Los riesgos en el Sector Hidrocarburos

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Un riesgo, de acuerdo con la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA), es la probabilidad de que suceda un evento indeseado, medido en términos de sus consecuencias al personal, a la población, a las instalaciones, los equipos y al medio ambiente. En síntesis, un riesgo es la probabilidad de que ocurra un accidente.

 

Al respecto, es importante considerar que riesgo no es sinónimo de peligro, pues éste último se refiere a las condiciones o características intrínsecas de un objeto capaces de causar daño, mientras que el riesgo es la probabilidad de que se produzca ese daño. De lo anterior se desprende, que hay situaciones y objetos que son peligrosos por sí mismos y por ello tienen el potencial de causar daño, es decir, representan un riesgo, el cual sin embargo se puede controlar y minimizar.

 

En materia de hidrocarburos, el petróleo y el gas son materiales peligrosos, dadas sus características de explosividad e inflamabilidad. Por eso, las actividades en las que se encuentran involucrados representan un riesgo, de ahí que sean definidas legalmente como actividades altamente riesgosas [1].

 

Además de las características intrínsecas, las operaciones que se realizan en toda la cadena de valor los hidrocarburos son de gran complejidad, toda vez que:

  • Involucran infraestructura de grandes dimensiones: plataformas de perforación, buque-tanques, ductos, terminales de almacenamiento, entre otras.
  • Se realizan en condiciones que pueden ser extremas, por ejemplo, la perforación de un pozo petrolero en el mar o el recorrido de grandes distancias a través de un barco o un tren.
  • Se requiere de tecnología avanzada y personal especializado.

 

Derivado de lo anterior, es necesario tomar todas las medidas necesarias en materia de administración de riesgos para evitar la ocurrencia de accidentes. Ahora bien, aunque un riesgo puede prevenirse y controlarse, no puede eliminarse por completo, por lo que en todo caso, será necesario transferirlo, con el objetivo de evitar que una empresa absorba el total de pérdidas económicas que puede representar un siniestro y que se pueden traducir en un importante detrimento patrimonial.

 

Un riesgo puede ser transferido a una empresa aseguradora, por medio de un contrato de seguro en el que la empresa aseguradora se compromete con el asegurado, a que a cambio de una prima, le indemnizará en caso de que sufra un siniestro que le ocasione pérdidas económicas, siempre y cuando el evento corresponda con el objeto asegurado, se ajuste a los términos y condiciones establecidas en la póliza y no sea una exclusión.

 

En el Sector Hidrocarburos, existen seguros específicos para amparar los riesgos propios de esta actividad, que además han sido establecidos como obligatorios por la autoridad reguladora (ASEA) como son: 1) Control de pozos; 2) Responsabilidad Civil y 3) Responsabilidad Ambiental.

 

 En NRGI Broker, somos expertos en seguros para el Sector Hidrocarburos. Acércate a nosotros.

 

 

 

[1] De acuerdo con el artículo 2, fracción I de la Ley Federal de Responsabilidad Ambiental, son las actividades que implican la generación o manejo de sustancias con características corrosivas, reactivas, radioactivas, explosivas, tóxicas, inflamables o biológico-infecciosas.

 

Recuperación mejorada puede duplicar reservas petroleras

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Karol García

«En promedio nacional, el volumen de petróleo contenido todavía en los yacimientos es de 76.2% en comparación con el volumen original, mientras que queda 83.2% del gas original que no ha sido extraído. De ahí que en México existe todavía la posibilidad de producir 11,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente mediante técnicas de recuperación mejorada. Esto es más del doble de las reservas probadas actuales, que son de poco más de 9,000 millones de barriles.

A nivel global, sólo entre 10 y 25% de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos es extraído utilizando las fuerzas primarias (la presión natural que con las perforaciones desplaza la materia impulsándola a salir). Para que el resto de los hidrocarburos logren llegar a la superficie, se requiere de técnicas mecánicas, como presión o calentamiento, o inyección de químicos en forma líquida o gaseosa, denominadas técnicas de recuperación secundaria o mejorada.

De acuerdo con los análisis de quien fuera comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Édgar Rangel, el investigador más respetado en el tema en nuestro país, QEPD, el factor de recuperación en México se estima en 15% mediante fuerzas primarias.

