizar una sola

perforación y de esta manera nos da un mejor resultado.

Anteriormente la exploración en las zonas montañosas traía un

montón de dificultades sísmicas, incluyendo el diseño de la geo-

metría y las dificultades de investigación cerca del suelo, debido a

la superficie del complejo, además de los problemas de estática

graves causadas por el gran relieve topográfico y las variaciones

litológicas superficiales, baja relación S / N de datos sísmicos ad-

quiridos en afloramientos de piedra caliza, toma de registros con el

ruido grave y los problemas de mala imagen.

Con los años de experiencia en exploración sísmica en las zonas

montañosas, una serie de técnicas que van desde la adquisición

hasta el procesamiento se han desarrollado y desempeñado un pa-

pel importante en el descubrimiento de gas de Sinopec.

En esta área montañosa cerca del río es muy baja. Entonces es sólo

una medición que puede ser hecha. Para el sistema de procesa-

miento utilizamos diferentes tipos de medición. Normalmente lo

que hacemos es una investigación para todo tipo de contenidos con

diferentes diferenciaciones de sonido.

Zhou Tong

39

MEMORIA

FIGAS2012Estas técnicas incluyen geometría de diseño, emisión y grabación

de carbonato e investigación de superficie cerca del integrado,

para la solución de problemas de adquisición en el área de superfi-

cie compleja y supresión de ruido, corrección estática e imaging,

problema de imagen causada por la superficie complicada y las

condiciones del subsuelo.

En el diseño de la geometría, el modelado directo es capaz de ayu-

dar a posicionar a la fuente hasta el lugar adecuado para evitar

la distribución de energía no homogénea en el registro sísmico.

Se aplicó el análisis de la distribución de la PCR en la interfaz di-

ferente para guiar el diseño de la geometría a fin de obtener una

distribución más razonable.

Debido a la complejidad de superficie en zona montañosa, es difícil

diseñar la disposición del levantamiento. En esta circunstancia, se

utiliza mapas digitales de alta precisión de los para ayudar a con-

seguir el despliegue matriz de origen-receptor razonable a través

de área de obstáculos y lograr la máxima eficiencia de operación.

En lo que se refiere a la investigación cerca de la superficie, la in-

formación de la intemperie del espesor de la capa, la velocidad,

la propiedad acuífera y las variaciones de la litología se obtienen

mediante la aplicación integrada de encuesta boca de pozo, la

prospección eléctrica de alta densidad, de extracción de muestras

y la investigación geológica con el fin de cubrir cada punto .

Como he dicho antes, la piedra caliza expuesta en la superficie

puede causar problemas de iluminación importantes para el ob-

jetivo de profundidad, por lo que la emisión sísmica graba un gran

problema debía abordarse. El registro de disparos obtenidos por

disparos en un solo agujero muestra débil amplitud y baja S / N,

debido a la alta velocidad y las propiedades de densidad de la pie-

dra caliza.

En cuanto a las emisiones, se disparó una serie de agujeros que

no eran de un solo disparo. El registro de disparos ilustra la ener-

gía más fuerte y la mejor continuidad de eventos de reflexión en

conjunto de tiro, en comparación con el disparo de un solo agujero.

Debido a las condiciones de enterramiento en bruto de la roca car-

bonatada, el acoplamiento geófono no es fácil, a través de una

serie de pruebas con diferentes maneras de enterrar, encontra-

mos que el agujero de perforación en roca podría conseguir un

mejor acoplamiento. sin embargo, la forma más beneficiosa está

enterrando geófonos en la pila del suelo.

En comparación con un solo geófono receptor, la matriz geófono

es capaz de suprimir el ruido y mejorar la relación S / N. En esta

foto de registros podemos ver el creciente número de geófonos

y área cubierta. La relación s / n se ha mejorado considerable-

mente.

Como todos saben en un zona típica de colinas geológicas, los

cambios de mayor elevación y las complicadas condiciones cer-

canas a la superficie siempre hacen la corrección estática, lo que

es un gran problema. Con el fin de abordar esta cuestión, se ha

diseñado un esquema de cuatro pasos de la estática conjunta. En

primer lugar se ha aplicado una tomografía restringida. Es eviden-

te que en comparación con la estática de elevación, los eventos

de reflexión son más claros después de la estática de tomografía

restringida.

Después de la estática de tomografía, se aplica una primera llega-

da de estática residual. A través de este procedimiento, los prime-

ros en llegar son cada vez más suaves y mejoran en gran medida

la calidad de la pila.

El tercer paso es la estática residual de superficie consistente.Es

evidente que después de la estática residual de superficie consis-

tente, los eventos de reflexión son más distintos.

Debido a la complejidad en la zona de piedra caliza cercana a la

superficie, una estática coherente no superficial a base de pilotaje

externo se aplica después de la estática residual de superficie co-

herente y la comparación de la pila antes y después de la estática

de la superficie coherente nos ilustra que el efecto de este método

es notable.

Buenas prácticas de servicios y desafíos tecnológicos de operaciones en montaña

40MEMORIA

FIGAS2012

Nuestra estrategia de supresión de ruido para estribaciones de

datos está adoptando métodos integrados adecuados en lugar de

utilizar un enfoque único. Adicionalmente, un esquema de multi-

dominio orientado a objetos se aplica para la supresión y dispersión

del ruido. Se utiliza la “transform wavelet” para modelar el terreno

en eventos de dispersión y el ruido. El resultado de eliminación de

ruido es bastante bueno para el registro de disparos.

En comparación con la pila de antes, una mejora significativa s / n

aparece en la pila con la aplicación de nuestro esquema de elimina-

ción de ruido, lo que demuestra su eficacia.

Para la obtención de imágenes de estructuras complejas en el área

de colinas, un flujo de imágenes interativo e interpretativo se ha

establecido para construir un modelado preciso de velocidad y pro-

porcionar una imagen geológica, razonable y correcta del subsuelo.

Antes del análisis de la velocidad, un preacondicionamiento se rea-

liza en CMP reúne para mejorar la calidad del espectro d ela veloci-

dad, mientras que el método integral se ha utilizado para la cons-

trucción de modelos de buena velocidad incluyendo la construcción

de modelos basados en el horizonte y la red.

Para la obtención de imágenes de estructuras de buzamiento con

grandes variaciones de velocidad laterales, se aplican cuatro méto-

dos de migración en profundidad antes del apilamiento diferente, a

partir de datos flotantes, con una topografía verdaderamente ligera

y suavizada. Estas figuras muestran los resultados de las imágenes

por la migración desde el punto de datos planos y punto de datos

flotantes. Está claro que la formación de imágenes que migran de

una datos flotantes es mucho mejor que a partir de datos planos,

especialmente en la formación de imágenes de este sinclinal.

En comparación con la ecuación de una forma de onda de la migra-

ción, la migración del haz gaussiano tiene una ventaja significativa

en la formación de imágenes en estructuras complejas.

Esta figura muestra que, dado un modelo de velocidad relativa-

mente preciso, la migración de tiempo inverso puede hacer un

mejor trabajo en la obtención de imágenes de profunda estructura

compleja que PSDM kilchhoff. En la sección rtm, la culpa es más

clara y la continuidad de las reflexiones es mejor en comparación

con la sección PSDM kichhoff.

Hay algunos ejemplos de éxito de exploración sísmica a cabo en

colinas que les voy a relatar.

Basándose en las técnicas que he mencionado antes, se obtiene

una imagen clara de estructura compleja, de la sección del seg-

mento de tiempo, podemos ver que los límites de las estructuras

complejas son muy distintas.

Esta es la comparación entre una vieja sección 2d y una sección 3d

recién adquirida y procesada en el mismo lugar.

Parece evidente que, en la nueva sección 3d, el punto de falla y la

estructura es más clara. La resolución es superior a los datos an-

tiguos en 2D, el ancho de banda de la capa objetivo es llegar a 10

a 135 Hz.

¡La estructura de El Puguang está identificada!

En función de esto, los datos sísmicos recién adquiridos y procesa-

do con alta resolución de imagen y estructura fiable, se encuentran

en una serie de trampas favorables. Se identificó a la estructura Pu-

guang, que conduce al descubrimiento del campo de gas Puguang.

Yuanba Reef plana Embalse. Este es otro ejemplo de la compara-

ción de los datos 2D y una sísmica 3D recientemente adquirida y

procesada. La sección de la capa de aplanamiento de sísmica 3D

recientemente adquirida y procesada proporciona una imagen cla-

ra y distinta de la forma y los detalles del depósito playa Oolitic.

Sobre la base de este resultado se encuentra el arrecife depósito

playa Yuanba anunciando el descubrimiento del yacimiento de gas

Yuanba.

Sinopec Service está dispuesta a proporcionar servicios de adquisi-

ción sísmica de alta calidad en el área de las colinas de los clientes

en todo el mundo. Esperamos sinceramente cooperar con compa-

ñías petroleras internacionales para construir un mejor logro.

Zhou Tong

MEMORIA

FIGAS2012

PanEl II:

SERVICIOS PARA OPERACIONES

PETROLERAS ENNUEVAS FRONTERAS

EXPLORATORIAS Y NO CONVENCIONALES

MEMORIA

FIGAS2012

43

Director de TNS Latam

Nació en Argentina. Director de la empresa Tns Latam y fue

country manger para Argentina, Uruguay y Chile del Drilling Info

Inc. A su vez se desempeñó como consultor asociado de Montamat y Asociados. Trabajó como cola-

borador en publicaciones para la Organización Latinoamericana de la Energía (Olade). Fue asesor en temas energéticos de la Corpora-ción Andina de Fomento y es un profesional que tiene una vasta experiencia y trayectoria como conferencista internacional en

eventos energéticos.

Fernando Meiter

CADENA DE SERVICIOS PARA “VACA MUERTA” Y EL DESAFíO DE UNA

YPF ESTATAL

44MEMORIA

FIGAS2012

Yo estaba escuchando esta mañana cuando se hablaba

de regulación, de seguridad jurídica y de cómo eran los

marcos de negocios de los distintos países. Cuando

empecé a hacer esta presentación me dije: ‘bueno todo

tiene concordancia con lo que se habló esta mañana’.

Particularmente, lo que les quería contar un poquito acá es el es-

tudio de caso de YPF Sociedad Anónima. Ustedes saben que en

los años 90 la compró el grupo Repsol de España y en febrero de

este año Argentina nuevamente nacionalizó la compañía. A partir

de ahí han pasado muchas cosas que vamos a ver un poquitito.

Todo lo que pasó fue en función que en octubre del 2010, un infor-

me de la Agencia Internacional de Energía se le ocurrió decir que

Argentina, básicamente en una provincia que se llama Neuquén,

tenía 770 TCF de gas no convencional recuperable, poniéndonos

como el país número tres en reservas del mundo.

Argentina hasta ayer en la tarde estaba pagando a un productor

en boca de pozo 2,6 dólares por millón de BTU, está importando

por ductos a 11 dólares más flete se hace un total de 12 dólares

del gas de Bolivia y obtiene por barco a un precio aproximado de

20 a 22 dólares por millón de BTU más costos portuarios que son

muy grandes.

Entonces yo cuando empecé la presentación les quería poner el

loguito de YPF y para los que somos amantes de la ciencia ficción

especialmente ‘Star Trek’ o Viaje a las Estrellas les puse todo un

dibujito de los ‘Klingon’ que eran unos tipos pelados con las ca-

bezas hinchadas que hablaban un idioma incomprensible.Bueno

si ustedes me preguntan cuál es mi opinión sobre YPF en este

momento, diría que la empresa que está funcionando rodeada de

gente que le está hablando en un idioma incomprensible, que no

sabe lo que le está pasando, ese es el tema.

Parte del motivo de esto es que las reservas están en su valor

mínimo desde hace 20 años. La compañía tiene el mismo valor

que el día que se privatizó.

Contarles que Tns Latam es una empresa que se dedica a dar in-

formación especializada en temas energéticos y de consultoría.

Bueno al inicio de la presentación quiero comentarles que es la

famosa Vaca Muerta de la que tanto se habla, cuál es la infraes-

tructura actual, un poco en línea con el tema principal de este

congreso que es hablar de fierros, de las empresas de servicios

petroleros.

Vamos a hablar de los equipos necesarios en el desarrollo del Gas in place como se dice en Estados Unidos, de las personas que en

Argentina no es un tema menor.

Hay tres puntos importantes en Vaca Muerta y donde están con-

centrados la mayor cantidad de gas no convencional en la repú-

blica Argentina. La cuenca más importante se llama Vaca Muerta,

la otra se llama Los Muelles y una tercera que no se habla mu-

cho, pero también es importante se denomina Agrio, de hecho

hay cuatro empresas que están trabajando en esta cuenca con el

marco regulatorio canadiense, van por bloquecito sacando todo

lo que pueden.

Esto es vaca muerta, hay un yacimiento que se llama 2121 que

YPF dijo que lo había descubierto este año y que lo había perfo-

rado, pero en realidad esto lo había hecho Repsol hace dos años

aunque no lo había anunciado.

Quiero destacar que en Bolivia en Tarija, en los Monos, según

los estudios nuestros también hay una concentración bastante

importante de gas no convencional que puede ser y es económi-

camente viable hacerlo, que quiero decir con esto, por ejemplo

Chile tiene shale gas, el problema es que lo tiene a 6.500 ó 7.000

metros de profundidad entonces, sacar este gas no es económi-

co, básicamente también hay algo también en la cordillera de San

Jorge pero donde están las compañías es acá, en la famosa Vaca

Muerta.

En la cuenca paranaense en donde hablan de que hay mucho

shale gas y shale oil estoy en discusión, porque la historia de ese

famoso informe que emitió la Agencia Internacional de Energía

fue subcontratado a un consultor y ese consultor contrató a un ar-

Fernando Meiter

45

MEMORIA

FIGAS2012gentino, entonces cuando ustedes ven en base a que se tomaron

los datos se darán cuenta que se calcularon mal las profundida-

des y se tomaron mal la densidad de roca.

Entonces todo mundo está de acuerdo que en Vaca Muerta hay

shale gas, así como en el 2129, en la cuenca Chaco Paraná to-

davía no se encuentra perforada, sigue en perforación unos 1000

metros todas verticales, no hay grandes resultados todavía, o sea

donde hay mayor concentración es donde están operando todas

las compañías.

Acá podemos ver a nivel global, Argentina quedo en el número

3 del mundo en reservas recuperables. ¿Qué características ti-

pológicas tiene la cuenca del Vaca muerta?, lo cual lo hace muy

atractiva en comparación a otras reservas en cualquier parte del

mundo.

Primero el shale gas es un gas que se saca de las rocas, entonces

el costo de sacar este recurso depende de la dureza de la roca

entre otras variables. Según los estudios se dice que la cuenca

de Vaca Muerta tiene la densidad de roca del yacimiento hídrico

en Estados Unidos que está en Texas y que tiene la presión del

yacimiento del Haynesville.

¿Porqué son importantes estos datos? para el aprendizaje porque

mientras que un pozo convencional en la Argentina está costando

entre 4 y 5 millones de dólares, el primer pozo de shale gas que

se hizo en febrero de hace dos años costó 25 millones de dólares.

¿Cómo se hace para bajar estos precios? se bajan haciendo prue-

ba de aprendizaje, perforo, veo y miro como es la roca, veo cuánta

área tengo que abarcar, la arena y explosivo que tengo que tirar.

Es es prueba y error.

Se puede bajar mucho más rápido esos números haciendo analo-

gías o comparaciones con las cuencas que ya son estudiadas en

Estados Unidos, entonces si tengo una presión como la que tengo

en Haynesville voy a hacer una tarea de completacion en el pozo

para después ponerme a producir como se hizo en Haynesville.

Otra característica que es muy importante en este yacimiento es

que en 44 mil millones metros cuadrados de extensión está todo

el yacimiento en Argentina, en Estados unidos está todo dividido

en diferentes lados.

En Argentina está concentrado en un solo lugar, esto significa que

los costos operativos de movimientos de maquinas, de equipos,

de personas es importantísimo porbajarían muchísimos.

Yendo al índice de lo que me pidieron que yo hable que es lo que

tenemos nosotros ahora, este es el group count que se hace de

Argentina, Bolivia y Chile que lo hacemos nosotros todos los me-

ses.

Si ustedes se fijan los números, Argentina se queda siempre en

99 equipos ni uno más ni uno menos. Si se quiere hacer un desa-

rrollo no convencional como se hizo en Estados Unidos hay que

incrementar de manera muy importante la cantidad de equipos

porque en Argentina todavía los equipos no los hay.

Les cuento una historia, Ataques en su primer pozo no conven-

cional, ese que costó 25 millones de dólares perforaban con tala-

dros, los taladros se rompían por la densidad de la roca, los lle-

vaban en camión hasta la frontera con Bolivia, se lo daban a unos

menonitas que trabajaban muy pero muy bien las maquinas y los

volvían a traer para la Argentina.

