Shell sells onshore Gabon oil assets to Carlyle for $587 mln
Carlyle Group has bought Royal Dutch Shell’s onshore assets in Gabon for $587 million as the world’s largest private equity fund expands in the global oil and gas sector.
For Shell, the deal marks a further step in a $30 billion asset disposal programme to help cut debt after its $54 billion acquisition of BG Group last year. The Anglo-Dutch oil company has sold assets for more than $15 billion since 2016.
Shell’s Gabon assets will be incorporated into Carlyle-backed Assala Energy, which is led by former Tullow Oil executive David Roux and will focus on energy opportunities in sub-Saharan Africa, Carlyle said in a statement on Friday.
The assets operated by Shell produce approximately 60,000 barrels of oil equivalent per day, of which 40,000 boed go to the company. Under the deal, which is expected to close in the summer, Assala Energy will assume a debt of $285 million.
For Shell, the transaction will result in an impairment charge of $53 million after tax which will be taken in the first quarter of 2017, it said in a separate statement. About 430 local Shell employees will become part of Assala Energy.
The capital for the investment will come from Carlyle International Energy Partners (CIEP), a $2.5 billion fund that invests in global oil and gas exploration and production, and the $698 million Carlyle Sub-Saharan Africa Fund (SSA).
Private equity funds have increased their presence in oil exploration and production companies outside the United States since the collapse in oil prices in 2014, snapping up assets from oil companies seeking to reduce debt and narrow operations.
CIEP has invested $500 million in Mazarine Energy to make bolt-on acquisitions in southern Europe and North Africa.
It also set up, together with private equity fund CVC Partners, North Sea investment vehicle Neptune, headed by former Centrica boss Sam Laidlaw, which is expected to make an investment in the near future.
Reporting by Ron Bousso; editing by Alexander Smith / REUTERS
Fri Mar 24, 2017 | 6:04am EDT
El Estado mexicano recibirá el 83.75% de las utilidades generadas en el pozo Amoca-2, de la empresa petrolera ENI, si éste deriva en producción comercial
Es el primer hallazgo de hidrocarburos realizado por una empresa privada en México en más de 70 años
· Los análisis realizados hasta el momento, muestran que el área cuenta con más reservas de lo originalmente estimado
El descubrimiento en el pozo exploratorio AMOCA-2 es el primer hallazgo de hidrocarburos realizado por una empresa privada en México en más de 70 años. Lo anterior, anunciado por la empresa italiana ENI esta semana, es resultado de las oportunidades de inversión que ha otorgado la Reforma Energética, impulsada por el Presidente Enrique Peña Nieto.
Los análisis realizados por la empresa hasta el momento, muestran que el área cuenta con más reservas de lo originalmente estimado. La profundidad de perforación alcanzada fue de 3,500 metros, con este pozo se confirma la presencia de crudo de 18 grados API en yacimientos someros y se espera que a mayores profundidades se encuentre crudo ligero de alta calidad. Este descubrimiento ha superado satisfactoriamente las expectativas originales.
De acuerdo con la empresa ENI, el descubrimiento en el pozo exploratorio AMOCA-2 cuenta con altas probabilidades de obtener aprovechamiento comercial, debido a que el espesor de impregnación de crudo es de 110 metros, lo cual da indicio de grandes probabilidades de producción comercialmente viable.
En el caso de que este descubrimiento derive en producción comercial, el Estado recibirá el 83.75% de las utilidades generadas en este proyecto sin haber comprometido ni un peso del presupuesto destinado a gasto público ni haber recurrido a endeudamiento.
A sólo tres años de su implementación, la Reforma Energética ha permitido que la actividad sísmica se haya duplicado, las inversiones son cercanas a los 2 mil millones de dólares y 19 nuevas empresas participan, lo que propicia que a la fecha, la zona del planeta con mayor actividad sísmica sea la parte mexicana del Golfo de México. Además, de que ya hay cuatro empresas que perforan pozos exploratorios y delimitadores.
Toda esta nueva actividad ya comenzó a dar sus primeros frutos y se espera que se anuncien más descubrimientos en las áreas adjudicadas. Esta nueva oleada de actividad exploratoria se suma a los trabajos de exploración que PEMEX ha llevado a cabo durante décadas.
Con el paso del tiempo, veremos que este nuevo sistema industrial competitivo y diversificado que coexiste con Pemex surgido a raíz de la Reforma Energética, permitirá incorporar reservas y revertir la declinación de la plataforma de producción de crudo en el país.
