Success through more efficient use of technology – DEA at EAGE 2016 in Vienna

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From 30 May to 02 June, DEA is presenting recent projects and technology highlights at Europe’s most important technology event of the oil and gas industry, the 78th EAGE Conference and Exhibition.

“In exploration and production of oil and gas, sustained quest for technical solutions and the constant search for efficiency-enhancing concepts are daily business”, says Manfred Böckmann, Senior Vice President Exploration DEA Deutsche Erdoel AG.

These measures are a prerequisite for a continuing assurance of our high safety and environmental standards on the one hand and the economic viability of the projects on the other. In times of low oil prices, this is becoming increasingly important and the EAGE offers an ideal platform for the essential exchange of ideas and the discussion of new approaches, together with the experts of other E&P companies, the service industry and the representatives of science”, Böckmann adds.

At DEA’s booth (Stand No. 2230, Hall B), the visitors can experience live presentations of case studies from international DEA projects and are invited to discuss current industry topics with the DEA experts during the coming days.

DEA Deutsche Erdoel AG is an international operator in the field of exploration and production of crude oil and natural gas based in Hamburg. Its focus is on safe, sustainable and environmental conscious exploitation of oil and gas. DEA has 117 years of experience working along the whole upstream value chain as operator or project partner. With a staff force of 1,400 employees DEA has shares in production facilities and concessions in, among others, Germany, Norway, Denmark, Egypt and Algeria. Moreover, in Germany, DEA also operates large subsurface storage facilities for natural gas.

Copyright: Your Oil and Gas News

Reparación y Control de pozos

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Al hablar del Control de pozos, existen diversas razones que justifican un trabajo de reparación de pozos, pero la mayor parte de ellas se puede agrupar en seis categorías básicas:

  • Reparar o sustituir equipos dañados.

  • Reparar daños naturales dentro del pozo.

  • Disparar para poner otra zona en producción.

  • Aumentar la producción de una zona existente.

  • Convertir el pozo de productor a inyector y viceversa.

  • Sustituir el equipo de levantamiento artificial.

El termino reparación (también conocido como rehabilitación, reacondicionamiento o workover) se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su productividad y estas se dividen en dos:

  1. Reparación Mayor: son trabajos de intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de flujo de la zona productora o de inyección. Este tipo de operación tienen un alto costo y presentan producción diferida, por lo cual, la selección del pozo candidato tienen una gran importancia así como un análisis y un buen diagnóstico de la problemática a la que se enfrenta. Algunas de estas actividades son:

  • Estimulaciones matriciales

  • Fracturamientos hidráulicos y/o ácidos

  • Cambios de intervalos productores

  • Redisparo

  1. Reparación Menor: son trabajos de rehabilitación de los pozos cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar las propiedades petrofísicas de la zona productora o de interés.

A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos:

  • Reacondicionamientos de aparejos de producción o inyección.

  • Cambios de aparejo o empacador por comunicación o daño.

  • Limpieza de pozo: Aparejo de producción o inyección. Fondo del pozo.

  • Corrección de anomalías de tubería de revestimiento.

  • Inducciones.

  • Mantenimiento a conexiones superficiales.

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Otorgan permisos de generación eléctrica

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La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ya otorgó 239 permisos para la generación de electricidad a empresas privadas, esto como parte de las acciones que se llevan a cabo para un mayor desarrollo del sector, que permita contar con mejores tarifas para los usuarios finales, en el mediano y largo plazo.

De acuerdo con información del órgano regulador, estas autorizaciones representan inversiones estimadas en 61 mil 949 millones de dólares que los particulares estarán ejerciendo en los siguientes años para el desarrollo de diversos proyectos.

Se espera que este tipo de planes logren detonarse con mayor celeridad debido a las subastas de electricidad de largo plazo que ha comenzado a emitir el gobierno federal, pues ello garantiza la venta de la energía  a precios competitivos y por ende el retorno del capital ejercido.

La CRE menciona que de los 239 permisos de generación que ya han sido otorgados, el 42.7% representan planes de desarrollo en materia de tecnologías renovables como es el caso de la energía solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica, entre otras fuentes limpias.

De tal forma que de los 61 mil 949 millones de dólares que se espera sean ejercidos por los desarrolladores, al menos 36.2 por ciento, equivalente a 22 mil 434 millones de dólares son representados por el sector de las energías limpias.

Estos permisos han sido otorgados bajo el amparo de la nueva regulación creada con la aprobación de la Reforma Energética, con lo cual se busca dar una mayor participación de empresas privadas en el mercado eléctrico nacional, que permita generar una mayor competencia y con ello mejores tarifas para los usuarios finales.