Así fue como se hizo el primer pozo y así fue como costó 25 mi-

llones de dólares todo porque hay determinadas restricciones en

Argentina para ingreso de equipos por eso fue ese costo. El tema

es que hoy en argentina tenemos 99 equipos trabajando, ni uno

más ni uno menos, es muy poco.

Entonces a ver yo soy de los que piensan que hay que copiar las

cosas buenas, qué fue lo que hizo Estados Unidos, que podemos

aprender nosotros de lo que hicieron para llegar hoy a casi el au-

toabastecimiento de gas y que prácticamente sus terminales de

regasificación las están convirtiendo en plantas de licuefacción y

se supone que a partir del año 2014, van a empezar a exportar

gas, o sea qué fue lo que hicieron estos tipos.

cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal

46MEMORIA

FIGAS2012

Muy simple primero entendieron de qué tipo de roca era la que se

trataba ¿Qué significa eso? hacer mucha exploración 3D, trabajar

mucho con los geólogos con los geocientistas. Cada roca es única

e irrepetible o sea antes de ir al pozo y empezar a perforar hay que

ver todas las características de lo que es el yacimiento. Así es como

se tiene el tamaño del recurso.

Hoy también se habló el ambiente social que hay en las comunida-

des, ustedes saben que para la extracción de este tipo de recursos

se utiliza mucha agua, arena, explosivos. En las comunidades esta

puesta la impresión de que esto es malo para el medio ambiente,

que le ensucien y le contaaminen el agua, que las explosiones ge-

neran terremotos.

Bueno yo les quiero contar que ya la tecnología ha avanzado de tal

manera que hay muchísimas cosas que se pueden evitar. Ustedes

vean una película que yo les recomiendo que se llama Batman

donde un señor abre una canilla de agua le pone un fosforo y se le

enciende un fuego, claro que eran yacimientos convencionales que

no le podían ni completar ni cementar.

Entonces lo que pasó fue que el gas se fue colando en el acuífero

cuando subió el acuífero, traía agua con gas y se encendía, ustedes

los pueden ver en la película y a partir de esto se comenzó una

campaña terrible, entre lo malo que es el shale gas y de hecho hay

países como Francia que tienen laboratorio de fracking y decidieron

que hasta que ellos no estudien como se crean las fracturas y como

es el tema del shale, se prohibieron todas estas actividades.

Es importantísimo para las compañías que entiendan en que comu-

nidad están trabajando y que trabajen mucho con ellos.

¿Cómo es el recurso? ¿Qué tecnologías vamos a tener? ¿Con qué

gobierno nos estamos encontrando? ¿Cuál es el marco regulato-

rio? ¿Qué infraestructura tenemos? ¿Qué acceso al mercado tene-

mos? y por último ¿Cómo hacemos para desarrollar y producir en

este caso?.

En castellano, si yo no tengo señales claras de precios para un ya-

cimiento no convencional no pongo in un solo dólar, o sea a 2.65 o

en caso del programa Gas Plus a 4.50 dólares no es negocio, por

eso es que el esfuerzo del Gobierno cuando se da cuenta de que

estamos agotados o sea cuando estamos en el tope, para llegar

a pagar 7.60 y yo quiero saber quién lo va a pagar eso, todavía no

está dicho.

Otro tema, necesito equipos, los equipos están dando vueltas por el

mundo, los cuales pueden llegar, pero con contratos a largo plazo.

Si ustedes hoy quieren traer un equipo acá, un taladro requiere un

contrato que no sea por menos de 5 años. Además si se queda 2

años en la aduana entre Argentina y Bolivia, por ejemplo, tampoco

es negocio traerlo.

Como venía diciendo antes tener acceso a nuevas tecnologías, hay

que abrir las fronteras, no queda de otra señores lamentablemente.

Las empresas tienen que tener la posibilidad de repatriar sus capi-

tales invertidos eso en Argentina no sucede, entonces es difícil que

vengan inversiones y último pero no menos importante, el factor

humano.

Dos temas, el tema sindical es terrible en Argentina, a mí me consta

que muchas de las empresas petroleras que están operando están

haciendo lo imposible para que toda la gente esté trabajando, den-

tro de la ley.

Sin embargo por deporte porque no tienen nada que hacer les

hacen paros, piquetes, les ocupan los yacimientos, yo les quiero

recordar que en junio este años el yacimiento Santa Cruz estuvo

ocupado un mes, estuvimos un mes sin producir petróleo por una

huelga entre maestros, el sindicato de petroleros se hizo cargo y

hubo una pelea en el medio y un mes sin producir petróleo en Santa

Cruz.

De hecho fue tan grave que la empresa productora emitió un comu-

nicado que decía ‘nosotros hemos terminado la producción acá’ y

este otro factor muy importante es el que tenemos acá.

Rápidamente vemos en el año 2005 a la año 2011 ajustado por la

inflación. Entonces esto también eleva los costos de producción y

los costos de extracción.

Fernando Meiter

47

MEMORIA

FIGAS2012Rápidamente para que tengan un panorama de cómo es Argen-

tina las reservas actuales están decayendo. En Neuquén, la pro-

ducción ha empezado a bajar, mientras al mismo tiempo se va

aumentando la importación.

Para que todos tengan una idea para el año 2012 terminamos con

20 mil millones de dólares de déficit energético, ese es el nume-

ro que nosotros vamos a tener acá hasta el 31 de diciembre por

haber importado energía principalmente de Bolivia, de los barcos

de LNG de Venezuela.

¿Qué fue lo que se hizo hasta el presente? YPF hizo 57 pozos no

convencionales, 53 pozos terminados en Neuquén, 16 verificados

2 entubados, 13 pozos exploratorios de los cuales 12 verticales,

están empezando recién ahora en la perforación horizontal que va

a ser todo un tema.

Aparte de YPF las demás compañías que están trabajando son

Apache, Panamerican Energy, Petrobras, Pluspetrol, Shell y Che-

vron.

Chevron ahora tiene un problema porque se asocio con YPF y

Repsol le puso un juicio en Nueva York por no haber cumplido un

contrato y deja un precedente porque ahora cualquier empresa

que se asocie con YPF para extraer shale se va con un juicio en

Estados Unidos por competencia desleal.

En el espacio futuro del shale, es muy importante y yo lo quiero

destacar acá el gas de Bolivia. Yo no soy quien para hablar de este

país, pero al menos creo que Bolivia debe plantear una clara polí-

tica exploratoria, para producir más.

Les comento que el plan de YPF para desarrollar los no conven-

cionales necesitamos 37.200 millones de dólares de los cuales

hasta el momento hemos conseguido 1.500 que lo pusimos todos

los argentinos con capitales y empresas estatales.

Osea que todos los argentinos fuimos los únicos que nos anima-

mos a financiar a YPF, no se está consiguiendo plata rápidamente.

Este es el plan maestro de ypf que en el año 2011 los pudo cum-

plir porque lo estaba manejando Repsol, en el año 2012 de estos

65 se clavan en 53 y no van a ser más. En el año 2013 puede ser

que se pueda recuperar algo de esto.

El líquido es más negocio y puede ser que se pueda desarrollar,

para el año 2012, según YPF, necesitamos 2 equipos, para el año

2013 se requerirán 15.

En eso estamos, en problemas para el año 2014 vamos a nece-

sitar 32 son todos equipos nuevos. Para el 2015 y 2016, se nece-

sitarán 40 y 42 equipos, respectivamente. La verdad no sé, en las

condiciones que esta el mercado hoy yo no puedo decir si esto

se va o no se va a poder hacer, me suena que será un poco com-

plicado.

Esto es importante para todas las personas que están en servi-

cios, en Argentina se van a necesitar. Hay una oportunidad poten-

cial de desarrollo del total de equipamiento sobre todo los track trailers.

La idea de YPF es hacer clusters e ir moviéndolos de un lugar a

otros o sea los frac trailers para el que sepa cómo fabricarlos y

váyanse a Argentina porque van a vender muchísimos. Los plazos

de entrega son críticos en el mercado de oil and gas, necesitamos

repuesta inmediata para poder ingresar los equipos.

Para entregar los lotes no puede ser que yo gane un bloque en

Neuquén, sea dueño de un lote, tenga que pagar impuestos y

tenga accesos a esos lotes recién a los 2 años, no puede ser, en

cualquier país del mundo no es así.

Tercero, se espera una gran demanda de tractores en los próxi-

mos años esto es importante y una cosa que es casi lógica, hay

que invertir en el negocio si tu no lo haces alguien más lo va a

hacer por vos, o sea es una cosa así de simple.

cadena de servicios para “Vaca Muerta” y el desafío de una YPF estatal

MEMORIA

FIGAS2012

49

Experto en derecho energético

Es Socio, responsable de Petró-leo, Gas y Consultoría de Nego-cios en G. Ivo Asociados de Bra-sil. Formó parte de reconocidas firmas de abogados trabajando en derecho energético. Autor de libros sobre sociedades empre-sariales. Actualmente profesor

de postgrado sobre Derecho Tributario en Rio de Janeiro.

Luiz Cezar Quintans

LA CONSTRUCCIÓN DEL MARCO

REGULATORIO PARA EL PRE SAL

EN BRASIL

50MEMORIA

FIGAS2012

La evolución del modelo brasilero se basa en los si-

guientes hechos jurídicos:

1953 - Ley N º 2004, que es el monopolio del petró-

leo en Brasil, para la prospección y explotación de

yacimientos de petróleo (CNP) y crea Petrobras.

1967 - Constitución de la República Federativa del Brasil - El

monopolio de la actividad (a cargo de Petrobras) emigró a la

esfera constitucional.

1973 - Gobierno Geisel - vinieron los contratos de riesgo, que

trabajó al principio como un servicio, ya sea financiera y ope-

rativa (por Petroleo Brasileiro SA).

1988 - La Constitución mantuvo el monopolio y determinaron

que contenía los resultados y los riesgos derivados de las ac-

tividades mencionadas en el mismo, quedando prohibida a la

Unión conceder ninguna participación.

1995 - Enmienda Constitucional N º 09, 9 de noviembre de

1995. Flexibilizó el monopolio de la actividad, permitiendo a la

Unión contratar a empresas públicas y privadas y la realización

de las actividades petroleras, con sujeción a las condiciones

establecidas en la ley.

1997 - Ley N º 9478 - “Ley del Petróleo”. Creado el CNPE, ANP,

instituyó el sistema de concesión para la exploración de petró-

leo (a través de subasta) y derogó la Ley 2004/1953.

2010 - Crea las leyes:

Ley N ° 12.276 que permite la capitalización de los contratos

de Petrobras y la cesión onerosa.

Ley N º 12.304 autoriza la creación de la PPSA (Empresa Brasi-

leira de Administración de Petróleo y Gas Natural SA - Pre-Sal

Petróleo SA)

Ley N ° 12.351 sobre el régimen de uso compartido (PSA) y

crea el Fondo Social.

En pocas palabras, había monopolio de la actividad petrolera

desde 1953, por ley; fue constitucionalizado en 1967. En 1995

se inició una flexibilización de la industria, la cuál se consolidó

en 1997 bajo el esquema de concesión.

En 2010 aparecieron dos nuevos esquemas: Transferencia de

Derechos, en exclusiva para nosotros, y el de Producción Com-

partida (PSA), que se reserva las aguas profundas y ultrapro-

fundas en áreas específicas y las áreas estratégicas (no defini-

do) con 30% para Petrobras, por lo que las otras compañías se

convierten simplemente en inversionistas del PSA.

Entre las principales alteraciones con el nuevo marco regulato-

rio están un único operador y el 30% de participación (mínimo);

incapacidad para transferir operador; la firma de bonificación y

contenido local predeterminado, criterio sólo en la oferta de

petróleo, consorcio obligatorio, producción del régimen com-

partiendo más regalías, control del PPSA sobre la Comisión

de Explotación, responsabilidad del Estado y el inversionista

extranjero como mero inversor financiero.

Los criterios para la evaluación de las ofertas eran en base a

bono de registro, programa mínimo de exploración, contenido

local, la transferibilidad de los contratos y del operador, el ope-

rador con un 30% de interés (mínimo), el Estado excento de

cualquier responsabilidad y el inversionista extranjero asume

todos los riesgos. También había la posibilidad del registro de

las reservas.

¿Cuál es la gran diferencia entre el intercambio y la concesión?

Para establecer el nuevo marco regulatorio, el gobierno ha

prometido el “petróleo” para el pueblo. Sucede que este pe-

tróleo, propiedad de la Unión, serán comercializados por Pe-

trobras (art. 45). Pronto, el gobierno recibirá únicamente en

efectivo para lo que no sería necesario la creación de un nuevo

régimen.

El nuevo marco promueve y fortalece Petrobras, convierte a

luis cezar Quintans

51

MEMORIA

FIGAS2012las empresas extranjeras en meros inversores, centraliza los

proveedores de servicios en un solo comprador.

Probablemente, Petrobras no tendrá respiro financiero para

administrar todos los proyectos que requieren más tiempo

para su gestión. La última subasta se llevó a cabo en zonas de

altura en 2007. Y ahora estamos 4 años sin hacer una oferta.

A pesar del crecimiento en el sector los servicios petroleras

internacionales comienzan a asignar sus recursos a otros paí-

ses.

El Comité de Operaciones de la Empresa Pública es una em-

presa del Estado, multifuncional que tiene por lo menos tres

objetivos diferentes:

1) Representa la Unión;

2) Ejerce la actividad económica;

3) Ejerce una actividad reguladora / inspección.

Esta estructura es peligrosa porque genera la responsabilidad

del Estado por cualquier accidente o incidente en un determi-

nado proyecto. Después de todo, es la Comisión la que decide

qué comprar y cómo operar.

A manera de conclusión, la presencia de múltiples operado-

res ofrece un entorno con más inversiones en capital en I + D,

así como la producción y el desarrollo con menores costes. La

competición impulsa la inversión y la innovación, aumentando

la eficiencia productiva y reduciendo costos.

Restricciones de recursos, ya sea financiera, de gestión tecno-

lógica, o de cualquier tipo, limitan las inversiones. Experiencia

brasileña confirma que las limitaciones de recursos son rele-

vantes en la industria petrolera.

Petrobras devolvió o cedió bloques de operación Ronda Cero.

En las rondas restantes no es poco común para el intercambio

de operador a lo largo de la fase exploratoria. No es raro que

Petrobras para operar los bloques abiertos forme consorcios

con otras empresas. En otras palabras, un solo operador, sea

quien sea, no aprovechará de la pre-sal adecuadamente.

Teniendo en cuenta las diferencias de percepción, un solo ope-

rador dejaría de explorar algunas áreas que otros operadores

estarían interesados. Al poco tiempo, un entorno con múltiples

operadores proporcionaría un mejor aprovechamiento de la

pre-sal. Ejemplos de los campos Peregrino y Polvo, con varios

cambios de operadores confirma esta conclusión.

En comparación con el modelo de múltiples operadores, la

operación sólo proporciona una menor inversión y costos más

altos.

Menos inversión y costos más altos implican menores ingre-

sos para el gobierno y la disminución de los efectos económi-

cos positivos de la Pre-Salt.

la construcción del marco regulatorio para el Pre Sal en Brasil

MEMORIA

FIGAS2012

53

Marketing Communications Manager (Shale Gas) Schlumberger

SA, Houston (EEUU)

Con reconocida trayectoria de mejora de la producción y optimización del desempeño

del pozo y de campo con más de 25 años de experiencia en la

industria en posiciones inter-nacionales, incluyendo Nortea-mérica y Sudamérica, Eurasia y

África.

Dave William Sobernheim

MáS zONA PRODUCTIVA, MENOS TIEMPO DE

EqUIPO DE PERFORACIÓN Y MáS CONTACTO CON ELYACIMIENTO, CON MENOS

IMPACTO AMBIENTAL

54MEMORIA

FIGAS2012

En Estados Unidos ya se está hablando de exportar gas

natural líquido. Esto es una gran trasformación, pues-

to que hay mucha actividad en esta área y ya estamos

viendo que va a sacudir a gran parte del mundo. Como

hemos visto hay mucha oportunidad en Argentina pero también

en Colombia, Brasil, México y Bolivia. Tantas oportunidades

para ver ya que al principio fue solo el gas natural pero ahora

también son los líquidos con el petróleo, que están creciendo

bastante en Vaca Muerta.

¿Cuáles son los factores de éxito para el desarrollo del gas de

lutitas?

Hay varios factores que harán que estas áreas sean exitosas.