Certificación de reservas

Pablo Zárate, director del centro de análisis Pulso Energético de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), explicó a El Economista que para potenciar la recuperación secundaria (EOR, por su sigla en inglés, mediante presión adicional) o recuperación incentivada IOR (en inglés, mediante inyección de químicos) se requiere de la decisión integral de llegar a esta etapa desde el arranque de los planes de exploración y desarrollo.

“Lo más importante en este tema es que efectivamente la recuperación mejorada puede añadir reservas que incrementan el valor de los activos de una empresa o de un territorio”, explicó.

Aunque en cada caso, la aplicación de técnicas de EOR y IOR para la producción comercial de hidrocarburos depende de la factibilidad económica para que el costo del barril no se eleve por encima del precio internacional.

Por tanto, la CNH podría incluir en el futuro la obligación de incluir estos planes dentro de los que deben presentar los contratistas desde que toman posesión de los yacimientos en los contratos de las rondas de licitación, por ejemplo.

Además, flexibilidad en los esquemas de asociación por etapas, que permitan añadir socios especializados en la exploración, que dejen el consorcio en la etapa del desarrollo, para que luego se integren los especialistas en recuperación mejorada al final de la etapa productiva, puede ser una forma de hacer factible la aplicación de estas tecnologías.

Cantarell

Según la investigación del 2005 liderada por Edgar Rangel, Cantarell había producido, hasta aquel entonces, poco más de 13,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Al actualizar la información hasta el 2016, Cantarell ya ha producido 14,500 millones de barriles de petróleo y 9,000 millones de pies cúbicos de gas.

Pero, de acuerdo con cifras la CNH, Cantarell contuvo originalmente 38,800 millones de barriles de petróleo y otros 18,000 millones de pies cúbicos de gas. Es decir, más de la mitad de los recursos de Cantarell siguen bajo tierra, a pesar de que el gigante ha sido protagonista de notorios esfuerzos por recuperar los recursos y mantener la presión del yacimiento, mucho más allá de lo que la presión natural del yacimiento hubiese permitido, como detalló Grecia Ramírez en su más reciente artículo publicado por Pulso Energético.

Cinco puntos para impulsar la recuperación mejorada:

    Acceso a los yacimientos: Para las compañías es básico conocer la forma en que pueden acceder a los yacimientos, definir la aplicación de tecnologías y planear la explotación del campo de forma integral.

    Aprovechamiento conjunto de infraestructura: El acceso a estos ductos, baterías de separación y medidores, entre otra infraestructura, es esencial para las empresas que buscan elevar el factor de recuperación de hidrocarburos en los campos.

    Términos fiscales correctos: En el desarrollo de los yacimientos, el Estado puede considerar la aplicación de incentivos fiscales que hagan económicamente viables los proyectos.

    Transición simplificada: En el mundo, distintas empresas arrancan el desarrollo de un proyecto y, cuando llegan al límite de su interés para explotarlo porque requieren nueva tecnología, suelen transferir los derechos a otra compañía.

    Tiempos regulatorios apropiados: La presentación de documentos como los planes de evaluación y de desarrollo ocurre en muchos casos al mismo tiempo en periodos de tiempo complicados de cumplir para las empresas que toman la operación de campos que ya están en desarrollo.»

Abr 23, 2017 | 22:40

El Economista

 

Mexico Seeks New Home for Its Oil as Gulf Coast Turns to Canada

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by Sheela Tobben and Amy Stillman

«Shipments of crude to the U.S. from Mexico fell to a new low last week, extending a trend that go back to when the Energy Information Administration began compiling preliminary weekly import data in June 2010.

Imports totaled 290,000 barrels a day in the week ended April 14, a 43 percent weekly drop that may have been triggered by weather-related closings at Mexico’s key export ports this month. But the shipments have been sinking for years. The 52-week average through April 14 was 561,000 barrels a day, down from about 630,000 a year earlier.

“The latest import levels are continuing a long trend,” Court Smith, director of research with shipbrokers MJLF & Associates, said by instant message from Stamford, Connecticut. “This is because of a combination of recent rise in refinery rates and historically declining production in Mexico.”

Production in Mexico has declined for 12 years in a row and this year will be less than 2 million barrels a day, the lowest level since 1980, according to Petroleos Mexicanos, the state producer, hurting sales of the benchmark Maya heavy crude.

«Pemex’s six refineries are also using more of the crude, lessening the need for exports. They processed 930,400 barrels a day in February, the most since June of last year, according to Mexico’s Energy Information Agency. The company expects to raise rates further to boost gasoline supply in the near term.