A tres meses de la fecha de adjudicación de los 15 bloques en aguas someras que conforman la Ronda 2.1, este acontecimiento exitoso en la actividad exploratoria de ENI, estimulará la participación de otros inversionistas en las Rondas que están en marcha.
Dentro de los planes de la empresa ENI se encuentra la perforación de un pozo nuevo Amoca-3 y de dos pozos delimitadores Mizton- 2 y Tecoalli-2.
Notimex
2017-03-26 11:49:37
New oil and gas find offshore Norway
Norwegian energy company Statoil made an oil and gas discovery in the North Sea in an area not previously known to hold reserves, the government said.
Using its Gullfaks C platform, the Norwegian Petroleum Directorate confirmed a discovery of oil and gas in the Gimle field, about 4 miles away from the Gullfaks field that’s already in production. The discovery was made in a so-called wildcat well, a well drilled into an area not previously known to hold reserves.
Considered a relatively minor find, the NPD estimated the size of the discovery at between 6 million and 18 million barrels of oil equivalent.
«The discovery will be produced from a subsequent development well from the Gullfaks C platform,» the NPD stated.
Overall reserves for the Gimle field were proven in December 2004 for Statoil. Ownership issues means processing there needs to be associated with Gullfaks licenses.
The Norwegian government reported production levels for February of 1.67 million barrels of oil per day and 365,000 barrels of natural gas liquids. Oil production in particular was nearly a full percentage point higher than the NPD expected for February.
Apart from Russia, Norway is one of the main suppliers of oil and natural gas for the European economy. Nearly all of its offshore production is slated for exports.
By Daniel J. Graeber / UPI
March 24, 2017 at 6:37 AM
La nueva regulación para Exploración y Extracción en Yacimientos No Convencionales en Tierra
El pasado 16 de marzo de 2017, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF), las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Exploración y Extracción en Yacimientos No Convencionales en Tierra (DACGS-YNC), a través de las cuales la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA) establece la regulación para que estas actividades se lleven a cabo bajo las mejores prácticas y estándares internacionales, con el objetivo de proteger a las personas, las instalaciones y el medio ambiente.
Un yacimiento es una acumulación natural de hidrocarburos en rocas del subsuelo, cuyas características físicas permiten su flujo bajo ciertas condiciones. Cuando dicha acumulación se realiza en rocas generadoras o en rocas almacén compactas (lutitas y esquistos), estamos ante un yacimiento no convencional, en el que la exploración y extracción de petróleo y gas es de mayor complejidad y requiere de técnicas y metodologías especiales.
La técnica más conocida para lograr la extracción en yacimientos no convencionales (que se caracterizan por ser de baja permeabilidad y baja porosidad) es el fracturamiento hidráulico (fracking), técnica inventada por el estadounidense George Mitchell y utilizada por primera vez en 1997, la cual consiste en inyectar agua, reactivos químicos y arena para liberar gas natural y petróleo[2].
De acuerdo con las estimaciones de Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos, correspondientes a 2015, México cuenta con reservas técnicamente recuperables de recursos no convencionales de 545 billones de pies cúbicos de gas y 13.1 mil millones de barriles de petróleo crudo , lo que ha significado para nuestro país la oportunidad de continuar satisfaciendo la demanda creciente de petróleo y gas, ante la tendencia decreciente en la producción de recursos convencionales.
En este contexto, uno de los aspectos de mayor importancia es lograr el aprovechamiento de este tipo de recursos, con la participación de la iniciativa privada, toda vez que se trata de una actividad de altos costos y riesgos.
De hecho, uno de los aspectos más controversiales de las técnicas para extraer recursos no convencionales se refiere a los daños que puede causar al medio ambiente.
Por lo anterior, los operadores deberán minimizar los riesgos tan bajo como sea posible y llevar a cabo sus actividades con base en los estándares que se establecen en el Anexo I de las DACGS-YNC.
En caso de causar daños al medio ambiente, a personas y/o a instalaciones, deberán repararlos y/o compensarlos, bajo el entendido de que el Sector Hidrocarburos opera bajo el principio del “riesgo creado” y los operadores son responsables por los daños que causen con sus actividades.
De ahí que las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las reglas para el requerimiento mínimo de Seguros a los Regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural, publicadas en el DOF el 23 de junio de 2016, señalen también la obligación de contar con seguros con las coberturas de Control de Pozos, Responsabilidad Civil y Responsabilidad Ambiental, a fin de que los operadores cuenten con los recursos necesarios para reparar los daños o perjuicios ocasionados con sus actividades.