Primero, tienen que tener lo recursos porque hay que ver que

hay ahí, pero también se debe considerar el acceso y operabi-

lidad de la tierra. Se tiene que tener sector de servicios com-

petentes, red de distribución de gas abierta y extensa, régimen

fiscal y regulador habilitante, base de precios contractuales y

poca competencia de recursos convencionales. Si hay mucha

competencia de recursos convencionales existe mucho capital.

Va ir para eso y finalmente, un crecimiento de la demanda.

Cuando se tienen todos estos factores se tienen muchas proba-

bilidades de que el área sea exitosa.

Impacto del desarrollo de lutitas: roles de la tecnología.

Cuando se hace este tipo de desarrollo hay muchas cosas que

ocurren y que hay que tomar en cuenta. Aquí tenemos la expe-

riencia de Norteamérica y hay que tomar en cuenta las aguas

subterráneas, eventos sísmicos, gran número de pozos para lo

que hay que tener muchos taladros perforando, intensidad de

los servicios en cada pozo lo que trae mucho tránsito de ca-

miones, además que hay muchos recursos requeridos, ruido /

emisiones atmosféricas, yacimientos complejos y rentabilidad

de la producción.

Ahora, ¿Es posible que la tecnología y la innovación desempe-

ñen algún rol para reducir el impacto? La idea es que vamos

viendo cómo reducir los impactos pero sin tener los beneficios

de este tipo de producción.

Algo importante en esto es que hay que producir más con me-

nos y esto se puede lograr sólo con la mejor tecnología. Tene-

mos cuatro categorías que nos van a ayudar con los yacimien-

tos.

Evaluar nos permite tener más conocimiento y menos incerti-

dumbre sobre el trabajo con labores como modelado avanzado

de cuencas, integración de datos de núcleos/registros/sísmicos,

puntos dulces sísmicos, que son las mejores áreas de un yaci-

miento, saber la calidad del yacimiento y la calidad de la termi-

nación.

Perforar más las zonas productivas con menos tiempo de equi-

po de perforación. En muchos de estos pozos estamos perfo-

rando en tramos laterales más largos, en menos tiempo, posi-

cionamiento de pozos, BHA/lodo integrados, análisis de fluidos

en tiempo real, recortes y registros de procesos.

Terminar. Más contacto con el yacimiento, menos impacto. Di-

seño de fracturas elaborados con equipos hidráulicos para tener

el menor impacto ambiental, equipos eficientes para tratamien-

tos de estimulación, químicos verdes, reducción de agua/apun-

talante.

Finalmente producir, teniendo más recuperación con menos

residuos. Podemos maximizar la producción con manejo del

contraflujo de agua, intervenciones con tubería flexible, con-

tribución por zonas, optimización de la presión / tasa de flujo,

maximización de la recuperación. Esa sería la filosofía que tene-

mos en Schlumberger.

Otro aspecto importante es el permiso de la industria para ope-

rar desde la comunidad. Recientemente se ha publicado “Las

Reglas de Oro para una nueva edad de oro” del gas de la Agencia

Internacional de la Energía. Estas “Reglas de Oro” son principios

que permiten a los gobiernos, la industria y otros grupos de in-

terés abordar los siguientes impactos ambientales y sociales.

Dave William Sobernheim

55

MEMORIA

FIGAS2012Ellos son:

1. Medir, divulgar y comprometerse

2. Escoger cuidadosamente dónde se perfora

3. Aislar los pozos y prevenir fugas

4. Tratar el agua de manera responsable

5. Eliminar los procesos de venteo, minimizar la quema en antor-

cha y otras emisiones

6 .Prepararse para pensar a lo grande en este proceso.

7. Garantizar un nivel consistentemente alto de desempeño am-

biental.

Para escoger bien dónde perforar, puesto que hay que tener

consideraciones acerca del impacto social, alejarse de las fallas

principales, monitorear las operaciones de fracturamiento y la

inyección de agua.

El otro punto es el aislar los pozos y prevenir fugas a través de

la unificación de la integridad del pozo. Cuidar la calidad del pozo

con una geomecánica de perforación y mediciones en tiempo real,

lodo de perforación de avanzada y limpieza del pozo.

La remoción del revoque de filtración, con la limpieza del pozo,

diseño del espaciador, tasas de flujo, tubería de revestimiento

centralizada, movimiento de la tubería de revestimiento.

Diseño de la cementación con flexstone expansible, alto conteni-

do de sólidos, baja porosidad y permeabilidad.

Evaluación del cemento. Servicio de evaluación del cemento iso-

lation scanner. Registros de adherencia del cemento segmenta-

dos monitoreo del pozo.

Tratar el agua de manera responsable: reducir, reutilizar, reciclar.

Aprovisionamiento de agua. Tener pozos de agua dulce, agua su-

perficial es muy importante sobre todo en lugares donde no hay

mucha lluvia porque todos los pozos son perforados con agua.

Aguas residuales, agua de mar transporte; número de transpor-

tes. Hay una gran tendencia a utilizar líneas de conducción de al-

macenamiento del agua, utilización de estanques y piletas al aire

libre, almacenamiento reutilizable en superficie eliminación del

agua, inyección de agua; reutilizar/reciclar. En fin la idea es tratar

el agua de manera responsable: Reducir, reutilizar, reciclar.

Alto nivel de desempeño ambiental.

Para esta tarea estamos empleando la herramienta llamada Open

Frac, que ofrece tecnología para limpiar el agua. Antes había quí-

micos fuertes para matar bacterias. De esas cosas no estamos

utilizando nada, sino nueva tecnología en base a electricidad con

sal y agua para un proceso que se llama MIOX. El sistema MIOX

proporciona oxidantes a partir del NaCl, desinfectante residual

que tiene un impacto nulo sobre el desempeño del fluido.

Hay que prepararse para pensar a lo grande, con más planeación

y menos huella ambiental. Hay muchas cosas que se pueden

hacer para reducir el impacto. Primero identificar cuáles son los

“puntos dulces”, los sitios más importantes del yacimiento y esto

se consigue haciendo sísmica.

También debemos conocer lo que son los datos culturales y las

restricciones de superficie. Hay que planificar el desarrollo con-

siderando eso.

Luego debemos prepararnos para la ubicación de la localización

de pozos múltiples. Yacimiento favorable y localización de pozos

múltiples. Se habla de 8 pozos. Si podemos hacer podemos redu-

cir bastante los impactos ambientales.

También en las áreas montañosas es difícil de trabajar. Eso va a

ayudar bastante. Mega localizaciones de múltiples pozos, tramos

laterales más largos, reducción del tránsito, equipo de superficie,

costo en el largo plazo.

Más zona productiva, menos tiempo de equipo de perforación y más contacto con el yacimiento, con menos impacto ambiental

56MEMORIA

FIGAS2012

Pozo horizontal, caso de estudio de la lutita Eagle Ford. Se trata

de un nuevo sistema de perforación con la punta de lanza de

usos, que se da con agua limpia, apuntalante. Como cada 10

segundos se puede hacer eso, hemos hecho muchas etapas con

esos.

La técnica de fractura con canales de flujo se basa en la utiliza-

ción de equipos especiales de baja presión y equipos estándar

de alta presión. Más de 5.400 etapas ejecutadas hasta la fecha

en la lutita Eagle Ford, tres arenamientos (emplazamiento del

99,94%), ejecución de 175 etapas que combinan equipos de baja

presión de Schlumberger con bombas del operador.

El impacto de la técnica de fracturamiento.

El cambio de paradigma en la tecnología de la fractura hidráulica

se traduce en: Más de 5.400 tratamientos (más de 320 pozos)

en 12 condados, una tasa de emplazamiento de apuntalante sin

precedentes (99,94%), más de 100 arenamientos prevenidos

hasta la fecha, ahorro de $us 15 millones en costos de reme-

diación para los operadores en la lutita Eagle Ford, con impacto

significativo sobre la producción.

Incremento promedio superior al 20%. Reducción significativa

en logística, riesgos de seguridad y huella ambiental. También

se tuvieron mermas del consumo de agua y apuntalante por

operación; del 25% y el 42% respectivamente; más de 5 millo-

nes de barriles de agua y un ahorro de 700 millones de libras de

apuntalante hasta la fecha; más de 30.000 viajes por carretera

para el acarreo de apuntalante y agua evitados y más de 8 millo-

nes de libras de emisiones de CO2 evitadas.

En resumen, las tecnologías modernas de perforación y termi-

nación de pozos pueden posibilitar la obtención de beneficios

significativos en el desempeño de los pozos y la eficiencia de la

perforación en los yacimientos no convencionales:

Algunos de ellos son la disminución de la huella ambiental, re-

ducciones de los tiempos de perforación y terminación de po-

zos, menor carga de apuntalante, agua y químicos, reducción de

los riesgos de seguridad e incremento de la producción y de la

eficiencia operacional.

Estas tecnologías nos van a permitir desarrollar los yacimientos

no convencionales.

Dave William Sobernheim

MEMORIA

FIGAS2012

57

Director de Ancap

Vicepresidente y director de Ancap de Uruguay. Trabajó en la Agencia de Tecnología Nuclear,.Se desempeñó como un miem-bro importante del proyecto de

GNL entre los años 2005 -2008.

Gerardo Triunfo

POLíTICAS ENERGéTICAS DEL URUGUAY

MIRANDO AL 2030

58MEMORIA

FIGAS2012

En Uruguay no tenemos petróleo, ni gas, pero tenemos

algunas cosas que son importantes. Tenemos una so-

lidez económica muy buena desde hace varios años,

una apertura comercial óptima, ubicación estratégi-

ca y buen ambiente de negocios. Es un país chico de 176 mil

kilómetros cuadrados, 6 millones de habitantes, tenemos una

esperanza de vida 78 años y una buena formación académica

y universitaria.

El país tiene buenas calificaciones en la mayoría de los índices

económicos que evaluados y atractivos para la inversión. He-

mos crecido a una tasa del 6% desde el 2005 al 2011. El 2005

entró un nuevo gobierno y empezamos a mejorar y hoy estamos

en una etapa de crecimiento. El producto per cápita del Uruguay

es de 14 mil dólares.

Es un país que genera y capta mucha inversión. Los principales

orígenes del dinero que entra a Uruguay son el 26% de Argenti-

na, 9% de España, 6% Estados Unidos, 5% Brasil. Los principa-

les rubros son ganadería y agricultura, construcción e industria

manufacturera. Estamos buen ubicados, vinculados a Buenos

Aires a Santiago y a otras capitales, aunque las telecomunica-

ciones son algo dificultosas.

Los inversores extranjeros son tratados en igualdad de condi-

ciones, no existe restricciones para la transferencia de capital,

en 2008 se puso un centro único para la atención de las inversio-

nes. En los últimos años el grado de inversión fue incrementado

por las compañías inversoras. El último año el grado de inver-

sión por las compañías fue mejorado.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Port-

land (Ancap) es la empresa que maneja los hidrocarburos en

el Uruguay. Nosotros no tenemos producción de petróleo ni de

gas, pero somos importadores contamos con una refinería que

es monopólica y es estatal. A su vez refina y vende.

El Grupo ANCAP, fundado en 1931 está conformado por un gru-

po de 16 empresas.

¿Cómo se inserta ANCAP en la política energética del Uruguay?

El Estado es el que dirige la política energética del país, es decir,

hay un Ministerio de Energía y de ella depende la Dirección de

Energía, que es la que elabora los planes estratégicos.

¿Qué buscamos en esas estrategias hasta el 2030? Diversificar

con un gran componente nacional, es decir, nosotros somos im-

portadores netos de petróleo y de gas, a través del gasoducto

Argentina con una capacidad de unos 6 millones de metros cú-

bicos por día de los cuales, solo usamos 300 mil pies cúbicos

días, o sea no se usa nada porque ese es gas que se nos vende

a precios muy altos, para eso es que estamos haciendo algunos

proyectos.

Estamos también trabajando en el tema de la eficiencia energé-

tica que realizan a través de las compañías del Estado. Tenemos

proyectos con paneles solares, los molinos eólicos, el cambio de

lámparas más eficiente, el etiquetado de los equipos.

Otra estrategia es la energía como derecho humano. Nosotros

como país chico tenemos el 98% del país electrificado, nos fal-

tan el 2% que es el porcentaje más difícil de llegar.

Ancap ahora cuenta con 12 empresas que se dedican a petróleo

y gas, biocombustibles, energía a base de biomasa, electricidad,

cemento, bebida y alimentos, y alcohol. Los objetivos estraté-

gicos en nuestras áreas de acción son: refinación, distribución,

logística, biocombustible, exploración y producción, negocios en

Argentina y la Región.

Nosotros este año lanzamos la ronda número 2 para la platafor-

ma continental onshore y offshore que nos dio muy buenos re-

sultados. Hemos hecho una planta desulfurizadora para separar

las partículas de azufre en el gasoil que tenemos en porcentajes

muy altos de 5.000 partes por millón y con esta planta la vamos

a bajar a 50 partes por millón.

En logística tenemos muchas inversiones en aumentar nuestra

capacidad de stock para catapultar a Uruguay con el proyecto

Nueva Palmira.

Gerardo Triunfo

59

MEMORIA

FIGAS2012Asimismo tenemos planificada la planta de regasificación, esta-

mos esperando la licitación del proyecto para febrero, hicimos

una calificación de empresas hace un mes y medio, de las cua-

les se presentaron como 12 empresas de las que calificaron 4

empresas.

Esta obra solo lo está haciendo Uruguay, en un primer momento

se habló de hacerlo con Argentina pero se resolvió hacerlo solo.

Es una planta de regasificación que tiene un volumen diario de

regasificación 10 MMmcd y está costa afuera. Uruguay si bien

es un país que tiene 500 kilómetros de costa, no tiene en toda

su costa un lugar que sea protegido y que tenga la profundidad

para que vengan los buques, por lo cual hay que hacer la protec-

ción, o sea que hay que hacer una gran inversión.

Este proyecto incluye inversión, operación y traspaso a los 15

años de todas las obras.

Sobre la Ronda Uruguay que se hizo a principios de año, lici-

tamos todas esas áreas que se hicieron y se las adjudicaron

para su exploración, prospección y explotación. Se entregaron 2

áreas a BP, 2 áreas a BG, un área a Total, y un área a Tullow Oil.

Nosotros quedamos muy contentos con esto porque logramos

poner a Uruguay en el circuito petrolero. El contrato que se hizo

con estas empresas es que a riesgo de ellos se va a invertir

1.500 millones de dólares en los próximos 3 años en sísmica

2D, 3D y un pozo exploratorio. Estos son contratos por 30 años

que pueden ser renovados por 10 años más.

En tierra también estamos explorando algo de gas no conven-

cional, en la cuenca del norte. Hay empresas extranjeras que

solicitan permiso para hacer esta exploración que se conceden.

Esto se abre cada 4 meses de forma periódica cosa que las em-

presas vienen y si tienen buena calificación, se les da un buen

contrato para empezar a trabajar.

Los países que no tenemos petróleo y gas, tenemos toda la ca-

dena menos el petróleo, entonces nos asociamos a otros países

que tienen petróleo. En eso estamos trabajando en Venezuela

desde hace bastante tiempo en el Bloque Nº 6 de la zona de

Ayacucho, en la Cuenca del Orinoco. Ahí un grupo de técnicos

de ANCAP junto a expertos internacionales están trabajando en

el proceso de certificación de reservas.

También estamos viendo en Perú, en Angola y en varios países.

Al no tener petróleo, dependemos de la importación de este

recurso. Por ello, entramos a producir biodiesel y etanol, pero

los proyectos nuestros siempre hicieron hincapié en la base ali-

mentaria, es decir, nosotros producimos etanol de la caña de

azúcar y con el bagazo producimos energía eléctrica y a su vez

se está produciendo un alimento animal. Así pasó lo mismo con

el etanol.

Nuestra inversión en energía para 2013 es de 177 millones de

dólares, que tal vez parezca poco. Algunas de las cosas que

Ancap ha tomado la iniciativa es en plantas de cemento, barca-

zas, torres de refinería, equipos y obras civiles.

Nosotros también fabricamos cemento Portland que vendemos

a Brasil y tenemos a varias empresas trabajando en eso.

Algunos de los resultado del Grupo en los últimos tres años in-

dican un crecimiento del 8%.

Políticas energéticas del Uruguay mirando al 2030

MEMORIA

FIGAS2012

PanEl III:

NUEVAS TENDENCIAS Y TECNOLOGíA EN

INGENIERíA E INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y PROCESOS DE GAS

Y LíqUIDOS

MEMORIA

FIGAS2012

63

Gerente General de Equipetrol

Es ingeniero electrónico gradua-do de la Universidad de Texas,

cursó un MBA en la Universidad Adolfo Ibáñez School Manage-

ment. Trabajó en compañías petroleras internacionales con cargos en Egipto, Nigeria, Ga-món, Turquía, Colombia, Perú

y Bolivia. Fue director de la Cámara Boliviana de Hidrocar-

buros y Energía, entre otros.