Como parte de la nueva regulación la CRE también ha recibido siete solicitudes para la migración de permisos al régimen ya vigente, es decir, las empresas que ya contaban con estas autorizaciones, obtenidas antes de la reforma, ya buscan el cambio con el cual puedan operar bajo el nuevo contexto.

Esta acción, también representa inversiones por 181 mil millones de dólares.

Licitaciones

Guillermo García Alcocer, presidente de la CRE, dijo que las autorizaciones  otorgadas se suman a las más de mil que ya tiene la Comisión Federal de Electricidad para las plantas que están operando.

Aseguró que el número de solicitudes y permisos que puedan sumarse en lo que resta del año, dependerán de lo atractivas que sean las siguientes subastas eléctricas.

Por lo que muchos de los proyectos, a los cuales ya se les dieron la autorización para su desarrollo, están esperando lograr un contrato dentro de estos procesos.

“Estos permisos nuevos están con mucho ánimo y ganas de participar en las subastas que está lanzando la Sener y muy sorprendente es que muchos de ellos son de energías renovables. El resultado de las subasta, toda la asignación de la primera fue para solar y eólica, no hubo una sola planta de gas, me parece que los contratos que se asignaron en la subasta uno nos dan cuenta que la energía renovable en México es muy viable, es algo que sorprendentemente es barato”.

El funcionario recordó las ventajas alcanzadas por la CFE durante la primera subasta eléctrica de largo plazo, pues en el proceso estableció un costo máximo de 70 dólares el kilowatt hora, mientras que los privados lograron hacer ofertas de hasta 40 dólares, “casi la mitad de lo que se planeaba pudiera costar este tipo de energías”.

Fuente: Excelsior

Over 20 Oil Companies Register for Auction Mexican Gulf Blocks

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For the auction of 10 blocks in waters of the Gulf of Mexico 21 oil companies have registered to participate, among them Spanish Repsol, Norwegian Statoil and French Total, together with Mexican Pemex, it was known today.

British BP, Anglo-Dutch Shell, Chevron and Exxon Mobil, both of the United States have also registered.

These four international megacorporations, which in the past made up the influential group known as The Seven Sisters, and for decades were owners of the Mexican crude, attempt to recover the exploitation of oil fields, says daily La Jornada.

Through the license contract, the National Commission of Hydrocarbons (CNH) allows winner companies to exploit oil deposits.

Up to 1938, before nationalization of the oil industry, decreed by president Lazaro Cardenas, seven foreign companies -five of the U.S. and two British- were owners of Mexican oil.

As it transcended, the seven transnationals were baptized by Enrico Mattei, considered father of the Italian energy industry, as the Seven Sisters.

The opening date for presentation of proposals for handing concessions on exploitation of a máximum period of 50 years of the 10 auctioned blocks, located in deep waters of the Gulf of Mexico, will be set on December 5, 2016.

Copyright: Prensa Latina

El miedo impulsa el precio del crudo

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Cerca de 3.5 millones de barriles al día no han podido llegar al mercado debido a interrupciones como los ataques de milicias en Nigeria, los incendios forestales en Canadá y la agitación política en Libia. Se trata de más de 3% del total global, según ClearView Energy Partners LLC. Jacques Rousseau, director ejecutivo de hidrocarburos de la firma de investigación calcula que la cifra es, probablemente, la mayor desde que la guerra de Irak en 2003 afectó la producción.

Al mismo tiempo, hay menos recursos para llenar los vacíos. La capacidad ociosa a la que la Organización de Países Exportadores de Petróleo puede recurrir de forma expedita ha disminuido y el exceso de suministro de otros productores, incluyendo las empresas de hidrocarburos de esquisto de Estados Unidos, ha cedido conforme las compañías reducen operaciones ante los bajos precios.

«No hay mucho suministro adicional», dijo Ann-Louise Hittle, analista líder del mercado de crudo para la consultora de energía Wood Mackenzie. «Es ahí cuando empieza a verse el regreso de una prima de riesgo al mercado. Es absolutamente previsible y es, en nuestra opinión, apenas el comienzo».

Los desastres naturales y las perturbaciones políticas en los países productores de petróleo pueden detener la producción e interrumpir las rutas de envío. Eventos de esta naturaleza han impulsado históricamente los precios del crudo porque los operadores se preocupan sobre la disponibilidad de suministros futuros.

Sin embargo, en 2014 y 2015 el mercado ignoró casi todos los cortes ocasionales de suministro, desde las sanciones sobre Irán hasta el cierre de terminales en Libia. Los operadores se concentraron, en cambio, en el creciente exceso de oferta producido por las empresas de esquisto estadounidenses, lo que causó un descenso de 76% en los precios antes de que tocaran fondo en febrero.