Refiners on the U.S. Gulf Coast, which are the primary users of Mexican crude, have been turning north for supplies, said Andy Lipow, president of Lipow Oil Associates, a Houston-based consulting company. Canadian imports averaged 3.16 million barrels a day over the 52 weeks through April 14, up from about 3.02 million a year earlier.

“Canadian crudes are making more headway into the U.S judging from the full pipes coming down from Canada,” Lipow said by phone Friday. “We do expect to see more heavy crude from Canada when projects like Suncor Energy Inc.’s Fort Hills mine come online toward end of the year.”

Mexico has increasingly turned to Europe and Asia to make up for the U.S. demand shortfall. While overall Mexican crude exports fell in the first half of April, sales to Spain have increased since February, according to estimates from vessel-tracking and U.S. bills of lading data compiled by Bloomberg oil-market specialist Bert Gilbert. Exports to India, South Korea, Japan and China also grew in February, Mexico customs data compiled by Bloomberg show.

“While U.S. Gulf refineries were in maintenance, heavy crude oil producers have had to send their shipments to other regions, such as Asia, where heavy crude has recently strengthened thanks to the OPEC cut,” said Ixchel Castro, an analyst at Wood Mackenzie in Mexico City. “Greater shipments of Maya to Asia allows Pemex to achieve better margins for its exports.”

Mexico crude imports may pick up as gasoline demand rises for summer and refinery maintenance ends, Castro said in an emailed response to questions.

“This is the season where we would normally expect more heavy crude imports for U.S. Gulf Coast coking plants,” she said.

Pemex didn’t respond to requests for comment.»

21 de abril de 2017 16:05 GMT-5 updated  22 de abril de 2017 6:00 GMT-5

Bloomberg

 

México busca un nuevo destino para su crudo

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Alianza con Bloomberg

«Los envíos de crudo mexicano a Estados Unidos cayeron a un nuevo mínimo la semana pasada, extendiendo su tendencia negativa.

Las ventas de México a su vecino del norte totalizaron 290 mil barriles diarios la semana del 14 de abril, una caída de 43 por ciento, respecto a la semana previa, que podría haber sido provocada por cierres relacionados con el clima en los principales puertos de exportación de México.

Pero los envíos han bajado durante años, ante un declive en la producción, que ha disminuido durante 12 años consecutivos y este año registraría el nivel más bajo desde 1980, según cifras de Pemex.

Las refinerías de la costa del Golfo en EU, principales usuarios del crudo mexicano, se han dirigido al norte en busca de suministros.»

23 de Abril 2017

El Financiero

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Exclusive: Mexico plans second deepwater oil tie-up in Maximino, Nobilis areas – sources

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Reporting by Adriana Barrera, Additional reporting by Alexandra Editing by Dave Graham and and Peter Cooney

«Mexican state-run oil company Pemex plans a second deepwater «farm-out» joint venture in the Maximino and Nobilis areas in the Gulf of Mexico where super light crude has been found near the U.S. border, two people familiar with the matter said.

Speaking this week, the people said Pemex [PEMX.UL] would likely seek approval in June from the National Hydrocarbons Commission, or CNH, the industry regulator, to launch a tender for partners with the aim of announcing a winner in December.

«Maximino-Nobilis may be assigned in December and we hope the CNH will announce it in June,» said one of the sources. The people spoke on condition of anonymity because the plans are not yet public.

A Pemex spokesman said the firm was looking for a partner to develop Maximino and Nobilis, and that the proposal would be submitted for approval by the board in the next few days. The CNH would then need to decide on the time frame, he added.

The farm-outs are a central pillar of the government’s efforts to lure investment to Mexico since Congress opened up the country’s long-closed oil and gas industry to private investment in a legislative drive between 2013 and 2014.

Under the farm-outs, Pemex cannot choose which company would help it develop each project. The ultimate decision lies with the CNH following a round of competitive bids.

The process allows Pemex to share the risks and rewards of expensive deepwater oil development projects.

Australian mining and energy company BHP Billiton (BHP.AX) in December won the right to partner with Pemex in the first deepwater farm-out for the Trion light oil field, less than 50 miles (80 km) from the U.S.-Mexico maritime border.

A separate, shallow water farm-out auction for the Ayin-Batsil field is due to take place in October.

Pemex has sunk two wells in Maximino at a depth of 3,000 meters (9,840 feet), discovering super light crude.

In September 2016, Pemex said it had found super light crude in its Nobilis-1 well, also at some 3,000 meters.