Eduardo Alba

SERVICIOS PETROLEROS EN

MERCADOS DE ALTA DEMANDA,

LA INDUSTRIA EN BOLIVIA, COLOMBIA,

ECUADOR Y PERú

64MEMORIA

FIGAS2012

Los servicios petroleros tienen una particularidad y

a pesar de los países a los que nos referimos son

países hermanos, hay una diferencia notoria en la

relación proveedor - operador o la forma en que se

llevan a cabo los proyectos.

Los servicios a los que me refiero se dividen en dos grupos:

los de construcción, los que hacen montajes de plantas, inge-

niería, tendido de ductos y otros. Y los servicios de pozos que

están comprometidas a proveer servicios desde la sísmica, el

alquiler de servicios de perforación, a proveer los sistemas de

producción, los servicios eléctricos, para las empresas ope-

radoras. Esos son los servicios a los cuales me voy a referir.

Las empresas de servicios a las que me refiero no son las que

producen petróleo y gas.

La exploración y producción es un proceso muy complejo, cada

una de estas etapas necesita tecnología muy sofisticada, sabe-

mos que los reservorios son identificados con trabajo de cam-

po, sísmica, luego viene la parte de perforación exploratoria, la

completación de los pozos, entonces es un trabajo bien com-

plejo. Las empresas operadoras, incluso las más gigantes que

son verticalmente integradas tiene la parte de refinería y dis-

tribución, normalmente no se involucran en la estos procesos:

ni construyen ni tienen la tecnología. Entonces recurren a em-

presas de servicios petroleros para que les haga este servicio.

Hay una relación muy cerca entre las empresas de servicios y

las operadoras. Es muy importante esto porque muchas ve-

ces no se ve la relación directa que tenemos con las empresas

operadoras. En la región están las operadoras internacionales

y las empresas del Estado, en este contexto los servicios pe-

troleros son altamente competitivos, el negocio de los servi-

cios petroleros en esta región es muy dinámico y muy cíclico y

demanda alta flexibilidad de las empresas que se arriesgan a

estar en esta parte del mundo.

Para poder trabajar en la región como una empresa de servi-

cios es necesaria una estrategia gerencial, la demanda exige

que tengamos una estrategia para poder movernos de país a

país. Las empresas operadoras de toda esta región, en la soli-

citud de licitaciones lo primero que piden es que todas las em-

presas tengan los equipos en el país, inclusive antes de ser ad-

judicados. Ya no existe la posibilidad de entrar con la licitación

donde se pueda ganar sin tener nada en el país eso hace que

desde ya tengamos importantes inversiones y tener equipos

y recursos. Estas empresas son vulnerables a la fluctuación

de la demanda, en Perú hay proyectos puntuales en onshore o

fuera de tierra que si uno los pierde puede quedar suelto por

varios meses o año.

En lugares como Bolivia hay más operaciones del día a día pero

pocos operadores. Estos riesgos financieros dependen mucho

de la capacidad logística que tengan, en Bolivia, la mayoría de

las empresas están en Santa Cruz, tienen su base operativa

en Santa Cruz y los clientes están en Santa Cruz. En el caso de

Perú, Ecuador o Colombia, la mayoría de las empresas están

en su ciudad capital pero las bases operativas están en otros

lugares. Entonces es muy importante poder tener esa capaci-

dad y es una exigencia de las operadoras tener la tecnología

disponible, tratar de cubrir la mayor cantidad de servicios po-

sible para darles mayor ayuda a estas operadoras.

Una de las cosas críticas en el caso de querer arriesgar los

recursos, es estar operando en estos tres o cuatro países ya

que mover equipos es mucho más fácil que la Argentina por

lo menos, y en el caso de que uno quede suelto, trasladarlo de

Perú a Ecuador o Bolivia y también viceversa. Eso da mayor

soltura a la hora de mover equipos y recursos humanos.

Ahora la región nos da una serie de riesgos que están fuera

de control de las empresas, es la seguridad física que en Co-

lombia es complicado. También existe el riesgo político, las

cosas pueden cambiar de un momento a otro, ha ocurrido en

Ecuador, también en Bolivia y no solo afecta a las empresas

operadoras sino también a las empresas de servicios. Otro

problema serio es la infraestructura local, en Bolivia tenemos

muchas empresas que proveen servicios para apoyar a estas

compañías por ejemplo, tornerías, empresas que se encargan

de importar ciertos productos como válvulas y otros.

Eduardo Alba

65

MEMORIA

FIGAS2012Por último algo que se vive en la región y que se está tra-

bajando bastante es la corrupción. Otro tema crítico es el

tema de los recursos humanos. El negocio de los servicios

petroleros, no sé si el de las empresas operadoras, requie-

re muchísima mano de obra técnica y con la disponibilidad

de poder moverse en distintos trabajos a través del mundo.

El técnico capacitado no necesariamente un ingeniero, es

especialista en un área específica y puede ser requerido en

cualquier parte del mundo. Si esta persona está dispuesta

a trabajar en distintas tecnologías, a adaptarse a cultura e

idiomas puede trabajar en distintos lugares del mundo y va

a hacer una mano de obra menos en la región y es lo que

ocurre.

Estas personas se las entrena muy bien y adquieren impor-

tante responsabilidad muy temprano en sus carreras lo que

hace que se le abran muy temprano oportunidades y muchas

opciones que tienen para escoger, lo cual en la industria crea

una especie de artistas, de personas que son muy cotizadas

en el área de servicios en la región. Ellos no solo son ca-

paces de conocer el servicio muy bien, sino también saben

adaptarse a las tecnologías de las grandes empresas con

esto tienen una oportunidad bastante importante y hacen

que no haya una lealtad a las empresas y que exista mu-

cho cambio de personal. Las empresas de servicios trabajan

muchísimo en esto, pero la idea es crear una cultura propia.

La actividad actual es muy importante en Colombia aunque

es muy difícil operar allá, lo mismo en Ecuador que veo que

es muy parecido a Bolivia. La mano de obra de Ecuador es

muy buena, hay mucha actividad, buena infraestructura de

apoyo y soporte. En Perú es el lugar donde menos hay, un

factor tiene que ver con la industria minera que ocupa un

lugar privilegiado para los profesionales.

Las empresas grandes o multinacionales en la mayoría de la

región está abocada en atender los servicios de exploración,

proyectos importantes donde se requiere gran tecnologías

aunque hay empresas medianas multilatinas que ya están

adquiriendo protagonismo. En el área de desarrollo hay mu-

chas empresas medianas locales que se encargan de este

trabajo, obviamente, las empresas multinacionales tienen

presencia, pero en Perú, Ecuador y Bolivia se nota más las

empresas locales bien establecidas. Otra cosa que se ha no-

tado mucho en Perú y Ecuador es que hay empresas muy

pequeñas que se encargan de los trabajos sin equipos.

Las ventajas y desventajas, las empresas grandes obvia-

mente tienen tecnologías, muchos servicios pero realmente

por los trabajos en esta parte del mundo se ve que están

especializados solo en algunos. Las empresas medianas

tienen pocos servicios pero si son especializadas. Los pe-

queños generalmente tienen uno o dos servicios, la calidad

es muy baja, tal vez se especializan en uno de ellos y no pre-

sentan soluciones o alternativas a los otros tipos de requeri-

mientos y es ahí donde ellos rigen los mercados bajando los

precios con servicios de regular calidad.

Cómo hacen las empresas para seleccionar al personal.

Normalmente es una competencia de precios, rige el precio

primario en el servicio dejando de lado un poquito la expe-

riencia. Por ejemplo, muchas empresas bolivianas tienen la

dificultad de ir a operar al Perú donde el petróleo es más

pesado. Acá nosotros producimos gas y petróleo liviano allá

el petróleo tiene 22 API o sea que es otro tipo el que se tiene

que hacer.

Es importante la reputación de la empresa, el tratamiento

de la seguridad y el medio ambiente y la experiencia téc-

nica, aunque casi siempre la competencia de precios es la

que rige.

Básicamente si uno no está con los equipos en el lugar uno

no tiene el personal ni las herramientas, prácticamente no va

a trabajar. Aquí el personal básicamente se mueve en la re-

gión de Santa Cruz eso hace que sea muy fácil la rotación de

personal a diferencia de otros lugares como Perú y Ecuador.

Servicios petroleros en mercados de alta demanda,la industria en Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú

66MEMORIA

FIGAS2012

Lo ideal, y en otros lugares del mundo se ve, es que las

operadoras y el proveedor han llegado a ser un aliado y a

trabajar en conjunto. Las operadoras y las empresas de ser-

vicios están presionados por costos bajos, los precios del

petróleo. Las empresas en otros países han tratado de hacer

reingeniería de sus procesos con la finalidad de bajar cos-

tos y capitalizar la experiencia de las empresas de servicios

y una forma de hacerlo es no ver que en la licitación está

el costo más bajo sino que hay costos globales que afecta

otras partes de la operación no solamente del servicio en

particular. Si una empresa ha cotizado más caro y garantiza

un menor tiempo del taladro, es una cosa que se tendría que

considerar porque el taladro es un costo muy importante,

pero es algo muy subjetivo.

Considero que en la región no llegamos a ser socios, tal vez

preferidos. Todavía existe la relación laboral o de adversa-

rios, se tiene que trabajar mucho en eso. La idea principal es

ofrecer solución y optimización de problemas y es ahí donde

tenemos mucho por hacer. Esto nos traería el beneficio de

bajar costos, de trabajar juntos.

Hay que trabajar en la confianza mutua, tratar de simplificar

los procesos y trabajar en conjunto esto va hacer que a la

larga, se pueda mejorar la performance de costos y recur-

sos. Esto obviamente, significaría reestructuraciones impor-

tantes, presencia de las empresas de servicios en las ope-

radoras, se compartiría información confidencial y estarían

involucradas en la elaboración de presupuestos.

Eduardo Alba

MEMORIA

FIGAS2012

67

ProsertecNelson Yañez

SISTEMA DE MONITOREO Y

CONTROL PARA LA OPERACIÓN SEGURA

DE DUCTOS

Ingeniero industrial mecánico con 27 años de servicios en el país. Cuenta con una maestría en el

diseño de manufactura en el Ins-tituto Tecnológico de Querétaro de México y una maestría en la

UPB de Bolivia. Ha trabajado en distintas em-

presas del sector industrial y en los últimos se ha desempeñado

en el sector hidrocarburos como gerente de proyectos eléctricos y de instrumentación y control en

Prosertec SRL

68MEMORIA

FIGAS2012

La empresa tiene 10 años de trabajar en proyectos para

el monitoreo y control de ductos. Para poder transpor-

tar los hidrocarburos se tienen que instalar ductos de

una región a otra y la naturaleza juega algunos incon-

venientes en esto. Este tipo de problemas pueden causar afec-

taciones al medio ambiente con derrames chicos o grandes que

provocan contaminación. Lo que es más grave es el costo que

implica su limpieza, una reducción del prestigio de la empresa y

los riesgos relacionados a explosiones e incendios que afectan a

zonas urbanas que es donde van los ductos.

Nosotros hemos desarrollado algunos sistemas basados en re-

gular la presión la temperatura y el caudal de los ductos, donde es

importante determinar el perfil de presión de la línea para verifi-

car si existen cambios que son anormales en su comportamiento.

Para ello hemos utilizado algunas técnicas como determinar las

pendientes o las tasas de cambios de esta variable en los ductos

y compararlos contra tendencias normales que puedan definir si

tenemos una rotura.

Lo mismo podemos hacer con la temperatura para determinar

el perfil de temperatura de la línea y aquellos cambios que son

ajenos a las operaciones normales del ducto. Por último nosotros

podemos conocer el caudal máximo en la estación de salida y en

la estación de recepción. También es posible instalar medidores

mágicos en el transcurso de la línea para fugas en especial y para

los baches que van por la línea.

En la eventualidad de una rotura de ducto, la variable que nos dará

de manera directa esta información es la presión. Cuando la Tasa

de Cambio sea mayor a la establecida (caída de presión), estare-

mos ante una situación de rotura. Este indicador se utilizará como

primaria para construir la lógica de cierre del ducto por sectorres

si fuera necesario.

En el caso de una eventualidad de fuga por una perdida por des-

gaste, rotura menor del ducto, o hurto; la variable que nos dará de

manera directa esta información será la medición de caudal, la di-

ferencia en el Flujo Másico medido en la estación de envío contra

el Flujo Másico medido en la estación de recepción. Este método

de medición de caudal a la salida y llegada de la estación nos va

dar información más propicia para fijar este tipo de inconveniente.

La diferencia entre estos flujos deberá tender a cero, si la dife-

rencia esta fuera de una banda establecida, podremos indicar que

estamos ante una situación de fuga.

Entonces el equipamiento que se usa, y que nosotros hemos ve-

nido utilizando en las diferentes instalaciones estos 10 años, son

sensores de presión que se ponen aguas arribas y aguas abajo,

sensores de temperatura de contacto de la línea, válvulas de blo-

queo, control local para labores de mantenimiento, medidores de

flujo y comunicación.

En estos años hemos venido realizando algunas instalaciones

en base a ideas interesantes. Uno de ellos es el control mediante

satélite que permite manejar cuatro señales de entrada y dos de

salida y se puede comunicar a través del satélite. La información

de estas variables se manda a una estación terrena en cualquier

parte, donde recibe la información y el servidor lo pone a disposi-

ción de internet. Así el cliente a través de un servidor puede reco-

ger esa información y trasferirla a su sistema Scada.

Hay otros ejemplos donde se ha asignado una herramienta adi-

cional que es el Controlador Lógico Programable (PLC) y se han

incluido otras aspectos importantes. Por ejemplo, como ya tiene

un sistema de control para poder monitorear la temperatura del

gabinete se han instalado sensores de instrucción en los actores,

estos en sala permiten conocer si existe presencia física, además

se ha podido comunicar valores como la presión y temperatura.

Otro sistema es la Arquitectura de un Sistema de Monitoreo y

Control con Comunicación Mixta Satelital Banda C y Radio. Este

es mucho más completo, es definitivamente un sistema de mo-

nitoreo y control de rotura de ducto donde se ha instalado un

comprador. Ante cualquier problema con la línea informará al

sistema Scada y además el tiempo de respuesta del tiempo es

configurable. Este sistema con el tiempo va adquiriendo mayor

información, se monitorea ese punto y tendrá mejor capacidad de

detección de todo el ducto.

Nelson Yañez

69

MEMORIA

FIGAS2012Existe otro mecanismo muy similar solo que se le ha adicionado

el tema de la energía “generación de energía autónoma” como

ser el panel solar. Además de tener alimentación externa de la

red pública por problemas de la confiabilidad se tomó la decisión

de dotar de energía autónoma con paneles solares. Básicamente

este sistema tiene un controlador local que envía la información

de un sistema satelital a la sala de control. De esta manera se

pueden visualizar los parámetros del ducto además de tener las

alarmas generadas por el monitoreo.

En este sistema, dependiendo de las ubicaciones de los puntos de

monitoreo se tomarán decisiones, como el tipo de comunicación

que actualmente se está utilizando (satelital). Nosotros empeza-

mos realizando transmisiones con banda C pero en la actualidad

se están usando sistemas un poco más modernos, más peque-

ños, se están usando la banda KU que tiene un metro de diámetro

y que han dado buenos resultados.

Esta es la forma como se ve el punto de monitoreo ya construido

con gabinetes a prueba de intrusos. En Bolivia se han tenido bas-

tantes sucesos en los puntos remotos como robos de equipos y

de paneles solares. Adicionalmente se han añadido complemen-

tos como la vigilancia por video, cámaras web que se instalan en

los gabinetes para realizar un mantenimiento asistido que tiene

comunicación con sus bases.

Hemos aprendido bastante y el futuro es seguir utilizando nuevas

tecnologías y esa es la tendencia. En la actualidad por ejemplo

se utilizan los gabinetes nema 4X con refrigeración para evitar

corrosión en lugares húmedos. Por otro lado se están usando

nuevas tecnologías como estos actuadores que son inteligentes

que tienen protocolos de comunicación inclusive de clasificación

para realizar aplicaciones de seguridad. Estos dispositivos rea-

lizan diagnósticos de las válvulas con el tiempo y el equipo nos

envía un informe de los pares que se utilizaron en la prueba.

También se están utilizando nuevas ideas y técnicas que se utili-

zan en aplicaciones de seguridad, estas son muy demandas y se

están utilizando controladores con redundancia para dar mayor

confiabilidad. Además se están reemplazando los paneles fijos

por las tabletas como display, pantallas móviles o celulares que

dan mayor ventaja al operador.