No obstante, los operadores señalan que a partir de abril, cuando fracasaron las negociaciones entre los principales países exportadores para congelar de la producción, la reducción de los suministros provocada por interrupciones imprevistas ha sido el principal motor detrás del alza del crudo.

El precio de referencia en EU, conocido como West Texas, pasó de 27 dólares el barril en febrero a 50 dólares el barril durante la jornada del jueves. El viernes, el barril se ubicó en 49.33 dólares, un descenso del 0.3%. El Brent, la referencia global, ha tenido una trayectoria similar y el viernes alcanzó 49.32 dólares por barril.

Una huelga de trabajadores petroleros en Kuwait en abril interrumpió temporalmente casi la mitad de la producción del país. Incendios forestales en Alberta, Canadá, obligaron este mes a cerrar las plantas de producción en la región de arenas bituminosas.

La milicia autodenominada Vengadores del Delta del Níger asumió la responsabilidad por los atentados a plantas de producción y a una terminal de exportación de crudo en Nigeria, cuya producción ha caído a su menor nivel desde 2009.

Algunos creen que el aumento de los cortes de suministro está relacionado con los menores precios del crudo. Cuando el petróleo se abarata, los presupuestos de los países productores sufren las consecuencias. Eso dificulta que los gobiernos eleven el gasto para sofocar la agitación social y priva a las plantas productoras del dinero necesario para mantenimiento y recuperación.

«Con un barril a 100 dólares, usted puede ocultar muchos de los problemas con dinero», dijo Helima Croft, directora de estrategia de materias primas de RBC Capital Markets. «2016 está resultando ser el año del ajuste de cuentas para los productores más débiles».

Incertidumbre a corto y medio plazo

Algunos analistas estiman que el impulso en los precios derivado de las interrupciones se está desvaneciendo. El gobierno canadiense levantó la orden de evacuación obligatoria en ciertas zonas petroleras de Alberta y la producción de Kuwait ha vuelto a la normalidad.

Algunos analistas incluso prevén un alza de las exportaciones de Libia, donde la agitación política ha mantenido la producción por debajo de su capacidad durante años.

«Parte del optimismo tiene que ceder», dijo Rob Haworth, estratega sénior de inversión en U.S. Bank Wealth Management, que administra 128,000 millones de dólares. «Esto tiene ciertos límites».

Otros analistas no están muy seguros de que se acabarán las interrupciones.

Irak, Nigeria y Venezuela representaron, en conjunto, 25% de la producción total de la OPEP en abril, según la Agencia Internacional de Energía. Cada uno de ellos tiene problemas de recortes o está amenazado por posibles interrupciones.

Irak trata de mantener alta su producción en medio de las amenazas de Estado Islámico. Numerosos analistas advierten que la producción podría caer en Venezuela debido a los crónicos cortes de electricidad en un país en plena crisis económica y a las disputas sobre pagos a proveedores internacionales de servicios petrolíferos.

Los atentados de militantes continúan en Nigeria, incluyendo el que tuvo lugar el jueves pasado ligado a una instalación de Chevron Corp.»Usted podría estar viendo un recorte sostenido durante un largo período», advirtió Croft, de RBC, sobre la producción total del país.

Las interrupciones imprevistas de la producción de crudo alcanzaron su mayor nivel desde al menos 2003, cuando la guerra en Irak detuvo brevemente casi toda la producción de ese país, según los analistas.

Durante la Primavera Árabe de 2011 y el derrocamiento del líder libio Muamar Gadafi, las interrupciones de suministro ayudaron a catapultar los precios mundiales del crudo por encima de 110 dólares por barril en promedio ese año y 2012, frente a un promedio de alrededor de 80 dólares por barril en 2010.

Desde finales de 2012, los cortes de suministro globales han retirado más de dos millones de barriles diarios de crudo del mercado mundial, según los cálculos ClearView. A mediados de 2014, el temor a la pérdida de producción después de que Estado Islámico pasara a controlar algunas ciudades iraquíes ayudó brevemente a elevar los precios por encima de 110 dólares el barril.

Si la oferta estuviera creciendo rápidamente, las interrupciones podrían no tener un gran impacto en los precios. Sin embargo, la producción en EEUU y otras partes del mundo han descendido conforme las empresas recortan el gasto.

«Hoy, no parece que vamos a ver un retorno a las condiciones de exceso de suministro», predijo Bo Christensen, analista jefe de Danske Invest, que gestiona 100.000 millones dólares en activos. «Eso hace que el mercado sea susceptible a otros tipos de riesgos, incluidos, por supuesto, los geopolíticos».