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[1] Artículo 2, fracción XLIV de las DACGS-YNC.
[2] http://petroquimex.com/PDF/NovDic2016/GEOGRAFIA-DE-LOS-RECURSOS-NO-CONVENCIONALES.pdf
[3] Fuente: Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Gas Resources, Mexico, Washington, September, 2015, p. 11-1.
Petróleo abre en ligera alza hasta los 48.31 dólares por barril
El precio del petróleo abrió en ligera alza este martes en Nueva York, en un mercado sin certezas ante las perspectivas de oferta de la Organización de Países Exportadores del Petróleo (Opep) y Estados Unidos.
Hacia las 13:00 GMT, el precio del barril de «light sweet crude» (WTI) ganaba nueve centavos hasta los 48.31 dólares en el contrato para entrega en abril del New York Mercantile Exchange (Nymex).
A las 11:18 GMT, el crudo Brent, el referente internacional para el petróleo, subía 36 centavos, a 51.98 dólares por barril, en un repunte desde un mínimo de tres meses de 50.25 dólares por barril, pero muy por debajo del nivel de enero de más de 58 dólares por barril tras los recortes de producción.
AFP / El Economista
Mar 21, 2017 |7:36
USD/MXN drops below 19.00 for the first time in four months
The Mexican peso continues to rise again the US dollar and today it reached a fresh 4-month high. USD/MXN dropped below 19.00 for the first time since the US presidential election.
The pair bottomed at 18.97 and it was hovering slightly below 19.00. The greenback weakened today against emerging market currencies. Also, the recovery in crude oil prices helped the Mexican peso.
At the moment the pair is holding below a strong support psychological area that is the 19.00 handle, and also around that level, a medium-term uptrend line stands. If USD/MXN consolidates below current levels it could open the doors to an extension of the decline.
Light calendar, Banxico next week
From the fundamental side, no economic data from the US was released today. Regarding data, the biggest day of the week will be on Friday with the durable goods order report.
In Mexico, the mid-March CPI index will be released on Thursday and retail sales data on Friday. “Inflation is still above target, but the firmer peso should help limit price pressures going forward. As such, we believe the bank will remain on hold this month as the economy remains sluggish”, said analysts from Brown Brothers Harriman.
The next meeting of the Bank of Mexico will be March 30. Some analysts point to a rate hike while others expect the central bank to remain on hold.
By Matías Salord / FXStreet
Mar 20, 20:00 GMT
La innovadora esponja que absorbe petróleo que puede ser la solución para los derrames de crudo
Sus creadores dicen que este material puede absorber hasta 90 veces su propio peso y puede ser la solución para limpiar los lugares que resultan afectados por los derrames de petróleo.
Se trata de la Oleo Esponja, desarrollada por científicos del Laboratorio Nacional de Argonne, de la Universidad de Chicago y el departamento de Energía de Estados Unidos.
La esponja es un bloque de hule espuma, parecido a un almohadón, que puede absorber fácilmente el petróleo del agua, sin absorber el agua.
La esponja luego se exprime para volver a utilizarla de nuevo y el crudo puede recuperarse.
Cómo el «Valle de la Muerte», uno de los lugares más contaminados del mundo, redujo la polución y volvió a respirar
«Sin precedentes»
«La Oleo Esponja ofrece una serie de posibilidades que, hasta donde sabemos, no tienen precedentes», afirma Seth Darling, uno de sus inventores inventores.
«El material es extremadamente fuerte. Llevamos a cabo cientos de prueba con él. Cada una de ellas requería exprimirlo y hasta ahora no se ha estropeado», agrega el investigador.
Cuando ocurrió el desastre de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México, cuya explosión provocó uno de los peores derrames de petróleo en la historia de Estados Unidos, quienes estaban a cargo de la limpieza descubrieron algo inesperado.
Encontraron que parte de los millones de litros de petróleo que se fugaban desde las tuberías en el fondo marino no iban hacia la superficie donde podían ser removidos o quemados.
Parte del crudo estaba formando una columna y escapándose hacia el océano bajo la superficie.
Según los científicos del Laboratorio Argonne, en las pruebas que llevaron a cabo en un tanque gigante de agua salada, la Oleo Esponja logró recoger exitosamente tanto petróleo como aceite sobre y bajo la superficie del agua.