También se están utilizando algunas tecnologías para la alimen-

tación de energía autónoma, en nuestro país hemos tenido mala

experiencia en el uso de los paneles solares, por lo que se han

decidido por sistemas de termogeneradores y las microturbinas

pequeñas que nos dan capacidades específicas para este tipo de

operaciones.Estos equipos necesitan alimentación de gas que es

lo que tenemos en la línea son equipos más sofisticados y más

difíciles de hurtar. También se está usando la fibra óptica para el

monitoreo de líneas, aunque en Bolivia no se ha instalado esta

tecnología se espera que pronto se tenga. Estas fibras ópticas

pueden detectar todo los movimientos sísmicos.

Sistema de monitoreo y control para la operación segura de ductos

MEMORIA

FIGAS2012

71

Presidente de IPE Bolivia

Cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector petrolero.

Especialista en el diseño y cons-trucción de plantas de proceso de gas natural. También es especia-lista en diseño y construcción en

gasoductos en Bolivia. Capacidad y experiencia en la negociación

de proyectos energéticos. Ha fundado y administrado la única empresa de ingeniería de Bolivia y una de las más reconocidas del

Cono Sur.

Miguel Ferrufino Archondo

CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO

CARRASCO COCHABAMBA

(GCC)

72MEMORIA

FIGAS2012

El propósito de esta presentación es mostrar la

construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba

(GCC) que es un gasoducto importante por ser la

solución definitiva para llevar gas al occidente del

país además de ser un reto tecnológico principalmente en te-

mas ambientales y de construcción.Además lo que se hizo

para lograrlo en ingeniería y lo que se debe hacer para que

funcione con toda su capacidad.

Este gasoducto se realizó para abastecer con gas natural al

occidente del país. El Gasoducto al Altiplano (GAA) que es el

que actualmente está operando y está saturado, tiene más o

menos loops en todo el trayecto y estaciones de compresión,

por lo tanto el seguir aumentando más loops y más com-

presión, al GAA ya no era económico y habría que tomar una

decisión diferente para tener opciones de transporte de gas a

Cochabamba, Potosí y Oruro.

El Gasoducto Boliviano Occidental (GABO), es un proyecto

que nació hace cinco años, es un gasoducto que sale desde

Margarita y va a Uyuni, deja gas en el salar y va hasta La Paz,

son 990 kilómetros era una idea inicial de este gobierno pero

por el tamaño y la demanda pequeña de estas regiones no

es factible.

Ampliar el Gasoducto Taquiperenda Cochabamba (GTC), es un

gasoducto que sale de Taquipirenda y llega hasta Cochabam-

ba, de 490 kilómetros de largo, también es un proyecto que

está en estudio pero es otra opción. Es muy pequeño y largo.

Otra idea que hubo al momento de la capitalización, cuando

Shell se hizo cargo del transporte con Transredes, era unir

la planta de gas Carrasco con Oconi para dar más gas, del

Chapare al existente GAA, pero ellos no se dieron cuenta

que está el parque Nacional Carrasco, es una topografía muy

complicada a pesar de que solo separan a Carrasco de Oconi

65 kilómetros.

Por lo tanto se decide el año 2006 empezar con estudios del

GCC para su construcción que une Carrasco con Cochabam-

ba. La importancia de este gasoducto es que garantiza la

provisión al occidente por los próximos 20 años. Además de

esto, permite la provisión de GNV a lo largo de su trayecto en

el Chapare, que es una de las carreteras más importantes del

país parte del corredor Bioceánico. Por lo tanto ahora es po-

sible instalar estaciones de servicios desde Villa Tunari hasta

Cochabamba.

Este gasoducto atraviesa por más de 30 poblaciones por lo

tanto va a dar gas natural a todas ellas que forman parte del

sector más productivo del país.Convierte a Cochabamba en el

centro de distribución de gas natural después de Santa Cruz.

GCC- Un Reto Técnico Ambiental

Este gasoducto es un reto técnico ambiental porque pasa por

tres zonas bien marcadas y diferentes en su construcción:

TRAMO 1. Tiene 110 kilómetros que parte de la localidad

de Carrasco y llega hasta la zona de Villa Tunari, son zonas

densamente pobladas y muy bajas; tiene tres ríos de gran

tamaño que son el San Mateo, el río Sajta y el río Chimoré.

Tiene dos ríos medianos y más de 50 quebradas menores.

TRAMO 2. Este tramo o también conocido como el famoso

“Sillar”, desde Villa Tunarí hasta pasando la cordillera es un

tramo geológicamente inestable, tiene muchos problemas la

carretera y para estabilizarla se ha hecho muchos esfuerzos.

Por lo tanto para la ingeniería del gasoducto se debían con-

templar los problemas de la carretera además de mantenerla

expedita durante su construcción. También existen ríos en la

zona con gran tamaño y caudal y pocos accesos, hay mu-

chos cruces de carreteras en lugares complicados y todo el

trayecto es una geología joven con una inestabilidad general

cuando se habla de construcciones.

TRAMO 3. Es una zona alta, se pasa por una altura de 3.800

metros y baja al altiplano, es una zona con mucha roca y hu-

medad, pasando la cordillera hay muchas poblaciones rura-

les y lugares rocosos y pendientes pronunciadas.

Miguel Ángel Ferrufino

73

MEMORIA

FIGAS2012Contratistas que participaron en el GCC

Por temas financieros se decidió licitar los tramos por separa-

do. El primer tramo que se licitó fue el Tramo 3, con Serpetbol

– Bolinter, el Tramo 2 fue el último y lo hicieron IST – Serpet-

bol, luego el tramo 1 por Conpropet – IST. La ingeniería y su-

pervisión estuvo a cargo de IPE Bolivia SRL.

Ha sido una estrategia licitar por tramos y hacer consorcios de

máximo dos empresas, por lo tanto había que dar oportunidad

a las empresas locales para hacer tramos más pequeños.

La ingeniería conceptual fue realizada por YPFB Transporte

porque tenían conocimiento de un Oleoducto Carrasco Cocha-

bamba (OCC), la ingeniería básica y de detalle por IPE Bolivia

SRL. Para pasar por El Sillar que es una zona inestable se sub

contrató a la empresa BGC de Canadá con pruebas de geolo-

gía, para el cruce de los ríos se contrató a la empresa Geólo-

gos NHC también de Canadá. La topografía fue realizada por

Geosystems.

Durante toda la ingeniería que duró más o menos 10 meses de

trabajo se requirieron 260.000 horas hombre en el trabajo. Ese

es un número récord para una obra de esta envergadura más o

menos arroja un promedio de 120 personas por mes solamen-

te haciendo ingeniería en los ocho meses que duró el proyecto.

El financiamiento ha sido propio de YPFB Transporte, el geren-

ciamiento ha sido de YPFB Transporte y se necesitaron cerca

de 7.5 Millones de horas/hombre en 4 años de construcción,

es decir, 620 personas por mes promedio.

La tubería fue comprada de dos diferentes proveedores de la

China y un proveedor argentino. Las válvulas y accesorios

comprados de proveedores locales, los materiales menores

provistos por el contratista de construcción. Este es un con-

trato de construcción ya que el dueño del ducto ha comprado

todos los materiales y ha encargado la ingeniería por separa-

do. Solamente se contrató a las empresas constructoras y se

les dio los planos y los materiales.

Los principales componentes

Podemos hablar de tres componentes: línea regular, cruces

especiales e instalaciones mecánicas. La línea regular tiene

tres tramos y un total 251,59 Km de gasoducto. En el Tramo

1, 110,13 Km en llano, 75,34 Km en el subandino y 66,11 Km

en el Altiplano.

Se pasa por más de 30 poblaciones y se ha negociado más de

6.000 propietarios para la compra de derecho de vía. Ha sido

una tarea tremendamente larga desde que terminamos la in-

geniería hasta que empezó la construcción.

Vemos las grandes diferencias de terreno que hay los llanos

totalmente planos, la parte subandina con muchos ríos con

mucha vegetación y el altiplano con montañas grandes y mu-

cha roca.

Selección de ruta

Uno de los retos más grandes del GCC fue seleccionar la ruta

correcta. Se ha destinado mucho tiempo y muchos estudios

porque había mucha oposición de hacer el ducto de forma pa-

ralela al camino existente debido a los problemas que ya tenía

el camino.

Se buscó la ruta con el menor impacto ambiental, distancia

más corta, menor cantidad de especiales, mayor estabilidad

geotécnica, mejor constructibilidad y menor mantenimiento

en operación.

En el Tramo 2 se han hecho tres estudios grandes, primero se

habló de una alternativa norte para evitar pasar por cercanías

de la carretera en El Sillar, pero el costo de abrir otro derecho

de vía con mayores problemas de acceso y además con la mis-

ma topografía ha hecho que se deseche esa opción. Lo mismo

con la alternativa Sur que pasa por alguna parte del parque

Carrasco, se descartaron estas dos alternativas y se hizo por

el centro, por donde se ha construido.

construcción gasoducto carrasco – cochabamba (gcc)

74MEMORIA

FIGAS2012

Realmente hay demasiadas anécdotas y demasiado trabajo a

la hora de elegir la ruta en una zona tremendamente compli-

cada. Más allá de la topografía del lugar, uno de los grandes

problemas ha sido el encuentro de nuestros topógrafos con

mini fábricas de cocaína.

El Tramo 3, es prácticamente el altiplano con un terreno muy

estable pero con otros problemas como muchas poblaciones

y mucha roca en el lugar. Aquí se han hecho cerca de 300 cru-

ces especiales en ríos, carreteras, caminos, y quebradas de los

cuales 49 cruces han sido con diseño específico y detallado,

en ellos han participado más de 5 especialidades diferentes

para cada cruce. Como hidrólogos, hidráulicos, geotécnicos y

geólogos y otras disciplinas para poder consensuar qué tipo

de cruce y su ruta.

En total han sido 297 ríos, quebradas y carreteras. 49 ríos con

diseño especial, 233 ríos y quebradas con diseño típico y 17

cruces carretera. De los 49 ríos se hizo un diseño especial,

22 cruces son con puente aéreo, de 60 a 150 metros porque

le topografía no ha permitido enterrar el ducto; 24 cruces de

ríos zanja abierta, 7 cruces con perforación dirigida y un cruce

adosado en el puente Chimoré ya que fue imposible atrave-

sarlo con perforación dirigida por los problemas geológicos de

la zona y por el caudal de ese río, tampoco se pudo hacer un

cruce a zanja abierta.

En la parte mecánica, durante la ingeniería se han identificado

lugares donde el doblar de la cañería no podía hacerse en el

campo, la cañería soporta ciertos grados de doblado en frío

por lo tanto se han identificado piezas para someterlas a tem-

peraturas elevadas en los talleres.

En seguridad ha sido una obra exitosa, con cero accidentes fa-

tales. Hubo un accidente en carretera que ha dejado dos muer-

tos pero que no ha sido atribuida a la obra sino a un cruce de

personas que estaban manejando por la zona.

Este gasoducto de 16 pulgadas de diámetros y casi 250 kiló-

metros, ha costado 146,6 millones de dólares. Los que ma-

nejan números este es un costo de más o menos 36 dólares

la pulgada/metro por lo tanto, es un precio tremendamente

óptimo para un tipo de construcción de ese tamaño, siendo

que hoy en día los precios están ya pasando los 50 y 60 dólares

la pulgada/metro en construcciones similares en nuestro país.

En el exterior es mucho más.

Cuando se pensó hacer el GCC se pensó en aumentar la pro-

ducción en el Chapare, hoy en día esas expectativas han caído

un poco, los campos están declinación, y hace falta otro tipo

de solución para alimentar el GCC y principalmente la planta

de úrea que se va a construir en el Chaparé.

Esa planta está en la ubicación equivocada, es una planta que

produce 2.000 toneladas por día, lo que requiere más o menos

150 camiones que salgan todos los días hacía algún mercado,

que es Brasil, con lo que se incrementará en 600 camiones el

tráfico de transporte pesado entre el Chapare y Puerto Suárez.

Esta planta debió construirse en Puerto Suárez, y el mejor lu-

gar es San Matías porque tenemos un gasoducto que pasa por

ahí y el mercado natural de esa úrea es la parte norte de Brasil.

Lo que se tiene que hacer para alimentar el GCC y la planta de

úrea que consume 50 MMpcd es revertir el gasoducto Yapacaní

– Colpa, revertir el gasoducto Carrasco – Yapacaní y de este

modo salir con gas por el GCC.

Miguel Ángel Ferrufino

MEMORIA

FIGAS2012

75

Consultor en derecho energético, EWeRK, Alemania

La experiencia de Carlos Peláez en el ámbito de la energética

es muy amplio. Se desempeñó como asesor legal energético en diferentes consorcios alemanes.

Además fue director del proyecto INVEST en Brasil para el desa-rrollo de una plataforma infor-

mativa sobre oportunidades de inversión alemana en el merca-

do energético brasilero.

Carlos Peláez

ARqUITECTURA LEGAL PARA

PROYECTOS DE EPCM

76MEMORIA

FIGAS2012

El Figas es muy necesario porque el intercambio de expe-

riencias y conocimientos es vital para que podamos cum-

plir con los objetivos de lo que es el suministro energético,

los proyectos, las actividades hidrocarburíferas y bueno

es un desafío muy grande porque todos sabernos bien que es un

trabajo multidisciplinario.

Constantemente me comunico por teléfono con ingenieros, econo-

mistas intentando entender como piensan ellos, como son los fe-

nómenos, como quieren que los contratos sean realizados y justa-

mente aquí, para mí, es importante poder ver las ponencias desde el

punto de vista empresarial, ver otros países tan importantes como

Brasil y aportar con lo mío que ha sido estar los últimos años en

Alemania, una cultura interesantísima, muy científica con un trabajo

muy complejo en el área académica, no como docente, sino como

investigador porque hoy en Alemania para ser docente hay que pre-

pararse muchos años aún.

Resulta que también he estado en la parte de consultoría, asesoría,

pero mucho más en el área regulatoria gasífera. Hemos estado con

equipos de trabajo con otros abogados en diferentes áreas, mucho

se está trabajando en el Este de Europa, Polonia, Ucrania, una zona

muy prometedora en el área energética.

Muchas veces nos llegan proyectos, por ejemplo una empresa quie-

re construir un gasoducto, una planta de biogás o de gas y somos un

equipo que se forma y cada uno comienza a dar su expertise.

A mí me toca normalmente la verificación de los contratos, todo el

tema de requerimiento regulatorio y al mismo tiempo quedo em-

papado en toda la fase de diseño contractual, escuchar mucho al

cliente, sus intereses, problemática, cuáles son las capacidades de

riesgo que puede asumir.

Cuando hablamos de desarrollo de proyectos de hidrocarburos

hablamos de la proyección de lo que es el finance proyect, ahí em-

pezamos a dar importancia a lo que es determinar qué estrategia

contractual se va a seguir y no es una tarea fácil, se debe determi-

nar esto en base a cada caso en especial, esto quiere decirse que

siempre significa trabajar a medida, continuar aprendiendo y seguir

investigando.

En los últimos años, la evolución del derecho en todo el mundo del

derecho energético ha sido muy constante y dinámica, en Europa

hemos visto a finales de los 90s que se introdujeron normativas en

lo que es el derecho supranacional para la conclusión de lo que sería

el mercado interno de energía con unas normativas muy comple-

jas que no todos los países han conseguido implementarlas y que a

nosotros los consultores, los abogados ponen en un dilema porque

tenemos que estar siguiendo lo que dice la Comisión Europea todo

el tiempo, las sentencias y decisiones que saca la corte europea y

tenemos que meternos en el tema del país donde se está realizando

la inversión, como verán ustedes es muy compleja y cuando se trata

de la realización de proyectos de energía e hidrocarburos la primera

pregunta es cómo hacemos, qué contratos utilizamos, cuál es la es-

trategia contractutal que vamos a definir.

Mi exposición tiene dos partes voy a hablar del contrato en sí, de la

arquitectura legal del contrato y del marco jurídico porque de nada

sirve un contrato si el marco jurídico no ofrece una estructura de

normas institucionales para alcanzar objetivos, porque un contrato

no es otra cosa que un instrumento para alcanzar objetivos y eso es

muy importante que toda la estructura legal sea dada para que se

evite el riesgo de tener que ir a pleitos, de que los incumplimientos

que no permitan que se cumplan los objetivos de la obra.

Vamos a entrar en la presentación y lo primero que quiero resaltar

es que es importante la estrategia contractual para proyectos de

hidrocarburos, lo primero que se debe entender es que estos pro-

yectos tienen características que definen como va a ser la estrategia

contractual empezando por el costo, o sea los proyectos de ener-

gía e hidrocarburos son de alto costo y esto conlleva una serie de

problemática en cuanto a precios, servicios a contratar y financiero.