Fuente: El Economista

Perforación en aguas profundas

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Cuando se habla de perforación, se debe considerar que al incrementar la profundidad se incrementan los problemas o riesgos ya que hay variables como la presión de poro y la presión de fractura que tienen otro comportamiento, aunado a esto se deben considerar las dificultades inherentes al trabajo Off shore como son las corrientes marinas, los cambios de temperatura y la operación remota.

Perforar un pozo en este nivel puede llegar a tener un costo 100 veces mayor al de las perforaciones terrestres, corriendo el riesgo de tener una probabilidad de éxito de 20 a 50% menor, dado que el presupuesto depende de la selección y dimensionamiento de los conceptos estructurales, que a su vez son definidos en base a factores como el tirante de agua, las condiciones ambientales, las propiedades geotécnicas, la topografía del suelo marino, los peligros geológicos, la presencia del hielo en el agua, y la sismicidad de la región.

El término aguas profundas se refiere a pozos petroleros en mar abierto cuya profundidad está entre los 500 y mil 500 metros, para las cuales suele requerirse contar con una plataforma flotante y/o de sistemas submarinos de producción, los cuales reciben a los hidrocarburos provenientes de los pozos y los envían a través de ductos y/o risers a instalaciones marinas cercanas o en tierra para su procesamiento, almacenamiento o venta.

Dentro de los sistemas flotantes de producción se encuentran los Buques de Producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO´s por sus siglas en inglés), las plataformas Semisumergibles (Semi´s), las Plataformas de Piernas Atirantadas (TLP´s por sus siglas en inglés), y las plataformas tipo Spar.

La característica distintiva entre las plataformas fijas y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de operación. Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como ejemplo a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas (topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de producción y exportación/importación

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Llevan energía solar a dos millones de campesinos

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Con el objetivo de dotar de energía eléctrica a dos millones de personas en comunidades rurales del país e impulsar su desarrollo, la empresa Enlight inició la instalación de paneles solares fotovoltaicos para familias en Chiapas y Oaxaca.

Y es que el desarrollo de energía solar en México está en crecimiento y beneficiará no sólo las zonas urbanas del país, sino también a las comunidades rurales donde se requiere de electricidad para su bienestar y mayor crecimiento, destacó Roberto Capuano, director de Enlight, informa Notimex.

Resaltó en entrevista que esta empresa, una de las principales de energía solar en México, inició la instalación de equipos y tecnología que permite a los usuarios de las comunidades rurales el manejo en forma accesible, además de capacitación en el uso adecuado de esta tecnología y asesoría de coparticipación comunitaria y adaptación a la misma.

Esto dentro del proyecto ‘Refiere y Ayuda’ que Enlight e IluMéxico están impulsando en favor de las zonas rurales. Todo ello permite que se tenga un alto impacto social, económico y ambiental, destacó el directivo.

Este programa es una iniciativa conjunta para promover el financiamiento en la instalación de sistemas solares unifamiliares en comunidades rurales a partir de la generación de energía solar en zonas urbanas, señaló.

Esto significa que por cada cierto número de sistemas solares que Enlight instale en viviendas urbanas en ciudades como México, Monterrey o Guadalajara, una familia de una comunidad rural podrá contar con financiamiento para adquirir un sistema solar para su vivienda.

Enlight se ha destacado por ubicarse entre las primeras cinco empresas del sector en México que instala sistemas inteligentes de energía solar y que está introduciendo al país tecnología de punta a nivel mundial en este sector.

La tecnología aplicada permitirá a las familias tener electrificación durante la noche, además de otros usos que son una base para su desarrollo, destacó Capuano.

 

Fuente: Sipse.com

Exxon, Total, Chevron In Talks With Pemex On Gulf Prospects

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Petroleos Mexicanos is in talks with Exxon Mobil Corp., Total SA and Chevron Corp. as Mexico’s struggling state-run oil producer seeks partners to develop deepwater crude in the Gulf of Mexico.

Pemex may also start discussions with Oslo-based Statoil ASA, according to company press officials who asked not to be named because of policy. Pemex seeks Areas of Mutual Interest agreements to evaluate whether the companies have opportunities to work together in offshore areas.

The talks would indicate the world’s oil majors are interested in partnering with Pemex to produce the country’s underdeveloped crude reserves or bid with Mexico’s state-owned operator in the country’s first-ever deep water auctions in December. Pemex, which deferred investments in deepwater fields this year amid a $5.5 billion budget cut, has reiterated that it seeks to partner with the world’s largest producers to develop Mexico’s crude reserves, estimated by the country’s oil regulator at the equivalent of 10.24 billion barrels of crude at the end of last year.

