Oil prices are poised for a pullback after OPEC announces its output cut decision

From CNBC / Tom DiChristopher / 28 de noviembre de 2017

 

Market watchers see few opportunities for oil prices to rally — but plenty of room for them to fall — after a critical meeting of energy ministers later this week.

About two dozen oil exporters, including top producers Saudi Arabiaand Russia, meet on Thursday in Vienna to discuss extending a deal to keep 1.8 million barrels a day off the market. The historic agreement has helped to reverse a three-year oil price downturn that wiped out hundreds of thousands of energy jobs and piled financial pressure on both free market American drillers and countries dependent on oil revenue.

The market largely expects the 14-member OPEC cartel and a group of other producers led by Russia to extend the deal, which began in January and expires in March, through the end of 2018.

But just days before meeting, Russia has not committed to the nine-month extension, raising concerns that OPEC could settle for a shorter extension or push off a decision altogether. Either of those scenarios would spark a sell-off, analysts say, but oil prices will probably struggle to grind higher from recent 2½-year highs even if OPEC lives up to expectations.

Here’s how analysts expect markets to move under three scenarios.
OPEC extends by nine months
Andy Lipow, president of Lipow Oil Associates, expects OPEC to lock down the nine-month extension. But he also expects a pullback on the news.

The reason: Hedge funds have recently increased their long positions in oil futures, or bets that prices will keep rising. That makes prices vulnerable to a slide because traders often book profits by selling high. At the same time, the number of oil rigs operating in U.S. oil fields crept up in November, a trend that tends to weigh on prices.

«The market has gotten very, very long and as a result you can have some profit-taking triggered by the increase in the rig count on Friday,» Lipow said.

Tom Kloza, global head of energy analysis at Oil Price Information Service, also thinks a nine-month extension has been baked into prices, making it hard for U.S. West Texas Intermediate crude to rally beyond Friday’s 2017 intraday high of $59.05.

«We may look back at Black Friday as the as-good-as-it-gets number for U.S. producers,» he said.

U.S. crude could take another run at the $59 per barrel level, but OPEC would have to get the messaging just right, said John Kilduff, founding partner at energy hedge fund Again Capital. That includes a show of unity among regional geopolitical rivals Saudi Arabia and Iran and a clear signal that OPEC will force member countries Libya and Nigeria to cap their output after giving them a pass this year.
OPEC settles for six months
However, Kilduff thinks OPEC will only be able to commit Russia to a six-month extension.

He said the country’s energy companies have pushed back on Russian Energy Minister Alexander Novak and President Vladimir Putin as U.S. producers pick up market share in Asia, an important oil growth market. Russian energy giants are concerned that extending the cuts prematurely could leave the market undersupplied, causing a spike in prices that leads to another crash.

«If they do go six months I would expect them to spin it and say they’re going to review it next year,» Kilduff said. «That’s going to be seen as a disappointment.»

In that scenario, Kilduff sees oil prices falling back to the mid-$50 range.
Barclays expects either a six- or nine-month extension but says the market is asking the wrong question. Michael Cohen, the investment bank’s head of energy markets research, says traders should be asking whether exporters will be held to the same production caps they agreed to last year.

«It would be a misguided assumption in our view to expect the group’s production quotas to remain set in stone in 2018,» Cohen said in a research note Monday. «The sustainability of the deal depends on how much longer Saudi Arabia, Russia, Iran and Kuwait are willing to sacrifice market share in the pursuit of revenue and market stability.»

 

From CNBC / Tom DiChristopher / 28 de noviembre de 2017

Peso avanza en un mercado atento a las palabras del futuro líder de la FED

From Expansion / 28 de Noviembre de 2017

El peso mexicano avanzó este martes mientras el mercado estaba atento a la audiencia de confirmación del nuevo presidente de la Reserva Federal de Estados Unidos (Fed), Jerome Powell.
Al mayoreo, el dólar se vendió en 18.5765 pesos, lo que significó una ganancia de 0.11% para la moneda nacional en comparación con el cierre previo, según datos del Banco de México (Banxico).

En ventanillas bancarias, el billete verde se vendió en 18.85 pesos, sin cambios respecto al fin de la jornada anterior, y a la compra se ubicó en 18.05 pesos, según la cotización de Citibanamex.

La Fed debería «responder decididamente» a cualquier nueva crisis económica, dijo este martes el candidato a la dirección del banco central, Jerome Powell, un heredero de las políticas monetarias de la institución bajo la presidencia de Janet Yellen, y de su antecesor, Ben Bernanke, según un reporte de Reuters.

En su audiencia de confirmación ante el comité bancario del Senado, Powell respaldó las ideas centrales que definieron a la Fed desde la crisis financiera de 2007 a 2009: la voluntad de avanzar agresivamente contra la recesión y la insistencia en la flexibilidad y la independencia de la influencia política en la fijación de políticas.

«El día de hoy el evento más relevante para los participantes del mercado será la comparecencia de Jerome Powell (…) La comparecencia de hoy no afectará las previsiones para la decisión de política monetaria del 13 de diciembre», dijo la directora de Análisis Económico-Financiero de Banco BASE, Gabriela Siller, en un reporte más temprano.