Estos proyectos son de alto riesgo y el riesgo es el común denomi-

nador de estos proyectos, empezando por la organización y función

de todo lo que es la empresa y el contratista hay riesgos también

en el diseño de ingeniería, en la subcontratación de servicios, en fin

es una serie de riesgos y es nuestra labor como abogados saber

reconocer qué compromisos pueden asumir y la teoría nos dirá que

Carlos Peláez

77

MEMORIA

FIGAS2012asuma el riesgo aquel que tenga la posibilidad de hacerlo.

Tenemos una relación inseparable de que a mayor riesgo mayor

precio. Si yo como propietario quiero derivar riesgo a mi contratista

obviamente tengo que pagar otro precio. Ustedes tienen que enten-

der que van a estar con su contratista trabajando probablemente 3,

4, 5 años son casi como un matrimonio.

O sea que tiene que haber un contrato muy claro en el que se defi-

nan los sistemas de comunicación, los cambios puedan aplicarse

adecuadamente y se eviten conflictos que atrasen la realización del

proyecto.

Entonces es muy importante pensar en una relación jurídica rela-

tivamente larga. Son proyectos únicos hechos a medida, en hidro-

carburos no existe un proyecto igual a otro, hay algunos que lo han

estandarizado y que tiene ciertos modelos que fácilmente se repro-

ducen, por ejemplo un parque solar.

No son los así llamados proyectos de procesos, que son las plantas

refinadoras, separadoras de líquidos, por ejemplo la petroquímica,

son proyectos hechos a medida, ya sea que uno le cambie la capa-

cidad instalada.

Un proyecto que tiene plantas generadoras de electricidad que es

combinada a gas en Argentina tiene que ser completamente dife-

rente en Bolivia porque tienen marcos jurídicos diferentes, y eso es

lo primero que uno tiene que entender, que uno tiene que adaptarse

al proyecto y no al revés.

Son proyectos complejos porque ellos implican la aplicación de

diferentes técnicas, tecnologías, mecánicas, físicas, químicas que

se aplican con diferentes profesionales y otra vez vuelvo a lo multi-

disciplinario. Entonces lograr coordinar armónicamente esto es un

gran desafío y nosotros tenemos que crear la plataforma para ello

desde el tratamiento jurídico y contrato y finalmente hay proyectos

de diferentes magnitudes esto quiere decir que desde el punto de

vista cada vez que tenga que revisar un proyecto tendrá que ponerse

en tela de juicio si realmente va a tener la capacidad de hacerlo, la

experiencia que haya tenido de 10, 11, 20 proyectos antes siempre

va a ser un nuevo desafío el proyecto siguiente que se va a realizar.

En estrategia contractual, hay varias entre las más conocidas en La-

tinoamérica es el modelo de contrato es el EPC cuyas siglas en in-

gles significan contrato de Ingeniería, Decisión y Construcción. Es un

contrato que nace y se desarrolla mucho en el sistema anglosajón

ya desde hace 30 años que se viene realizando, pero digamos que

después de la caída del muro de Berlín con la liberación de diferentes

mercados con la internacionalización de tantos proyectos de energía

este contrato gano muchísima importancia.

En el Proyect Financial es el contrato de bancos e inversionistas que

no van a hacerse proyectos si no es con ese contrato.

Bueno otro elemento importantísimo es el tema internacional de

este contrato, vamos a verlo luego en detalle y luego tenemos la op-

ción, que aquí lo que quiero es que quien quiera realizar el proyecto,

que opción tengo, que hago, de qué me disfrazo.

El EPCM trae muchos cambios que muchas veces son difusos y mu-

cha gente no los comprende. El EPCM es un contrato de servicios de

Ingeniería, Adquisición y Gestión de la Construcción, es un contrato

que nace mas en el área minera que desarrolla mucho en el Canadá

hace 30 años y solo en el área minera, pero en los últimos años se

ha considerado en el área de hidrocarburos porque presenta varias

fortalezas que las vamos a ver luego, varias ventajas con respecto

al EPC.

Hay contratos que se llaman también Diseño, Licitación y Construc-

ción por ejemplo, el tema de contratos es flexible, de negociación.

Es interesante porque el EPC es muy estandarizado ya, tenemos

instituciones de ingenieros en Suiza, la Cámara de Industria y Co-

mercio Internacional que ya presentan modelos estandarizados,

porque ya se han hecho tan común encontrar en el internet miles de

modelos y pueden utilizarlos pero ojo, algo muy importante estos

modelos son una referencia, hay que recurrir al abogado por más

de que sea caro y realmente readecuar el contrato y el proyecto a

medida.

Arquitectura legal para proyectos de EPCM

78MEMORIA

FIGAS2012

Por su parte, el EPCM no es tan estandarizado, es más hay algunos

ingenieros en Canadá y Estados Unidos que tienen modelos pero a

nivel internacional todavía no se ha difundido mucho, ahora viene

la pregunta por cual nos decidimos y porque lo cual conlleva a una

complejidad.

Lo que considero relevante para decidir por cuál de estos contratos,

se decide primero el tipo de proyecto es un proyecto de tipo proceso

o un proyecto tipo estándar donde la realización de la obra va a ser

relativamente conocida, un parque solar, una planta de ciclo combi-

nado o sea que se realiza día a día.

Toda la situación en el mercado si yo soy el propietario y soy la em-

presa y quiero hacer un proyecto y tengo que ver quién puede hacer

conmigo que, nivel de competencia la experiencia no nos olvide-

mos que en Europa ya tenemos la calificación y la evaluación de

empresas especificas.

En Alemania ha habido una empresa muy conocida es una verifica-

dora de calidad de servicios que se llama TUV. Para que sea buena

idea cuando se comenzó la licitación para la ‘Nabuco High Line’,

uno de los proyectos colosales que va a haber ahora en Europa,

esperemos que en el 2016 se termine.

La TUV se encargo de verificar el nivel de calidad de experiencia.

Esto quiere decir que el mercado es vital el abogado y los consul-

tores tienen que saber cómo es la situación del mercado, es muy

importante conocer al mercado, porque un contrato EPC es más

caro que un contrato EPCM y también importante ver las fases que

se va a tener del financiamiento, a veces uno no tiene todo el dinero,

sino que se lo van desembolsando por etapas.

¿Cuál es el nivel de experiencia no solo del prestamista sino de la

empresa? si una empresa que no tiene nada que ver con lo quiere

construir quiere realizar el proyecto, obviamente tendrá muchísi-

mas dificultades si no tiene experiencia es decir probablemente

tendrá que decir no tengo idea de cómo se hace esto haremos un

EPC por que hay que pagar un precio puede ser caro ellos me lo

hace todo, yo controlo algunas fases y punto

Pero si la empresa tiene cierta experiencia en el medio y sabe de

que se trata, se puede decir que EPC es interactivo, pero puede te-

ner los conocimientos y la experiencia para ver que si el contratista

está cumpliendo con el contrato adecuadamente. La posibilidad

para asumir riesgo es un punto vital, quien va a asumir riesgos,

quien, como, en qué medida, eso es negociación pura, ahí se nece-

sita mucha experiencia, ahí se hacen estudios.

Esto es otro tema que define muchísimo el nivel del riesgo porque

en el EPC el riesgo se va al contratista y en el EPCM el riesgo se

queda con el propietario, entonces si el propietario no tiene la posi-

bilidad de asumir ese riesgo, mejor que no se meta en ese contrato.

¿Qué unidades administrativas disponibles y calificadas se cuenta?

si se ve que tiene una capacidad administrativa, es decir, dispone-

mos un equipo de trabajo que va a coordinar todo el tiempo con el

contratista EPC, fantástico, es una gran ventaja, tiene que ser así

por que en el contrato se establece el sistema de comunicación, por

ejemplo cambio de órdenes.

Quieren un equipo que esté todo el tiempo durante esos años tra-

bajando en conjunto con los contratistas.

Finalmente lo que define así ya la filosofía del proyecto, que quiero,

que es lo que más me interesa para este proyecto, el plazo, interesa

mucho que sea entregada la obra en un plazo vital, por ejemplo nos

salimos del petróleo y nos vamos al futbol. El mundial de futbol en

Brasil 2014 tenemos que construir un estadio, el plazo es vital, el

costo ya no importa, quiero que esté listo para el pitazo del primer

juego, es vital, es un escándalo si el estadio no está. Me voy por un

EPC ellos me garantizan el plazo si o si, el EPCM es mas variable

ahí que estar haciendo un seguimiento, en realidad no hay EPCM

para construcción de estadio, es solo un ejemplo de qué importante

es el plazo.

El precio de esta intervención financiera probablemente no nos

permite pagar un precio caro por un EPC, entonces me voy por un

EPCM.

Finalmente que tan importante es para mí es la calidad, si voy a es-

Carlos Peláez

79

MEMORIA

FIGAS2012tar muy presente en todos los procesos desde el proyecto para ga-

rantizar de que la calidad de los diferentes procesos y aplicaciones

sea muy buena, probablemente sea mejor un EPCM, porque en un

EPC se tiene un precio global y por querer marginar, economizando

costos se puede perder un poco de calidad

Aquí tenemos una estructura EPC, para ver cuáles son los ele-

mentos importantes ustedes ven arriba que el propietario de una

línea imaginaria, que es la línea imaginaria donde ya se transfie-

re la responsabilidad de contrato, las obligaciones etc., los ries-

gos etc. Se trata de un solo contrato, contratos muy complejos

son contratos que pueden tener 60 y 120 páginas dependiendo

el nivel de detalle que usted quiera especificar es un solo punto

de contacto y usted no tiene nada que ver normalmente.

Siempre el propietario habla, se comunica con el “EPCista”, con

los otros subcontratistas, probablemente no va a tener mucho

contrato como uno quisiera, el riesgo se va completamente

al contratista EPC y normalmente, no siempre, hay un precio

global llamado la sumariada, hay sistemas de precio unitarios,

precios de costos reembolsables, con un margen de ganancias

razonables por ejemplo en fin.

Ahora el contratista firma el contrato y comienza la carrera, el

contratista tiene que ir y ver con quienes va a realizar el contra-

to, a quienes tiene que subcontratar, y va a asumir los riesgos

de, si un subcontratista no se cumple con cierta fase o un pro-

veedor de ciertos insumos se atrasa o le provee elementos de

mala calidad, si va a decir comprare el motor eléctrico alemán o

chino, alemán va ser un 40% más caro en china más barato, que

riesgos corre en cuanto a calidad.

Seguro es importantísimo quizás uno de los elementos más

complejos en el tema contractual. Significa que tenemos que

negociar un seguro adecuado. Incluso se pude hablar de un se-

guro global y también se puede hablar de seguros específicos.

Es un tema complejo y lo más importante es el tema de certi-

dumbre son lo que nos lleva a discutir a considerar que es lo

mejor es la certidumbre o la incertidumbre, yo quiero saber qué

es lo más probable.

En el EPCM en cambio, el propietario le asigna un contrato al

EPCM contratista, el contratista tiene dos funciones una como

principal cuando se hace el diseño de ingeniería pero cuando va

a realizar los servicios de adquisiciones y la gestión o dirección

de la construcción elige un representante como un agente del

propietario entonces todo el tiempo el contratista está contro-

lando y fiscalizando que todos los participantes del proyecto ha-

gan bien y va a firmar los contratos va pedir costos, va a presen-

tar informes, pero siempre en nombre del propietario al final.

Las ventajas del contrato EPCM Mayor control e influencia del

propietario, sobre los diferentes procesos y capas del proyecto

luego, ingeniería de detalles más aplicada al proyecto porque

justamente hay un trabajo más conjunto donde todo el tiempo

están discutiendo en base a los sistemas contractuales de co-

municación que establecieron y luego se tiene por ende también

mayor flexibilidad a través de órdenes de cambio hay que produ-

cir un buen sistema de ordenes de cambio donde el propietario

diga ‘bueno esto quiero que se cambie’ vamos a eliminar esta

capa, vamos a incluir esta otra’ porque hay que ver el sistema

de consolidades bien fuerte porque por ahí estamos frente al

juez y hay que ver ‘aquí me dijeron que yo cambie, yo cambié y

el problema no es mío es de él’.

Se puede apuntar a Mayor eficiencia de costos y flexibilidad fi-

nanciera porque justamente no como en el NPC el propietario

puede llevar pero, ‘porque no le compramos unas tuberías de

aquí a Fulana y no a Perengana’ se puede jugar mucho con los

precios de costo y, por ende, al final tenemos un contrato más

económico, esas son las ventajas del EPCM.

En su naturaleza como contrato, es un contrato atípico es poco

estandarizado no hay muchas instituciones internacionales que

han presentado modelos como en el EPC. Comprende relacio-

nes jurídicas recíprocas obligaciones que tienen ambas partes,

obligaciones múltiples porque ya hemos visto que es “EPCe-

mista” que tiene diferentes obligaciones incluso como agente

o como principal.

Arquitectura legal para proyectos de EPCM

80MEMORIA

FIGAS2012

Luego tenemos que es un contrato flexible y de carácter sucesivo

es decir extendido en el tiempo para diferentes tareas y obligacio-

nes, es utilizado en la industria minera y cada vez más en proyectos

de energía e hidrocarburos, el inicio en sí del contrato puede variar,

uno puede comenzar incluso antes de la licitación de la obra, puede

comenzar ya con una licencia, con una concesión ya y con un diseño

en mano de por lo menos con un bosquejo, primero puede haber un

estudio de pre factibilidad o puede haber o puede empezarse todo

desde el inicio.

El EPCM puede ser incluso con las condiciones y obligación de rea-

lizar todos los requerimientos regulatorios, licencias eso puede

incluir, es flexible pude terminar llave en mano, puede terminar con

una garantía de 6 meses, 3 meses de funcionamiento de la planta.

Luego es un contrato frecuentemente ligado a licitaciones y su pre-

cio es variable en función de costos.

Voy a ser un poquito más rápido y hoy he traducido unas pequeñas

claúsulas en las que yo trabajé en contratos alemanes, al español

puede leerse “...el contratista deberá coordinar y organizar los ser-

vicios prestados por los subcontratistas en observancia de los re-

querimientos del propietario...” en los puntos suspensivos se puede

poner lo que uno quiera, mucho, se puede justificar, colocar plazos.

En servicios de adquisición lo que es todo el tema de procuras, in-

sumos, servicios el contratista verá los servicios de adquisicion de

los materiales insumos subservicios seguros de acuerdo a requeri-

mientos del propietario, plan de ejecución, etc, segun uno le pueda

aumentar varias cosas.

Los aspectos fundamentales seguimos en cuanto al Servicio de

Gestión de la Construcción, el propietario asume la responsabilidad

y los riesgos por los trabajos de construcción que serán realizados

bajo la dirección del contratista.

El propietario tomara el riesgo y este punto es bueno. El contratista

será responsable por la dirección de la construcción de acuerdo al

Plan de Ejecución y a los requerimientos del propietario, prestando

asesoramiento al propietario sobre la estrategia de construcción y

las empresas candidatas para los trabajos de construcción.

Es decir, que el propietario es como un asesor, una mano derecha,

que le guía y apoya en todo, como les dije es casi como un matri-

monio.

En la subcontratación es posible no como en el NPC. Aquí el propie-

tario puede celebrar contratos independientes con otros subcon-

tratistas, si así lo quiere pero también el contratista deberá coordi-

nar, organizar y fiscalizar la ejecución de estos servicios que se han

subcontratado, luego el contratista va a representarlo.

Ahí se puede colocar una lista para hacerlo todo asegurado y que

nadie se queje después de que no sabía, que no le dijeron. Se dicen

‘sujetos a aprobación final del propietario por escrito’, ahí ya no hay

que contraté a fulano o sultano, todo tiene que ser por escrito, muy

importante.

En precio y pago, el propietario retendrá en favor del contratista el

monto equivalente a un X porcentaje del valor de los servicios y los

materiales, cuyas facturas, comprobantes o listas de precios sean

presentadas por el contratista. O sea el sistema de precios, los cos-

tos se determinan y esos costos tienen un margen que es lo que va

a ganar el ‘EPCemista’.

El pago al contratista queda condicionado a la elaboración y pre-

sentación de un informe de gastos y costos que incluya las facturas

y comprobantes originales. Eso es normal porque si no como va-

mos a saber realmente que es lo que se va a pagar.

Y bueno una serie de aspectos, estamos hablando de garantía,

obligaciones o sea de contratos muy extensos y yo les puse solo

algunos ejemplos, podemos hablar de discusión si quieren sobre

otros aspectos y los más importante es el cumplimiento de las po-

liticas con las leyes y las políticas para el sector que es el riesgo

legal que es esto.