«They will use the tools in the energy reform to do this,» Nymia Almeida, a senior credit officer for Moody’s, said at a conference in New York, when asked about Pemex forming partnerships and selling assets, which the company intends to do. «Any deal would be better than none, even if it starts little by little.»

Hakon Fonseca Nordang, head of communication for Statoil in the U.S. and Mexico, declined to comment on any discussions, saying that Statoil and Pemex have for years had a General Cooperation Agreement involving research and technology exchange between the two companies. Scott Silvestri, an Exxon spokesman, declined to comment, as did Isabel Ordonez, a spokeswoman for Chevron in Latin America.

Deepwater Auction

Mexico hopes to raise $44 billion in investment in its first-ever sale of deepwater areas in the Gulf of Mexico, scheduled for Dec. 5. The country will auction 10 areas in the Perdido area near the maritime border with the U.S. and in the southern gulf’s Cuenca Salina.

Seventy-six percent of the country’s prospective oil resources are located in the deep waters of the Gulf of Mexico, according to Energy Minister Pedro Joaquin Coldwell. Pemex, Statoil, Chevron and Exxon are among 16 companies that are in the process to qualify to bid in the deep water auctions

Oil Gulf prospects

Copyright: Rig Zone

Aguas mexicanas del Golfo, la región más explorada hoy

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La Reforma Ergética mexicana del 2013-2014 detonó una revolución en materia de exploración y estudio del subsuelo marino mexicano, al grado de que, en los últimos dos años, la porción mexicana del Golfo de México —55% de las aguas de éste— se ha convertido en la región con mayor actividad exploratoria de hidrocarburos en el mundo, reveló Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Lo anterior, gracias a los permisos de exploración superficial que el órgano regulador ha otorgado hasta ahora a 14 grandes empresas geofísicas del mundo —que a la fecha suman ya 34—, lo que ha sido posible gracias al rompimiento del monopolio de exploración que detentaba Petróleos Mexicanos (Pemex), quien en los últimos años careció de recursos financieros suficientes para realizar una mayor y más meticulosa prospección, sobre todo en atractivas zonas como aguas profundas y cuencas complejas como las subsalinas.

“Ésta es la punta de lanza de la reforma energética; si a mí se me pregunta por un dato duro con el cual medir el éxito de la reforma energética, una respuesta es el número de permisos para exploración y la actividad prospectiva que han detonado”, asevera enfático Zepeda Molina, en entrevista con El Economista.

Independientemente del aceptable desempeño de la Ronda Uno de licitaciones petroleras hasta ahora, afirma, es la intensificación de la actividad exploratoria lo que refleja la apuesta de largo plazo de la industria petrolera global en México, “porque si las petroleras están financiando estudios de millones de dólares, es porque están apostándole a que México no sólo va a sacar la Ronda Uno, sino que la información recabada va a servir para las licitaciones que vienen”.

Datos duros: hasta el momento, sólo para exploración superficial, definida ésta como la generación de conocimiento sísmico o, como describe Juan Carlos Zepeda, “un ultrasonido del subsuelo” que permite saber qué recursos hay debajo, las grandes firmas geológicas como TGS, PGS, Schlumberger, EON, entre otras, habrán invertido más de 2,500 millones de dólares en los siguientes tres años, tiempo en el cual lograrán obtener nada menos que 71% de la información sísmica en dos dimensiones (2D) que acumuló Pemex en toda su historia como monopolio de exploración y 3.2 veces la sísmica en tres dimensiones (3D) que logró.

—¿Qué es importante saber sobre la CNH que no ha sido bien conocido hasta ahora?

Cuando vemos a la CNH siempre nos preguntamos por el tema de las licitaciones y eso es muy importante, pero la CNH no es sólo el administrador de contratos y el regulador del sector de hidrocarburos, por ley somos también la agencia del gobierno federal encargada de desarrollar la información, el conocimiento y la inteligencia que le dé el apoyo para definir una política de hidrocarburos de futuro.

Esto se traduce en que la ley refiere que la CNH tiene que crear una instancia que se llama el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), que en principio tiene como mandato constituirse al migrar toda la información técnica, sísmica, de rocas, fluidos, etcétera, que Pemex ha generado en su historia en materia de exploración y producción —lo cual se concluirá este mes de agosto—, pero hacia adelante recabará toda la información que tanto Pemex como los privados sigan generando. El propósito es contar con la mejor información para fundamentar y emitir recomendaciones robustas al Estado sobre cuáles bloques de hidrocarburos licitar.

—¿Cuál es la naturaleza legal de la nueva información que generen los privados?