Buena para los puertos
Aunque ya existen varios productos capaces de absorber crudo, estos no permiten aprovechar el material absorbido ya que una vez utilizados deben ser desechados o incinerados.
Para el diseño de la Oleo Esponja los investigadores ya contaban con una serie de moléculas capaces de atrapar petróleo, pero carecían de una estructura útil a la cual estas moléculas pudieran adherirse de forma permanente.
Así que probaron varios materiales, comenzando con el hule espuma de poliuretano que se utiliza en innumerables aplicaciones, desde cojines para muebles hasta aislamiento en construcciones.
Los científicos crearon una nueva superficie química para cubrir el hule espuma para que las moléculas que atrapan el petróleo pudieran adherirse con firmeza a éste.
Después de varias pruebas y errores, lograron desarrollar una delgada capa de óxido metálico para cubrir la superficie del hule espuma, la cual actúa como un pegamento para adherir las moléculas que después son depositadas en una segunda capa.
Según los científicos las pruebas mostraron que la esponja puede potencialmente ser utilizada para limpiar puertos donde el aceite y el petróleo tienden a acumularse por el tráfico de embarcaciones.
Aunque en las pruebas la esponja logró limpiar exitosamente el petróleo, no se sabe si el material se comportará de la misma forma con la presión de las profundidades del mar.
Por ahora lo que quedó demostrado es que puede ser útil para la limpieza de derrames en la costa.
Los científicos aseguran que continuarán perfeccionando el material.
Redacción / BBC Mundo
13 marzo 2017
Feature: Methanol’s use as marine fuel to hinge on commercial aspects
The popularity of methanol as a bunker fuel will hinge on commercial considerations rather than environmental concerns, as the marine industry confronts an array of viable alternatives that comply with the International Maritime Organization’s 2020 sulfur cap, sources said at an industry event.
Methanol is a biodegradable, clean-burning marine fuel that reduces smog-causing emissions, and is also similar to bunker fuel specifications because it is a liquid, making it easier to transport and store than alternatives such as liquid natural gas which requires its own infrastructure.
But the move to look at methanol as a marine fuel is relatively recent, and has been driven by the recent surge in production capacity, particularly in the US, where supply has burgeoned thanks to cheap gas from shale plays.
Tepid demand from traditional downstream applications of methanol such as acetic acid and formaldehyde, has also prompted some suppliers of methanol to scout for other applications including its use as a marine fuel.
«The production cost of methanol is about 50% higher than that of LNG. However, the distribution chain of methanol is much simpler as it requires no additional investment — special vessels or storage terminals. LNG, on the other hand, requires expensive sophisticated deep sea vessels, import and re-export terminals, LNG coastal feeder vessels, local LNG terminals and storage, and LNG bunker vessels. Due to the costly distribution chain for LNG, the cost difference at the production facilities is eliminated when the fuel is distributed to the vessel,» said Bengt Ramne, managing director at ship design company ScandiNAOS AB.
«Conversion costs of using methanol are also much lower — around 300-350 kw of installed power — a third of the conversion costs of LNG,» Ramne said, speaking at an event Friday jointly organized by the Methanol Institute, International Bunker Industry Association and Lloyd’s Register Marine.
Conversion costs are likely to fall further as more methanol plants come online and additional storage infrastructure is developed, sources said.
Another factor that could spur the use of methanol would be the prospect of rising crude oil prices, they said.
Stena Line, for example, successfully retrofitted the vessel Stena Germanica to use methanol as a solution to low sulfur fuel requirements, Ramne said. But the decision was taken at a time when methanol prices were low, he said, adding that the incentive for shipowners and operators to switch to methanol had dwindled in the current low crude oil price environment.
S&P Global Platts assessed Asian methanol at $343/mt CFR China Thursday, lower than MGO Singapore at $468.50/mt but higher than Singapore delivered 380 CST bunker fuel at $297.50/mt.
ALTERNATIVES
In the absence of a real pull factor from the shipping industry, concerns still remain over the widespread adoption of methanol over other alternatives, an industry source said. These alternatives could be scrubbers with heavy fuel oil, marine gasoil, 0.5% sulfur fuel oil or LNG.
Although LNG infrastructure is costly, LNG uptake is expected to rise, he said, adding that the push for LNG is coming not only from suppliers but also governments and ports. Many ports in Singapore, Japan and South Korea are already gearing up for LNG bunkering.
Methanol has other challenges too.