Aquí se nos abre una ventana enorme que varía de país en país y

de región, en región de ordenamiento jurídico, en ordenamiento

juridico y les voy a mostrar que tan complicado puede llegar a ser

el derecho energético con un simple proyecto de energía e hidro-

carburos. Ahí es donde entramos nosotros como equipo porque

Carlos Peláez

81

MEMORIA

FIGAS2012una persona es imposible que pueda entender y manejar todo este

tema.

El marco juridico comprende que tenemos normas supranaciona-

les internacionales en caso de la Unión Europea eso es vital, di-

rectivas estan siendo ejecutadas por la Comisión y uno tiene que

conocerlas para saber que requerimientos tiene.

Como es el ordenamiento jurídico nacional, en un espacio como

Brasil. En un estado Federado tenemos que ver el derecho a ni-

vel nacional y el derecho estadual, son dos dimensiones que ha-

cen muy complejo el tema, leyes sectoriales, hay leyes del gas o

de hidrocarburos, de ripiado o sea que hay que conocer muy bien

realmente para ver que uno tiene que observar.

Normas regulatorias resoluciones de agencias regulatorias por

ejemplo, normas administrativas, temas ambientales, de conce-

siones, licencias, y las estructuras hay que conocerselas muy bien

por eso muy importante aunque ustedes contraten un asesor in-

ternacional para el contrato trabajen tambien con gente local, eso

es vital, sino van a tener graves problemas y miren esto (Diaposi-

tiva N° 16) esto demuestra que tan complejo puede ser el Derecho

Energético.

Ahí tenemos, esto lo hemos elaborado con otros abogados, ahi

tenemos aproximadamente en Alemania cerca de 10.550 normas

que hay que considerar directa o indirectamente para la realizacion

de actividades hidrocarburiferas y energía y es un nivel absurdo di-

ría, en fin, de todo, estamos hablando de derecho de competencias,

derecho de sociedades, derecho civil, derecho energético con la ley

de la industria energética alemana, concesiones, planeamiento,

concesión de obras y la primera pregunta que nosotros es para qué

queremos semenajante enmarañado de normativas.

Porqué quiero realmente esta complejidad, yo quiero mi proyecto

y punto, pero los alemanes son en eso realmente un modelo, en

eso podría decir un poco porque ellos no dejan al azar nada y quie-

re que las cosas estén claramente y transparentemente reguladas

para que no hayan abusos de poder, para que los intereses del más

fuerte no se impongan ante los intereses del menos, para que el

sector crezca en equilibrio para cumplir sus objetivos principales

porque sino es muy dificil organizar la industria energética a largo

plazo en 20 años o 30 años.

Si todo se va cambiando de un día para otro, si las normas no exis-

ten o las que existen no se aplican esto va a ser una carrera a la

suerte al azar y al azar nadie invierte porque se quiere tener una

certidumbre saber que el sistema funciona y eso conlleva a este

enmarañado de normas para que se equilibre el sector, de que los

actores principales desde el area política, industria y los consumi-

dores puedan beneficiar al máximo sus intereses pero respetando

los compromisos que tiene lo regulatorio.

Para eso yo en lo académico y en lo profesional creo en la regu-

lación definitivamente porque la regulación es una entidad, es un

elemento jurídico, económico, independientemente de lo que sean

los intereses incluso mezquinos de empresas o a veces la política,

el político tiene sus intereses propios esa es la teoría americana de

los intereses.

Entonces eso es muy importante y eso tiene que considerarse en

los objetivos fundamentales seguridad de suministro, eficiencia,

precio justo, protección al consumidor y del medio ambiente por

ejemplo y eso tiene que ser organizado con una normativa clara,

transparente, institucional tiene que ser independiente, una regu-

lacion no puede estar todo el tiempo impulsado hacia mí por los

empresarios que la capturan ni por la política, porque sino no va a

funcionar, tiene que ser especializada, imparcial, solo asi podemos

lograr que los contratos funciones sino lo tenemos que botar a la

basura si el marco jurídico no funciona.

Arquitectura legal para proyectos de EPCM

MEMORIA

FIGAS2012

83

Gerente General Geosystems

Ingeniero electrónico gradua-do de la Universidad de Río de

Janeiro en 1986. Trabajó en diseño de software en Brasil.

Se especializó en información geográfica y procesamiento de imágenes satelitales. En 1992

fundó Geosystems con actuación en América Latina, hoy con sede en Santa Cruz y sucursales en La

Paz y Quito.

Carlos Vidal

LA APLICACIÓN DE INFORMACIÓN GEOGRáFICA A

MEjORAS DE TRABAjO EN EL

RUBRO PETROLERO

84MEMORIA

FIGAS2012

Mi intención es hablarle de la tecnología que

estamos utilizando y de cómo puede cambiar

mi forma de trabajar haciéndola más eficiente.

Tenemos un ejemplo del gasoducto Carrasco –

Cochabamba concretamente del Tramo 1, en el que vemos

que el ducto tiene un montón de información que fue cargada

a partir de actividades, de ingeniería, de topografía, de geofí-

sica, que fue introducida en una base de datos geofísica.

En la imagen, vemos el Gasyrg que está en color verde y el

oleoducto Carrasco – Cochabamba que pasa por abajo en

color rojo. Dentro del fragmento que estoy tomando como

ejemplo, hay una cantidad enorme de información de todo

tipo, que es información tabular, información geofísica que

está en ciertos formatos y de lo que se trata es de tener toda

esa información en una base de datos y un sistema.

En este caso, la base de datos está puesta en mi máquina,

esto nos permite realizar preguntas al sistema, a la base de

datos, como por ejemplo, información de la topografía, de

los puntos de control que se utilizaron, en este caso se reali-

zaron actividades de geofísica en este caso vamos a ver esa

información que está conectada.

Este es un perfil que arroja, el equipo de geofísica donde se

puede ver la resistividad del suelo. Eso es un ejemplo, pero

amarrada a esa información tenemos el informe geofísico del

proyecto donde está el nombre de quien lo hizo y la actividad

completa de la geofísica y toda esta información está en la

base de datos geográfica del gasoducto y está relacionada

con la geografía.

Entonces es una manera nueva de trabajar que permite hacer

mucho más eficiente nuestra actividad. Imagínense que es en

este caso además esté colocada la información de la ingenie-

ría, se podría haber cargado la información que uno quisiera,

como análisis especiales y situaciones de las muestras que

se tuvieron.

Esto es como cargar la información del gasoducto en un dis-

positivo, en este caso de una máquina. Lo interesante es que

en este caso estamos utilizando una laptop, pero esta infor-

mación puede ser cargada en cualquier dispositivo pequeño

y ser llevada al campo.

Acá tengo información de tramos, por ejemplo dice en qué

tramos el gasoducto estaba enterrado y sus características.

Es decir es información que está completamente abierta para

ser cargadas por ustedes, en algún momento en el proyecto.

Hay una línea de alta tensión y esa es información que está

cargada para ustedes, lo mismo con los ríos. Tenemos el

caso de un río llamado Mariposa, que tiene una forma rara y

ha tenido que ser atravesado. Entonces esa información está

cargada y hay registros de unos puntos de control acá y está

toda la información relacionada al cruce de ríos acá.

Esta información le ha permitido a los ingenieros tomar deci-

siones extremadamente importantes, este es un ejemplo de

la información que se podría colocar en el programa.

Ahora voy a mostrarles y vamos a simular que nosotros va-

mos a hacer una inspección en el ducto. Se puede cambiar

el proyector y colocarlo al ‘Iphone’, entonces ya no estamos

en la base de datos, ahora estamos en la nube, o sea que se

puede acceder a esta información desde cualquier lugar en

que se tenga Internet.

Uno puede hacer actividades de monitoreo y de inspección no

solamente consultando a la base de datos, en el caso que se

llegue a una torre de alta tensión o a una alcantarilla, aunque

visualmente vea a esa torre o alcantarilla no tiene la infor-

mación de ella.

En este caso, un inspector no carga papeles e información

de los elementos, esa información está en la web y yo puedo

llegar a ella. Además si detectara una anomalía o algo raro,

permite modificar o editar la información en la nube sobre lo

que estoy encontrando.

Carlos Vidal

85

MEMORIA

FIGAS2012Esto significa un cambio muy importante en el flujo del tra-

bajo que es a lo que yo quería llegar desde el inicio. Hay una

diferencia en cómo se realizan las actividades actualmente

y cómo se podría utilizar con el uso de nuevas tecnologías.

Ahora suponiendo que soy un inspector y que he encontrado

alguna cosa anómala, puedo tomar una foto incluyendo las

observaciones como adjunto. Esa información ha sido subida

a la nube y alguien de la oficina central puede recuperar esa

información o lo que fuera.

La aplicación de información geográfica a mejoras de trabajo en el rubro petrolero

MEMORIA

FIGAS2012

PanEl IV:

OPORTUNIDADES DE NEGOCIO PARA SERVICIOS EN EL

UPSTREAM

MEMORIA

FIGAS2012

89

Director Djecutivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

Gary Medrano

LA NUEVA AGENCIA

NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Graduado como oficial de caballería, en Ecuador. Cóndor Satinador y paracaidista. Inge-

niero Comercial (EMI) y MBA por el TEC de Monterrey.

Fue jefe de la Distrital Comercial de Yacimientos

Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en los departamentos

de Cochabamba, Pando, Beni y Santa Cruz. Fue gerente na-

cional de Comercialización y asesor comercial de YPFB.

90MEMORIA

FIGAS2012

Estamos viviendo un momento en que la ley no coin-

cide con la realidad. Estamos viviendo un momento

de nacionalización sin embargo, la Ley de Hidrocar-

buros fue hecha en un momento de capitalización,

entonces sí necesitamos una nueva Ley de Hidrocarburos.

Estamos trabajando arduamente con el Ministerio de Hidro-

carburos, YPFB, y la ANH para poder tener una proyecto co-

herente con la realidad para ponerlo en mesa de discusión.

Estamos también en un periodo de dar a conocer la ANH que

tiene tres años de actividad. Antes era la Superintendencia

de Hidrocarburos que es más conocida que la ANH, por eso

estamos en ese proceso.

Nuestra misión, aquello que queremos ser es: ser el instru-

mento, ese vehículo, esa herramienta para poder explotar la

verdadera fuerza de la nacionalización de los hidrocarburos.

Queremos ser la entidad que permita que la nacionalización

llegue a todos los bolivianos. Soñamos con que todos los ve-

hículos tengan gas natural vehicular, soñamos con que todas

las casas tengan gas domiciliario y soñamos con que no falte

diesel, gasolina y GLP en las casas de las personas.

La nueva Constitución Política del Estado es el certificado de

nacimiento de la ANH, en ella se establecen las cuatro pala-

bras: regular, controlar, supervisar y fiscalizar toda la cadena

de hidrocarburos. Fíjense tamaño labor que le da la Consti-

tución a la ANH.

Algunas de esas atribuciones es la importación y exportación

de hidrocarburos. Tenemos los registros de todas aquellas

personas que realizan actividades hidrocarburíferas, esta-

mos hablando de 3.000 a 3.200 regulados entre personas

naturales y empresas que realizan actividades hidrocarburí-

feras en el país.

También disponemos de conocer y procesar las denuncias.

Tenemos una herramienta para aquellos que se portan mal

tenemos la capacidad de intervenir las empresas bajo juris-

dicción reguladora designando los interventores correspon-

dientes. Aplicar sanciones económicas y proponer al ejecu-

tivo normas de carácter técnico y dictaminar reglamentos

relativos al sector. Por supuesto, la norma macro que está en

la ley de hidrocarburos.

Algo interesante para mostrarles es que la Agencia Nacional

de Hidrocarburos hasta hace un año solamente existía en La

Paz, Cochabamba y Santa Cruz, hoy la ANH está en todo el

territorio nacional. Primero queríamos prepararnos puertas

adentro para luego cumplir con ese mandato constitucional.

El control y fiscalización en los ductos y en las refinerías te-

nemos a cargo todas las autorizaciones, licencias, ampliacio-

nes, proyectos y presupuestos. También tenemos el control y

fiscalización en las unidades de proceso: Paloma, Carrasco,

Kanata, Colpa, Río Grande, Vuelta Grande, estamos presen-

tes ahí con fiscalización y control.

Hay algo importante que realiza cada mes la ANH que es la

contrastación entre la producción y la demanda. De ahí salen

los volúmenes que se producen o se importan y que luego

son distribuidos en el mercado nacional.

En la parte de plantas de almacenamiento de líquidos, com-

bustibles de aviación, también tenemos, importación y ex-

portación como había mencionado. La distribución de mayo-

ristas y las estaciones de servicios.

En cuanto al GLP también la distribución tanto a granel como

el engarrafado. En el área de gas natural, las empresas distri-

buidoras de gas natural, los talleres de conversión vehicular,

la distribución industrial y domiciliaria y las estaciones de

servicio. Eso es lo que estamos haciendo en este momento.

Tenemos convenio con los comandos departamentales de la

Policía Nacional, tratar de controlar los problemas entre la

subvención de los hidrocarburos y los altos que existen en

los países vecinos en 7.000 kilómetros de frontera que tene-

mos es sumamente difícil de controlar.

Gary Medrano

91

MEMORIA

FIGAS2012Tenemos algunas medidas de control del abastecimiento por

tanto desde el despacho, trasporte, comercialización y la dis-

tribución es en lo que estamos presentes cada día. Esto es

algo importante porque esto es la cara del sector de los hi-

drocarburos. La población ni siquiera se entera que ha habido

algún problema en un pozo, en algún transporte por ducto, o

en alguna planta, pero si saben que no hay combustible en la

estación de servicio o no hay gas en su domicilio.

Hasta aquí hemos visto lo que la ANH hace, ahora tenemos

una propuesta de lo que es el nuevo rol institucional. Desa-

rrollamos un sistema de información del sector hidrocarbu-

ros básicos, este es el producto del Art. 365 de la CPE: regu-

lar, controlar, fiscalizar toda la cadena de hidrocarburos. Esto

es en el upstream y downstream.

Diseñar estrategias de promoción de áreas de exploración y

explotación de hidrocarburos. Habíamos hablado de que el

modelo que estamos tratando de adoptar es el modelo de la

ANP de Brasil y la ANH de Colombia. Hemos tomado contac-

to con gente de Noruega y estamos queriendo elaborar un

futuro coherente con estos tres modelos.

Realizar estudios de evaluación técnica en áreas de interés

hidrocarburífero, administrar el mapa de áreas con potencial

hidrocarburífero del país, diseñar directrices para programas

anuales de áreas de exploración y producción de áreas con

actividad hidrocarburífera, certificar la producción de hidro-

carburos en volumen y cantidad.

Hasta aquí hemos mostrado lo que hacemos y los nuevos re-

tos con la Ley de Hidrocarburos. Quiero detenerme acá para

decir que para cumplir con el mandato constitucional en el

Art.365 hemos tenido que arreglar las cosas puertas adentro

de la ANH. Definitivamente hemos tenido que dar un salto

tecnológico en todas nuestras actividades, desde las más

pequeñas en la administración hasta las de control y las que

tenemos. Hemos implementado cuatro sistemas que vere-

mos rápidamente.

SIREL. Tenemos un poco más de 3.000 regulados que cuando

tenían que regular sus licencias era un proceso engorroso y

burocrático, pues ahora desde la comodidad de su casa pue-

de regular lo que antes demoraba entre 2 y 3 meses en 15

minutos.

El Sistema de Video Vigilancia. Hemos puesto cámaras en to-

das las estaciones de servicios, ahora tenemos las imágenes

de las casi 700 estaciones de servicios que hay en todo el te-

rritorio nacional. Estamos colocando en este momento GPS

a cada una de las cisternas para ver donde están en este mo-

mento, todo esto en una plataforma que tenemos en la ANH.

La estrella es el B-SISA (Boliviana de Sistemas de Autoi-

dentificación), nació del sistema de cajeros automáticos que

están entrelazados y hay reportes de arqueos de cada uno de

los cajeros, como ntambién hay reportes de las tarjetas de

crédito o de débito. En este sistema no se pierde ni un solo

peso, y lo que nosotros queremos con este sistema es que

no se pierda ni un solo líquido. Hay algunos inescrupulosos

que lo que hacen es comprar barato y vender caro para el

contrabando y para actividades ilícitas en todo el territorio

nacional.

¿Cómo funciona? En una estación de servicio de cualquier

tipo cada vehículo tiene un dispositivo electrónico que al

solamente ingresar a la estación de servicio va a ser leído

por esta antena receptora y la información del vehículo va a

aparecer en la computadora de la estación de servicio, el ve-

hículo ingresa hace la compra del producto y esa transacción

queda almacenada en el sistema.