La reforma constitucional en materia energética abrió la industria petrolera a la participación de los privados, mexicanos y extranjeros, pero con ello se abrió también la industria de la información, que es la punta de lanza de la reforma. Si una empresa de geofísica dice que hay interés en estudiar tal área, ahora se puede.

No obstante, por ley, toda la información generada será propiedad de la nación, si bien los privados pueden recuperar su inversión gracias a una licencia que les da el derecho de comercializarla por 12 años. Sin embargo, la CNH puede utilizar y explotar la información en beneficio del Estado inmediatamente, para definir si hay potencial para realizar alguna licitación.

—¿Cómo funciona la industria de la información sísmica?

Es otra industria dentro de la industria petrolera. Están las petroleras, Pemex, Shell, Exxon, Total, etcétera, y son ellas las que evalúan los proyectos, toman la decisión y arriesgan el capital, dicen: “vamos a explorar aquí, vamos a perforar, hágase un pozo aquí”. Si encuentran ganancia, bien, pero si no, asumen el costo. Una empresa petrolera es la que arriesga el capital, pero las petroleras no ejecutan, no perforan y no exploran, todo eso lo hacen subcontratistas especializados.

En materia de información, quienes van con los aparatos para generar una onda acústica que genere una reflexión y tener la sísmica tampoco son las petroleras, sino empresas de servicio. Éstas son las que se acercan a partir de la reforma y le dicen a la CNH: “yo quiero un permiso para explorar aquí”, pero cuando se acercan, antes de eso, fueron con las petroleras para preguntarles en dónde les gustaría que les diera el servicio de hacer un estudio sísmico, para lo cual les dan un prefondeo, dado que al final terminarán vendiéndoles la información.

—¿Qué tan rápido se está explorando México?

Lo que la industria me dice, me atrevería a apostar, porque es lo que se dice en la industria, que no hay una zona del mundo que se esté explorando tanto como México ahorita. Estaba en un foro y me decían algunos escépticos de la reforma, “oye es que con la reforma se decía que habría un boom de exploración”, y yo les digo, “¿Qué crees?, que es algo que efectivamente está ocurriendo”. Hay una explosión de información. No hay ninguna otra zona que se explore hoy en el mundo como México.

—¿Hay antecedentes de lo que hoy sucede en México?

En general, todo es práctica internacional, si bien existen innovaciones propias en el diseño mexicano. Esta explosión de información igual ocurrió en Brasil en 1997, seis años después de la apertura de su sector petrolero habían incrementado su acervo de información 50 por ciento.

En Brasil, platicando con mis homólogos de la Agencia Nacional del Petróleo brasileña, me comentaban, por ejemplo, que gracias a los permisos de exploración que dieron se generaron los indicios para descubrir el megayacimiento Presal.

—¿En qué grado de prioridad estaba la exploración en Pemex?

La inversión en exploración que históricamente tenemos es bajísima respecto de cualquier parámetro internacional. Lo que ocurre es que teníamos una de las macrocuencas petroleras más importantes del mundo, el Golfo de México, y más de la mitad de éste, 55% de jurisdicción mexicana, estaba cerrado al mundo y Pemex lo exploraba, pero a un ritmo completamente inferior en relación con el potencial de la macrocuenca.

—¿Qué tanto ha evolucionado la tecnología de exploración y cuál es su impacto?

Muchísimo. La gente puede decir que cómo es posible que la industria internacional esté volcada a explorar México cuando se supone que ya estaba explorado. Sí, pero cuando sales a explorar, a buscar, cada que cambia la tecnología quieres salir a buscar otra vez. Si se te pierde una moneda en el jardín de tu casa puedes salir a buscarla con una lamparita en la noche y es difícil que la encuentres, pero luego si te traen un detector de metales, es obvio que quieras salir otra vez.

Eso pasa en la industria petrolera. Pemex ha tenido mucha información, pero tiene cosas recientes y cosas que son de muchos años atrás. La de aguas profundas es la sísmica más reciente que tomó y es sísmica tridimensional, pero por ejemplo, de la tercera fase de la Ronda Uno, la de campos maduros en tierra, mucha de la información sísmica era de archivos PDF, porque la información era viejísima.

Siete puntos a saber sobre las empresas de la industria de la información sísmica:

A través de ondas de sonido, desarrollan imágenes sobre la geología debajo del subsuelo marino, con el propósito de identificar la presencia de hidrocarburos.

Son independientes de las empresas petroleras, que les pagan para realizar los servicios de exploración superficial.

En México, hasta antes de la reforma energética, sólo Pemex decidía qué se exploraba, pero el sector actualmente se encuentra abierto.

En nuestro país, toda la información que generan pertenece al Estado, pero éste les puede otorgar licencias de comercialización por 12 años.