Both areas lie in the Perdido fold belt, like Trion.»

Thu Apr 20, 2017 | 6:57pm EDT

REUTERS

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¿Qué hacer ante una catástrofe?

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¿Su empresa podría sobrevivir a un accidente de grandes proporciones? Más del 40% de los negocios no reinicia operaciones después de sufrir un siniestro y un 25% cierra definitivamente en menos de un año[1].

 

Los desastres a los que puede verse expuesta una empresa son diversos y varían en función de las actividades que realiza, pero en general, se trata de incendios, explosiones, inundaciones, derrames de sustancias peligrosas, actos mal intencionados, fenómenos naturales, entre otros.

 

Un desastre cuyas magnitudes y consecuencias no han sido previstas, puede llevar a cualquier empresa a suspender sus operaciones por periodos largos o en el mejor de los casos cortos, mientras se llevan a cabo los trabajos de reparación.

 

Lo anterior puede representar una afectación patrimonial importante, pero además la empresa puede verse amenazada por la competencia y perder su clientela. Por ello, es esencial que la recuperación se realice en el menor tiempo posible para retomar las actividades normales del negocio.

 

Tomar medidas para prepararse puede hacer la diferencia, por eso, sin importar el tamaño y giro de su empresa, es importante realizar un análisis que determine los riesgos a los que está expuesto su negocio, la forma de prevenirlos y el plan a seguir en caso de que se materialicen.

 

Como complemento de lo anterior, se deberá llevar a cabo una revisión continua de la cobertura de su póliza de seguro, a fin de tener la certeza de que todos los riesgos identificados, se encuentran amparados.

 

Contar con un esquema de aseguramiento integral con coberturas específicas y sumas asegurada adecuadas y suficientes es el medio idóneo para hacer frente a los imprevistos, sin tener que afectar su patrimonio y poner en peligro la continuidad de sus operaciones.

 

Si bien la póliza de seguro implica un costo por el pago de la prima, determinado en función de los riesgos, ello no es comparable con el gran beneficio que puede representar en caso de que ocurra un siniestro que implique daños a las personas, a las instalaciones o incluso al medio ambiente.

 

En NRGI Broker somos expertos en administración de riesgos y esquemas integrales de aseguramiento. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

[1] http://www.iii.org/es/press-release/ pasos-para-cerciorarse-que-su-negocio-es-a-prueba-de-desastres-090916

 

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Precios del barril de petróleo cotizan a la baja

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«Los precios del crudo en los mercados energéticos iniciaron la semana a la baja, pero siguen por encima de la barrera de los 50 dólares, en una jornada de escasos movimientos por el feriado de Pascua en Europa.

El barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en junio se cotizaba en 55.51 dólares al inicio de la sesión de hoy (08:00 GMT) en el mercado electrónico Intercontinental Petroleum Exchange (ICE).

El Brent perdía 38 centavos de dólar (0.68 por ciento) respecto al cierre previo, de 55.89 dólares por barril.

En tanto, el crudo estadunidense West Texas Intermediate (WTI) para entregas en mayo, también a las 08:00 GMT, caía 38 centavos de dólar (0.71 por ciento) y se cotizaba en 52.80 dólares por barril.»

NTX/I/GBM/JEH / Notimex 

2017-04-17   05:01:37

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Oil recoups losses, but U.S. oil output growth weighs

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«Crude oil recouped earlier losses on Monday in subdued trading, but signs that the United States is continuing to add output largely counteracted strong economic growth in China and OPEC-led efforts to cut production.

Benchmark Brent crude futures were down 14 cents at $55.75 at 1350 GMT, after trading as much as 58 cents lower.

U.S. West Texas Intermediate (WTI) crude futures were down 14 cents at $53.04 a barrel, after falling by as much as 55 cents earlier in the day.

Both benchmarks rose last week for a third consecutive week, and were trading close to 12 percent above their 2017 lows. Speculators in the week to April 11 also increased their bets on bullish performance in both contracts.

But in thin trading due to holidays across Europe, the focus was on indications that shale oil output in the United States was creeping higher.

«All the signs of an ever-growing bull market are starting to fade away, (with) Libya and geo-political tensions easing, but also because the Texans are back and they are pumping like there’s no tomorrow,» said Matt Stanley, a fuel broker at Freight Investor Services (FIS) in Dubai. «If I were OPEC, I’d be pretty worried.»