Con este sistema se va a controlar a los contrabandistas, a

los acumuladores ilegales, a los especuladores. Ese es el

objetivo de este sistema y es único en el mundo. En todas

las movilidades del país, mediante ley tienen que tener este

stickers para identificar a los vehículos. Este dispositivo no

es para controlar impuestos o si el vehículo tiene papeles

o no.

la nueva agencia nacional de Hidrocarburos

92MEMORIA

FIGAS2012

La nacionalización y el actual escenario político plantea las

mejores condiciones de trabajo para desarrollar el sector hi-

drocarburos. Al igual que en la Biblia se nos va a preguntar a

nosotros qué hemos hecho con estas condiciones inmejora-

bles para desarrollar un grandioso futuro.

¿Qué estamos esperando…qué alguien con la barita mágica

nos diga cuál es la solución? Los problemas se los soluciona

hablando, reuniéndose, probando, fallando, intentando, coo-

perando, aprehendiendo, sudando más y durmiendo menos.

El compromiso todo lo puede, todo lo intenta, todo lo sopor-

ta. En esta sala estamos reunidos todos los que podemos ha-

cer en esto que se ha convertido en nuestra pasión, los hidro-

carburos. Aquí estamos todos los que soñamos con ductos,

plantas y campos. Los que olemos a diésel y nos emociona

hablar de gas y petróleo, juntos con estudiantes y autorida-

des públicas, empresas privadas, normadores y reguladores.

Todos reunidos, los actores y responsables de los resultados

del futuro y lo que queremos es un sector eficiente, dinámico

y equitativo.

La capitalización ha entregado nuestros recursos sin nece-

sidad de una guerra, por lo tanto, si la capitalización ha sido

como perder una guerra, entonces la nacionalización ha sido

como ganar una guerra.

Gary Medrano

MEMORIA

FIGAS2012

93

Gerente de Nakase Demetrio Stanczyk

SOLUCIONES PARA LA INDUSTRIA DE

OIL & GAS

Es encargado de la Unidad de Negocios para Oil & Gas de

esta compañía. Nakase pre-senta al sector petrolero una amplia gama de insumos de

protección contra explosiones de la reconocida marca

alemana Stahl.

94MEMORIA

FIGAS2012

Desde nuestros inicios Nakase se ha caracterizado

por la búsqueda continua de la innovación ofrecien-

do soluciones para las industrias de la región que

resulten eficientes, durables y rentables. Es una

empresa que surge hace 20 años para dar soluciones integra-

les para todas las industrias oil & gas, farmacéutica, energías

renovables, minería, alimentos y bebidas, automotriz, distribui-

dores, Siderúrgicas y otras.

Tiene stock permanente de productos con alta rotación. Noso-

tros éramos una empresa de importación, pero la nueva nor-

mativa nos exige poder exportar en las mismas condiciones en

que importamos, entonces NAKASE decidió volcar todos sus

esfuerzos para llegar a los países en los que tenemos repre-

sentación.

Son seis marcas de empresas alemanas las que representamos.

Por ejemplo, Heidenhain es una empresa de equipos de medi-

ciones longitudinales; Murr Elektronik que fabrica periferia des-

centralizada, válvulas; Murrplastik tiene cadenas porta cables,

sistemas de identificación, torcadoras y torquímetros.

Asimismo Stahl que es una marca líder a nivel mundial que

produce insumos eléctricos para instalaciones con riesgos de

explosión. Cubre ampliamente todo tipo de productos desde ga-

binetes, sistemas complejos, luminarias, sistemas de alarmas,

sistemas de visualización.

También esta LappGroup, uno de los fabricantes más grandes

del mundo de cables, los ofrecen de media y baja tensión, ade-

más que fabrican todo lo que son los conectores industriales de

los mismos cables, conectores circulares, verticales, rectangu-

lares. Sistemas de identificación y todo tipo de accesorios para

las telecomunicaciones.

Muchas de las empresas que tienen presencia en Bolivia nos

prefieren, la idea es acentuar nuestra presencia con estas em-

presas. El objetivo que tiene NAKASE es que a partir de las

nuevas tecnologías y productos pueda volcar todo este cono-

cimiento para que los procesos en Bolivia puedan surgir con

mayor éxito y mayor seguridad. Básicamente, lo que plantea

las nuevas tecnologías es la optimización de procesos y hay un

tema de seguridad en las personas, los bienes y la seguridad del

medio ambiente.

Las empresas que nosotros representamos, al provenir de Ale-

mania cumplen con certificaciones de muy alto rango con res-

pecto a las certificaciones locales, con lo cual cumplen a cabali-

dad los requerimientos de los proyectos.

Soy un convencido de que la gente y sus acciones son las que

movilizan los grandes proyectos. En mi caso, represento a una

empresa que vende insumos, soy un eslabón en toda esta cade-

na de grandes inversiones, pero como un eslabón mi compro-

miso con ustedes es que ese eslabón sea lo más fuerte posible

para que la cadena de desarrollo se cumpla sin ningún incon-

veniente.

Nuestro trabajo es el asesoramiento técnico y las ventas son

una consecuencia de un buen asesoramiento técnico.

Demetrio Stanczyk

MEMORIA

FIGAS2012

cOnclUSIOnES

96MEMORIA

FIGAS2012

Todos los años presentamos conclusiones que no

son políticas ni mucho menos, sino aportes desde

el punto de vista de todos nosotros sobre todo de

ustedes que han estado participando para enrique-

cer la política energética del país. En los tres años anteriores

hemos aportado puntualmente en temas como exploración,

desarrollo, perfeccionar mejorar y abrir aquellos candados

jurídicos que están impidiendo mayor inversión en el país.

Hemos propuesto al Estado porque lo que hacemos aquí. Si

bien es un muy buen ejercicio entre nosotros también quere-

mos darle al Estado un aporte, diciéndole: “miren, esto es lo

que nosotros pensamos por favor tómenlo en cuenta consi-

deramos que es bueno, surge de nuestra experiencia como

empresarios, como líderes de opinión, etc y consideramos

que ustedes lo tomen en cuenta”.

En los tres eventos anteriores personalmente he llevado las

conclusiones y se las he entregado al presidente de YPFB en

sus manos. Este año no será la excepción para que sean to-

madas en cuenta nuestras ideas. Vamos a escuchar los apor-

tes, el ingeniero Aníbal Rojas por favor.

Ing. Aníbal Rojas:

Buenos días. Quería aprovechar este momento de conclu-

siones para solicitar la inclusión de un pedido al Gobierno.

Lamentablemente no está el personero que representa a la

ANH pero como le consta a todas las empresas petroleras

y a nosotros las empresas de servicios quiero pedir que se

incluya en las conclusiones que la ANH y sustancias contro-

ladas trabajen de manera más coordinada, más ágil. Nadie

está pidiendo nada a cambio de nada. Simplemente es la agi-

lidad que perjudica en nuestros contratos a todas las empre-

sas petroleras y a todas las empresas de construcción. Es un

tema que se volvió una odisea poder comprar combustible

para las obras. Muchas gracias.

Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS,

No podía ser más oportuno. Este foro que tiene que ver con

servicios y suministros eficientes para la cadena del valor

de los hidrocarburos que tiene algunos cuellos de botella y

ese es uno de ellos por lo que me parece muy importante

su solicitud. Gracias por el aporte ingeniero Rojas y segu-

ramente los vamos a incluir en estas conclusiones, es muy

importante.

Manuel Ochoa, de la Sociedad de Ingenieros de Bolivia departamental Tarija:

Reflexionar al Gobierno nacional para que cumpla el compro-

miso que tiene con Tarija en términos de que esta pueda con-

cretar sus alianzas estratégicas que defina para su desarrollo

y si se me permite una política clara del Gobierno para parti-

cipación del sector privado en el sector de los hidrocarburos.

Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS:

Quiero recordarles y lo mencioné en alguna nota de prensa,

que el presidente Evo Morales hace dos meses en un acto

en la Asamblea Legislativa mencionó o invitó, dijo que las

empresas privadas bolivianas deberían involucrarse en la ca-

dena de hidrocarburos y yo diría involucrarse en el tema de

comprometerse con participación en el upstream etc.

Yo creo que aquí hay mucha capacidad, este es un aporte ab-

solutamente personal. Ayer hemos escuchado a alguno de

nuestros panelistas referirse a hacer ajustes importantes en

la norma que regula el sistema financiero. Si hay una pata

coja en el país es justamente un ajuste al sistema financie-

ro para permitirles a las compañías nacionales que puedan

ser directamente contratistas y no ser subcontratistas de

una gran compañía internacional que si tiene la espalda para

poder encarar un proyecto grande que podría encararlo cual-

quiera de ustedes sin ningún problema siempre y cuando la

norma financiera se lo permita. No soy experto en el tema

financiero pero se ve a las claras que aquí hay un problema

muy complejo en el tema de las garantías que habría que

ajustar. Entonces recogiendo esas iniciativas creo que es im-

portante que lo mencionemos en algún momento..

Conclusiones

97

MEMORIA

FIGAS2012René Arze, gerente general de Schlumberger Bolivia

Lo mío es bastante simple. La verdad que después de estos

casi 3 días escuchando panelistas de diferentes países con

expertise en diferentes áreas lo que más ayudaría a Bolivia

sería buscar nuevos horizontes. Me gustaría transmitir e in-

vitar a la gente de YPFB Corporación que asista masivamente

a este foro tan importante.

Miguel Zabala, Comisario General del FIGAS

Para información tuya y de los presentes hemos invitado a

todas las autoridades en los tres eventos anteriores. Tuvimos

la presencia del presidente de YPFB, de los viceministros, mi-

nistros etc. Probablemente la agenda estaba más saturada

que en años anteriores. Esperamos que en el próximo Foro

tengamos respuestas a nuestras cordiales invitaciones. In-

cluso invité al vicepresidente del Estado personalmente y

con todas las prerrogativas del protocolo para que puedan

estar pero no pudimos contar con su honrosa presencia en

este Foro. De todas maneras lo vamos a tomar en cuenta

e insistiremos en este tema invitándolos cordialmente a la

próxima versión.

La verdad que hemos recibido muchas muestras de cariño de

Tarija vuelvo a decir que no tanto apoyo, sino cariño y para mí

eso es muy importante. Quiero agradecer a Álvaro Baldivieso

de la Federación de Empresarios que ha comprometido todo

su apoyo para el próximo año. Eso de verdad es muy valioso

para nosotros.

El próximo año en alguna fecha de noviembre estaremos en

Tarija en el V Foro Internacional del Gas y Energía y les pro-

metemos de verdad una canasta de panelistas del más alto

nivel como lo hemos tenido en este Foro y en los tres anterio-

res.Me siento muy orgulloso de poder recibir aquí en nuestro

país a personalidades tan prestigiosas.

Asimismo quiero destacar la participación de los empresa-

rios bolivianos. De verdad estoy impresionado por el trabajo,

por el aporte que han hecho. Ustedes han visto las ponen-

cias el día de ayer de verdad, el trabajo que está haciendo

Eduardo, Gonzalo, Miguel, Nelson. Estamos a nivel de los

estándares internacionales no tenemos que envidiarle a

nadie entonces sintámonos optimistas porque de verdad

tenemos todas las condiciones de competir con cualquiera.

Me olvidaba de Carlos Vidal que nos hizo una presentación

tecnológica, aunque el internet no lo acompañó ahí y este es

un tema que debemos trabajarlo como política de Estado.

Hay que irles dando apoyo para que nos ayuden en mejo-

rar la carretera virtual de información para que tengamos

un mejor internet en Bolivia y podamos acceder a la mejor a

la tecnología para que su software funcione mejor para que

ahorremos tiempo y plata.

Iver Von Borries (lectura de las conclusiones)

Un gusto poder ya casi cerrar este evento tan prestigioso y

que siempre tiene tanto éxito. Las conclusiones a las que se

han arribado en resumen son las siguientes:

1.- Los servicios y suministros se constituyen en un eslabón

fundamental dentro de la cadena hidrocarburífera nacional.

2.- Bolivia atraviesa un periodo post nacionalización donde

se encaran proyectos de industrialización pero donde no pue-

de descuidarse el área de exploración, en que las empresas

de servicios desempeñan un rol preponderante. Únicamen-

te una campaña exploratoria agresiva permitirá cumplir los

compromisos de abastecimientos internacionales del mer-

cado interno y de los proyectos de industrialización antes

mencionados.

3.- Las experiencias de empresas internacionales de ser-

vicios de otros países se constituyen en una ayuda valiosa

para optimizar resultados, transferir tecnología y sobre todo

capacitar profesionales, técnicos y mano de obra boliviana.

conclusiones

98MEMORIA

FIGAS2012

4.- Casos de éxito como el de Serpetbol demuestran que los

profesionales bolivianos y las empresas bolivianas son capa-

ces de competir en igualdad de condiciones en el extranjero

con empresas extranjeras de talla mundial y con óptimos

resultados; sin embargo el acceso al crédito a empresas bo-

livianas mediante una modificación a la normativa bancaria

permitirá la contratación directa de estas empresas con el

beneficio consiguiente.

5.- Persiste el desfase normativo producto de la promulga-

ción de la Constitución Política del Estado con posterioridad

a la ley de hidrocarburos. Alinear los conceptos y principios

de una nueva Ley de Hidrocarburos con los lineamientos

constitucionales eso es de trascendental importancia. La

promulgación de una nueva Ley de Inversiones también se

constituye en una sentida necesidad para brindar seguridad

jurídica a la inversión nacional y extranjera a través del incen-

tivo y estabilidad normativa. Asimismo se sugiere una mayor

coordinación entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la

Dirección de sustancias controladas para dar celeridad a los

tramites y demoras.

6.- Decir que el desafío para la industria del gas y petróleo en

Bolivia es grande por lo que recomendamos la implementa-

ción de una adecuada y transparente política energética, así

como la colaboración de todos los actores involucrados, Go-

bierno central, Gobernaciones, Municipios, así como empre-

sas y profesionales en su conjunto a fin de generar sinergia y

traducir este trabajo en desarrollo y prosperidad para el país.

Conclusiones

MEMORIA

FIGAS2012

MEMOrIa FOTOgráFIca

100MEMORIA

FIGAS2012

IMáGENES DEL FIGAS 2012 | FORO

Autoridades de carácter departamental, regional y local participaron activamente en la noche de la inauguración de la

cita internacional, distiguiéndose como huéspedes ilustres a los

disertantes provenientes de otros países.

El Concejo Municipal con su direc-tiva en pleno fue el encargado de

dar la bienvenida e inaugurar este espacio de debate y discusión

energética. En esta versión al igual que

en las anteriores generó gran expectativa entres los asistentes y de los medios de comunicación social que cubrieron cada una de

las jornadas.

101

MEMORIA

FIGAS2012ALMUERZO

Los coffee break y los almuerzos fueron los espacios informales para la conversación agradable sobre temáticas diversas en un marco de camadería y relación entre visitantes y actores de larga trayectoria en la industria petrolera y energética. Asimismo, muchos aprovecharon esta excelente oportu-nidad que brinda el Foro para el intercambio comercial o networking, puesto que están presentes representantes de diferentes segmentos de la cadena de los hidrocar-buros y energía y se facilitan los diferentes contactos.

102MEMORIA

FIGAS2012

IMáGENES DEL FIGAS 2012 | EXPOFIGAS

La Expo Figas 2012 permitió a las compañías del sector petrolero y energético, además de otras

de rubros diferentes que prestan servicios a las mismas, mostrar

a a la masiva concurrencia sus operaciones, las actividades que

realizan y los beneficios que reciben las comunidades con la

labor que realizan.De sde arriba en sentido del reloj,

los stands de Repsol, ANH, Transie-rra y Campos de Solana, la bodega

oficial del evento.

103

MEMORIA

FIGAS2012PREMIACIÓN

Expositores y disertantes fueron distinguidos por la organización del FIGAS y las autoridades locales destacándose su aporte valioso para la elaboración de las políticas energéticas a nivel nacional y la consolidación de Tarija como el mejor escenario para esta actividad, por ser el centro hidrocarburífero del país.

104MEMORIA

FIGAS2012

IMáGENES DEL FIGAS 2012 | NOCHE CHAPACA

Además de la calidad de las presentaciones y el impacto de la Expo FIGAS, la tradicional Noche

Chapaca se ha convertido en el aderezo especial que acompaña

la realización del evento. En esa esperada cita nocturna, los

asistentes al Foro disfrutan de la más exquisita variedad de quesos,

vinos y el mejor “Chancho a la Cruz”, delicia gastronómica que

deja deliciosos recuerdos, junto a melodías entonadas por el mejor conjunto musical local configuran

una noche de confraternización inolvidable.

www.figas.org