En declaraciones preparadas, Powell dio señales de que las tasas de interés subirían muy gradualmente bajo su mandato.

pmx

From Expansion / 28 de Noviembre de 2017

Renaissance Oil initiates multi-well drilling program at Amatitlán

From Renaissance Oil Corp. / Craig Steinke / 27 de Noviembre de 2017

 

VANCOUVER, Nov. 27, 2017 /CNW/ – Renaissance Oil Corp. («Renaissance» or the «Company») (TSX-V: ROE) is pleased to announce the Comisión Nacional de Hidrocarburos (the «CNH») has approved drilling permits for the Chicontepec multi well drilling program on the Amatitlán block in Veracruz, Mexico.  In conjunction with its partner Lukoil, Renaissance will conduct the following operations:

During the week of December 4th, 2017, mobilize Simmons Edeco Rig 836 to a multi-well drilling location and spud the first well, Amatitlán 1649, of the 10 well drilling campaign which will occur over the course of several months;

Each well will be directionally drilled, targeting multiple Chicontepec intervals, to a total depth of 1,975 meters; and

The second well in the program, Amatitlán 1708, will be drilled subsequently from the same multi-well location.

«As the first Canadian operated oil well drilled in Mexico, in almost a century, the Amatitlán 1649 is a historical milestone», stated Craig Steinke, Chief Executive Officer of Renaissance.  He added, «Rig 836, owned by Canadian based Simmons Edeco, will also be used to drill the planned 4,200 meter measured depth horizontal Upper Jurassic shale well.»

Renaissance continues to make progress on its journey to become a major Mexican energy producer.

From Renaissance Oil Corp. / Craig Steinke / 27 de Noviembre de 2017

El principal reto del nuevo titular de Pemex, según expertos.

From El Financiero / Atzayaelh Torres / 27 de Noviembre de 2017

En medio de un escenario complicado, el reto de Carlos Alberto Treviño, es lograr una estrategia que revierta el declive de las reservas y que impulse el alza de la producción de crudo y refinados.

Analistas coincidieron en que Carlos Alberto Treviño, nombrado ayer por el presidente Enrique Peña Nieto como nuevo director general de Pemex, tiene el conocimiento suficiente de la empresa, pero en términos financieros, por lo que su reto será hacer que la “atinada” estrategia financiera en la que acompañó a su antecesor, José Antonio González Anaya, empate con las cifras de producción de crudo y refinados, que hoy en día enfrentan su peor momento histórico.

“Treviño ha acreditado experiencia en la parte financiera, el reto será su trabajo en la parte operativa… cómo se comunicará con Juan Javier Hinojosa Puebla (director de Pemex Exploración y Producción), así como con Gustavo Hernández (director de Operaciones de PEP) para lograr revertir el declive de las reservas, y cómo estabilizar y alzar la producción”, dijo Arturo Carranza, asesor en temas energéticos del Instituto Nacional de Administración Pública (INAP).

El escenario es complicado. Apenas el viernes pasado Pemex reportó un repunte en su producción de crudo con poco más de 1.9 millones de barriles diarios durante octubre, luego del desplome a 1.7 millones en septiembre, derivado de los fenómenos naturales que azotaron al país durante ese mes, así como niveles de refinación históricos por su bajo desempeño con un promedio diario de 179 mil 500 barriles diarios, el más débil en 25 años.

Ramsés Pech, de Caravia y Asociados, aseguró que el mandato que le dio el presidente de Peña a Treviño de “fortalecer las finanzas e impulsar la productividad de la empresa” refleja ese equilibrio operativo que se busca conseguir en la empresa productiva del Estado.

 

nuevo dir pemex

From El Financiero / Atzayaelh Torres / 27 de Noviembre de 2017

Los peores accidentes con hidrocarburos en México – Primera Parte

En México, la actividad petrolera es una de las más importantes por su contribución al desarrollo económico, sin embargo también está considerada una industria altamente riesgosa, por su potencial para causar daños a personas, bienes y al medio ambiente.

 

En ocasiones, a pesar de contar con diversas medidas de seguridad, los accidentes ocurren y pueden llegar a tener consecuencias catastróficas.

A continuación, se presentan dos de los peores accidentes con hidrocarburos y/o petrolíferos sucedidos en México:

 

19 de noviembre de 1984. Se registraron diversas explosiones en las plantas de almacenamiento y distribución de Gas de Pemex en San Juan Ixhuatepec, Tlalnepantla, Estado de México. La planta de almacenamiento contaba con 4 tanques con un volumen de 1600 m3 y 2 con un volumen de 2400 m3, equivalente a 11,000,000 de litros aproximadamente[1].
El accidente provocó la muerte de entre 500 y 600 personas y un aproximado de 4,500 heridos, 200 mil damnificados.

 

El 22 de abril de 1992.  Una fuga de gasolina de un ducto de Pemex en Guadalajara vertió al subsuelo y al sistema de drenaje de la ciudad, lo que causó una gran explosión que dejó unos 210 muertos además de cuantiosos daños.