Las áreas de exploración en México no son exclusivas, por lo que más de una empresa puede obtener información sísmica de una sola área.

Con la información sísmica que recaba, la CNH desarrolla la inteligencia para sugerirle a la Secretaría de Energía qué áreas son atractivas para licitación.

Algunas empresas que ya realizan exploración superficial en el país son Schlumberger, TGS, PGS, Dolphin Group y Petroleum Geo Services.

Ronda 1.4, la más informada

La cuarta fase de licitaciones petroleras de la Ronda Uno (Ronda 1.4), en la que se concursarán bloques de aguas profundas, es la que mayor y más completa información sísmica ha contenido hasta el momento dentro de la ronda, lo que se refleja en el amplio interés mostrado por las petroleras para acceder al cuarto de datos de la licitación, siendo 23 empresas petroleras las que han pagado la entrada.

“Los cuartos de datos de esta licitación son muy grandes; además de que hay información nueva en el mercado. Ésta es la licitación donde hay mucha más inversión en conocimiento”, dijo Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH.

Se trata de la información más reciente recabada por Petróleos Mexicanos (Pemex) mientras aún era el monopolio petrolero del país, la cual incluye proyecciones tridimensionales. El costo del paquete mínimo de información es de 2.5 millones de dólares.

Zepeda Molina dijo que además del acceso básico, diversas petroleras solicitaron adquirir licencias de toda la información sísmica de aguas profundas que México tiene. “Estas empresas entre los paquetes de datos y el pago de la información de aguas profundas a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos han pagado 119 millones de dólares. Ése es un dato tremendo”.

El próximo 5 de julio vence el plazo para la entrega de documentación para la precalificación de los interesados en participar en esta licitación y el 24 de agosto se publica la lista de los precalificados. El 4 de noviembre es la fecha límite para modificar la estructura de los licitantes y el concurso se llevará a cabo el 5 de diciembre.

Entre las empresas que han iniciado ya su proceso de precalificación figuran Chevron, Shell, Total, Exxon Mobil, Statoil, British Petroleum, BHP Billiton, Petronas y Pemex.

Farmouts, clave para revertir caída productiva.

Las asociaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) con privados para la exploración y producción petrolera, los llamados farmouts, son el eje de la instrumentación de la reforma energética, pues estas actividades se desarrollarán en las mejores áreas prospectivas, las que se le dieron a Pemex en la Ronda Uno, y de ellas dependerá revertir en lo más próximo la caída de la producción petrolera del país, afirmó Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Estamos en un entorno internacional muy competido, difícil para captar inversiones. Las mejores oportunidades de inversión, en donde están las reservas en donde podemos generar un aumento en los próximos años que revierta la caída de la producción, son las áreas que se le dieron a Pemex”, afirmó el funcionario.

Destacó que existe un atractivo particular en los yacimientos de aguas profundas, los de mayor complejidad y exigencia de recursos de inversión, y ejemplificó con el caso del Golfo de México de jurisdicción estadounidense, en donde se producen 1.4 millones de barriles diarios de petróleo y 80% corresponde a depósitos profundos o ultraprofundos.

“En México se producen cero barriles en aguas profundas y esto nos debe llamar la atención como una oportunidad de inversión porque la geología no conoce de fronteras políticas”, mencionó.

Para la instrumentación de los farmouts, que por ley se definen a través de una licitación (Pemex no puede elegir con quién asociarse), la CNH tiene la encomienda de organizar el concurso de modo transparente y ordenado, proveyendo de toda la información técnica a Pemex y a las secretarías de Energía y de Hacienda.

 

Fuente: El Economista

What Will Drive LNG Growth for the Next Decade?

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Question: What will be more localized, more widely dispersed and more transparent a decade from now? Answer: The liquefied natural gas (LNG) industry.

A recent Deloitte report on the changing LNG landscape presents such a scenario, and one of the report’s authors credits the United States’ emergence as a gas exporter as a catalyst for the evolution.

«The beginning of exports of LNG from the U.S. in 2016 adds an interesting new component to the global market, expanding the range of options available to buyers both geographically and in terms of pricing basis,» said Andrew Slaughter, executive director of the Deloitte Center for Energy Solutions.

Slaughter, who wrote the report with colleague John England, also sees liquid hub-based pricing becoming a more viable option compared to longstanding oil-linked LNG pricing formulas.

«It will be interesting to see whether this type of competition results in changes in strategy from the more traditional LNG suppliers,» Slaughter said.

In a recent interview with DownstreamToday, Slaughter elaborated on the Deloitte report’s findings. Moreover, he explained why – despite the unease felt by many in the LNG sector – he sees reason for industry players to be optimistic. Read on for his insights.