Although the failure of a ballistic missile launch in North Korea brought some respite, markets were braced for further tensions in the region.

In Libya, fighting between rival factions has cut oil output, but state oil company NOC was able to reopen at least one field and was pushing to reopen another.

U.S. drillers last week added rigs for a 13th straight week, bringing it to its highest in roughly two years. Investors are also pouring money into the industry, suggesting U.S. output gains will continue. <RIG/U>

«Increasing U.S. output is undermining attempts by the Organization of the Petroleum Exporting Countries and other major oil producers to curb output and sustain a price rally in a market that has been oversupplied since mid-2014.

While Iran fueled hopes that OPEC and non-OPEC oil producers could extend their output cuts beyond the six-month agreement, Saudi energy minister Khalid al-Falih said it was too early to discuss an extension.

U.S. crude oil production reached 9.24 million barrels per day (bpd), according to the latest Energy Information Administration data, making it the world’s third-largest producer after Russia and Saudi Arabia.

The increasing production largely counteracted figures showing first-quarter economic growth of 6.9 percent in China. Forecast-beating March investment, retail sales and exports all suggested China’s economy, the world’s second-largest oil consumer, may carry solid momentum into spring.

China’s March refinery throughput also rose to 11.19 million bpd, just shy of December’s record, as margins remained attractive.»

By Libby George / REUTERS

Mon Apr 17, 2017 | 10:03am EDT

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OPEP cumple con reducción bombeo, pero observa mayor producción de rivales

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«La OPEP recortó su producción petrolera en marzo por encima de lo prometido bajo un pacto de reducción de bombeo y destacó una disminución de las existencias de crudo en febrero, en una señal de que su iniciativa de apoyo al mercado estaría teniendo éxito.

No obstante, la OPEP elevó su pronóstico de oferta de exportadores fuera del cartel en 2017. La recuperación de los precios del barril ha generado una mayor actividad de los productores de esquisto en Estados Unidos, lo que reduciría la demanda por el petróleo del grupo este año.

A fines del 2016, la Organización de Países Exportadores de Petróleo impulsó un pacto de reducción a la producción petrolera de 1,2 millones de barriles por día (bpd) durante seis meses, vigente desde el 1 de enero. Productores externos al cartel prometieron bajar su producción en 600.000 de bpd adicionales.

El reporte de la OPEP mostró optimismo sobre el panorama del mercado petrolero. «Pese a algunos riesgos bajistas, se mantiene el optimismo por la expectativa general para el crecimiento de la demanda de productos petroleros en los próximos meses».

«El retorno de las refinerías luego del mantenimiento estacional, junto con la alta conformidad observada en los ajustes de la producción de países OPEP y no OPEP, debería mejorar la estabilidad del mercado y reducir la volatilidad observada en las últimas semanas», agrega el texto.

El cumplimiento en marzo de los 11 miembros de la OPEP que se comprometieron a reducir su producción promedió un 104 por ciento, según cálculos de Reuters basados en cifras de la OPEP. El porcentaje estuvo en línea con cifras a las que Reuters tuvo acceso el martes.

La OPEP evalúa extender su pacto de reducción de bombeo más allá de junio y la mayor parte de sus miembros podrían estar de acuerdo si todos los productores, incluyendo a países fuera del grupo, también participan, dijeron a Reuters fuentes del cartel el mes pasado.»

Reporte de Alex Lawler; Editado en español por Janisse Huambachano / REUTERS AMÉRICA LATINA

Miércoles 12 de abril de 2017 08:50 GYT

Most oil producers want extension of output cuts: Iran minister

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«Most oil producers support an extension of output cuts by OPEC and non-OPEC countries, and Iran would also back such a move, Iranian Oil Minister Bijan Zanganeh was quoted as saying.

«(Zanganeh) stressed that most countries want OPEC’s decision to be extended,» the Iranian Students’ News Agency (ISNA) reported.

«Iran also supports such a decision and if others comply, so would Iran,» Zanganeh told reporters late on Saturday, according to ISNA.

The market has been oversupplied since mid-2014, prompting members of the Organization of the Petroleum Exporting Countries and some non-OPEC producers to agree to cut output in the first six months of 2017.

OPEC meets on May 25 to consider extending the cuts beyond June. Saudi Arabia, Kuwait and most other OPEC members are leaning towards this if agreement is reached with other producers, OPEC sources told Reuters last month.»

Reporting by Dubai newsroom; Editing by Sandra Maler / REUTERS