«The flash point [for methanol] is around 11-12 degrees Celsius whereas the SOLAS regulation requires minimum 60 C, and of course the biggest challenge is to beat the low fuel price,» said Md Harun Ar Rashid, technical manager at fuel tester Veritas Petroleum Services.
«Gasoil will still be the dominant fuel, whether we like it or not. Low sulfur fuel oils and hybrids will also have a bigger role, particularly post 2020,» Rahul Choudhuri, Managing Director VPS Singapore, said, adding this trend was reflected in recent data and tests conducted by his company. In 2016, for example, VPS observed a 9% year-on-year increase in hybrid fuels as they gained traction due to tougher environmental regulations, he said.
«Increased use of methanol will also take time as the use of scrubbers is expected to accelerate,» another industry source said. «People will have too many choices and may end up choosing just plain vanilla.»
«Installing scrubbers may be an economically attractive option [for the shipping industry]. Although there is an initial investment, shippers can expect a high return of 20% and 50% depending on investment cost, MGO fuel oil spread and ships’ fuel consumption,» Sushant Gupta research director for Asia refining at Wood Mackenzie said at a different event last month.
He added that the company’s baseline case estimated scrubbers in ships rising from around 300 currently to as high as 8,000-10,000 by 2025.
Edited by Jonathan Loades-Carter / Platts
Singapore, March 20 : 4:12 am
El descontrol de pozos en el mar
Uno de los siniestros de mayor importancia que ha experimentado la industria petrolera de nuestro país tuvo lugar en el mar. Se trata del incendio y explosión del Pozo Ixtoc I, de Petróleos Mexicanos, el cual se descontroló mientras se llevaban a cabo los trabajos de perforación en el suroeste del Golfo de México, en la sonda de Campeche en 1979. El evento provocó que el petróleo, cuyo derrame se calculó en 3.4 millones de barriles, llegara hasta las costas de Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas e incluso a algunas zonas de Texas, lo que significó una controversia jurídica con nuestro vecino del norte. Los daños ocasionados fueron principalmente al medio ambiente, a la actividad pesquera y al turismo.
Si bien, se trata de uno de los peores accidentes experimentados en actividades petroleras, es tan sólo un ejemplo de la magnitud que pueden alcanzar estos eventos.
En el ámbito internacional, el suceso más reciente y de consecuencias catastróficas fue el descontrol del Pozo Macondo en las costas de Luisiana, cuya perforación se realizaba en aguas ultraprofundas. El 20 de abril de 2010, un escape de gas provocó la explosión e incendio de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon. Más de 4 millones de barriles de petróleo fueron derramados, lo que provocó una superficie contaminada de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados; fallecieron 11 personas y otras más resultaron heridas. Tan sólo los pagos erogados por la empresa British Petroleum (BP) ascienden, de acuerdo con las cifras de la misma empresa, a USD 61 billones, por concepto de los costos relacionados con el derrame, limpieza, reclamaciones económicas y pagos al gobierno[1].
El descontrol de pozos de perforación se encuentra dentro de los siniestros considerados de baja frecuencia y alta severidad. Es decir, no se presentan en intervalos cortos de tiempo, pero cuando suceden, los daños y perjuicios que ocasionan son de grandes proporciones y, en consecuencia, su reparación y/o indemnización implica altos costos económicos.
En ejercicio de sus atribuciones para emitir la regulación aplicable a los operadores en la industria del petróleo y gas, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA) estableció los montos mínimos de seguro, que deben contratar quienes realizan las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
Específicamente, para las actividades en el mar, se establecieron los siguientes montos de aseguramiento para control de pozos:
- Pozos en aguas someras (A menos de 500 metros)- 400% – Inversiones de Perforación Autorizadas (4 X AFE[2]), por evento y en el agregado anual.
- Pozos en aguas profundas o ultraprofundas (A más de 500 metros) – 600% – Inversiones de Perforación Autorizadas (6 X AFE), por evento y en el agregado anual.
En NRGI Broker, somos expertos en Seguros de Control de Pozos. Acércate a nosotros.
[1] Gulf of Mexico restoration, disponible en: http://www.bp.com/en_us/bp-us/commitment-to-the-gulf-of-mexico/gulf-mexico-restoration.html
[2] Authorization For Expenditure (por sus siglas en inglés): Presupuesto que detalla los costos de perforación de un pozo que correspondan a la subactividad petrolera de Perforación de Pozos y que sea incluido en el Programa de Trabajo y el Presupuesto que sean presentados y, en su caso, emitidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