DownstreamToday: How would you summarize the current upheaval in the global energy market, and where does LNG fit in amid this dynamic environment?

Andrew Slaughter: In the short term, the global energy market is still adjusting to a lower oil price environment, in which crude oil prices dropped from above $100 per barrel down to $30-$40 levels since June 2014. While the primary causes of this were an accumulating imbalance of oil supply growth, relative to oil demand growth, the LNG market was not immune to the consequences. Long-term contract prices for LNG, which are linked by formula to crude oil price levels, have declined along with crude oil, negatively impacting the cash flow of existing LNG suppliers, as well as putting into question the expected economic returns for new and proposed LNG supply projects.

Over the longer term, in a world where most nations have committed to carbon mitigation policies at COP21, we expect natural gas to be able to increase its share of energy demand around the world, both because of its intrinsically lower carbon intensity than other fossil fuels and also because of its complementarity with renewable energy in the power sector, providing grid stability and reliability when renewable generation is not available. We expect LNG to play a significant part in meeting this growth in gas demand around the world over the next two or three decades.

DownstreamToday: Deloitte has observed that the LNG trade has quadrupled over the last two decades and is poised to double over the next two decades. What were some key attributes of the previous growth period, and what major characteristics would you expect during the next one? Any particularly prominent similarities/differences?

Slaughter: LNG market growth over the past 20 years has predominantly been characterized by the development of large integrated gas projects in which most LNG has been committed to buyers under long-term contracts. This model has been necessary to secure project financing for multi-billion dollar investment in upstream gas development, liquefaction trains, specialized ships and regasification terminals. Using this model, new LNG supply sources have been developed in resource-rich countries like Qatar, Australia, Trinidad and Nigeria; and large new markets have been opened up, such as India and China.

Over the next 10 to 20 years, we expect growth in the LNG market to be associated with the opening up of many more, often smaller, markets served by more flexible supply options, such as floating storage and regasification units, smaller, more modular liquefaction technologies and the growth of both portfolio supplies and LNG traders to more flexibly match supply with market needs. We also expect new and emerging applications for LNG to grow, creating an additional boost to demand – such as LNG as a marine fuel and as a fuel for heavy trucks and rail.

DownstreamToday: You’ve identified seven key factors that should drive LNG growth in the next 10 years. Which of these factors is supported by the strongest evidence? Which factors are more of a guessing game?

Slaughter: Of the seven key factors identified in the Deloitte report, three represent challenges for LNG development, at least for the next several years. The potential slowdown in global economic growth, and perhaps particularly in China, may lead to a near-term slowing of LNG demand, as will continued improvements in energy efficiency which work to decouple demand growth rates from economic growth rates. Thirdly, the amount of new LNG supply capacity planned or announced is a threat to sanctioning the next wave of LNG projects which will likely be needed post 2020.

On the side of opportunity, the other four factors are more favorable to LNG development. These are the reduction of LNG shipping costs, allowing markets to be served more economically; the development of new markets geographically, such as in South East Asia and Latin America; the emerging penetration of LNG into new applications such as for road and marine transport fuels, as well as the larger-scale expansion of LNG as a source for natural gas as a power generation fuel; and the expansion of market liquidity, with more buyers, more sellers, more diverse contract terms and durations making it easier for market participants to structure the right deals to expand their business.

There is fairly strong evidence supporting all these factors, and it will be fascinating to watch how they play out over the next 10 years or so.

DownstreamToday: You’ve no doubt seen industry headlines proclaiming that the era of mega-LNG projects is drawing to a close and that small- and mid-scale projects are on an upward trajectory. What effects on the broader LNG market do you anticipate with the rise of smaller-scale projects?

Slaughter: Smaller-scale projects are emerging on the liquefaction side of the business with project developers proposing smaller and more modular units than have historically been the norm; and also on the regasification side of the business with the increasing deployment of floating regasification and storage units to serve new market locations. Such developments reduce the upfront capital required to launch an LNG project, potentially opening up new sources of financing. And these developments add more flexibility and optionality to the market, and will contribute to the development of new markets and the growth of portfolio players and traders who can play a role in enhancing the efficiency of the market.

DownstreamToday: What is the most surprising thing you learned while preparing your report?

Slaughter: Despite higher-than-accustomed levels of uncertainty about LNG prices, growth prospects and the viability of new supply investments, market participants maintain a high degree of long-term optimism about the future of LNG as a growing and strategic part of the world’s energy supply and trade. This is founded on the attractiveness of natural gas as a fuel in major and emerging markets, for which its lower carbon intensity than other fossil fuels plays a major role; and on the maturing of LNG market structures globally, to accommodate  new contractual options.

 

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