Estos dos siniestros significaron un importante precedente para la regulación de actividades altamente riesgosas, consideradas todas aquellas que manejan alguna de las sustancias contenidas en el Primer Listado (Manejo de Sustancias Tóxicas), de fecha 28 de marzo de 1990 y el Segundo Listado (Sustancias Inflamables y Explosivas) de fecha 04 de mayo de 1992.

 

Los listados fueron publicados posteriormente a cada uno de los siniestros antes mencionados, como una forma de incrementar las medidas de seguridad y evitar que volvieran a suceder.

 

En esos listados, se encuentran los hidrocarburos y petrolíferos, por lo que todos aquellos manejan estas sustancias están obligados a cumplir con la regulación aplicable a las actividades altamente riesgosas.

 

Una de esas obligaciones es contar con seguros de responsabilidad civil y responsabilidad ambiental para responder por los daños que puedan causar a terceros.

 

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

 

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[1] Ver “The tragedy of San Juanico- the most severe LPG disaster in history”, disponible en: http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed/358094

 

Los peores accidentes con hidrocarburos en México: Primera Parte

En México, la actividad petrolera es una de las más importantes por su contribución al desarrollo económico, sin embargo también está considerada una industria altamente riesgosa, por su potencial para causar daños a personas, bienes y al medio ambiente. En ocasiones, a pesar de contar con diversas medidas de seguridad, los accidentes ocurren y pueden llegar a tener consecuencias catastróficas.

A continuación, se presentan dos de los peores accidentes con hidrocarburos y/o petrolíferos sucedidos en México:

19 de noviembre de 1984. Se registraron diversas explosiones en las plantas de almacenamiento y distribución de Gas de Pemex en San Juan Ixhuatepec, Tlalnepantla, Estado de México. La planta de almacenamiento contaba con 4 tanques con un volumen de 1600 m3 y 2 con un volumen de 2400 m3, equivalente a 11,000,000 de litros aproximadamente[1].

El accidente provocó la muerte de entre 500 y 600 personas y un aproximado de 4,500 heridos, 200 mil damnificados.

El 22 de abril de 1992.  Una fuga de gasolina de un ducto de Pemex en Guadalajara vertió al subsuelo y al sistema de drenaje de la ciudad, lo que causó una gran explosión que dejó unos 210 muertos además de cuantiosos daños.

Estos dos siniestros significaron un importante precedente para la regulación de actividades altamente riesgosas, consideradas todas aquellas que manejan alguna de las sustancias contenidas en el Primer Listado (Manejo de Sustancias Tóxicas), de fecha 28 de marzo de 1990 y el Segundo Listado (Sustancias Inflamables y Explosivas) de fecha 04 de mayo de 1992.

Los listados fueron publicados posteriormente a cada uno de los siniestros antes mencionados, como una forma de incrementar las medidas de seguridad y evitar que volvieran a suceder.

En esos listados, se encuentran los hidrocarburos y petrolíferos, por lo que todos aquellos manejan estas sustancias están obligados a cumplir con la regulación aplicable a las actividades altamente riesgosas.

Una de esas obligaciones es contar con seguros de responsabilidad civil y responsabilidad ambiental para responder por los daños que puedan causar a terceros.

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

 

 

[1] Ver “The tragedy of San Juanico- the most severe LPG disaster in history”, disponible en:http://www.ncbi.nlm.nih.gov/pubmed/358094

Riesgos y Complicaciones durante el Descontrol de Pozos

De acuerdo con el National Alliance for Insurace Education and Research, el riesgo se define como la “Incertidumbre concerniente a una pérdida que se presenta debido a un conjunto de circunstancias dadas”.

 

Entre sus principios básicos se encuentran los siguientes:

  1. No retenga más de lo que pueda soportar en pérdida.
  2. No arriesgue mucho por poco.
  3. Considere la probabilidad de los eventos y su impacto potencial.

 

En el sector hidrocarburos, uno de los riesgos más comunes que enfrentan las empresas que se dedican a la extracción de petróleo es el descontrol de los pozos, lo cual puede implicar altos costos debido a la reparación de los daños y/o perjuicios que se hayan generado a personas, instalaciones o al medio ambiente.

 

Un descontrol de pozos se genera por un brote, el cual no se puede manejar a voluntad, y se clasifica en:

  • Descontrol diferencial.- Sucede cuando la presión de formación es mayor que la presión hidrostática, invadiendo los fluidos de la formación el fondo del pozo, levantando la columna de fluidos de manera que la expulsa a superficie y el equipo de control superficial no está cerrado.
  • Descontrol inducido.- Es ocasionado por el movimiento de la tubería, la cual puede sondear o aligerar la columna hidrostática o fracturar la formación al introducirla complicándose el problema al tener tuberías rotas.

 

Ante el descontrol se procede a aplicar un método específico de control según sea el problema que lo genera, sin embargo la realidad es que son pocas las acciones en el Control de Pozos que ocurren como son planeadas, por lo que es importante estar familiarizado con las complicaciones que pueden ocurrir durante la ejecución del control.

 

A continuación presentamos una lista de las complicaciones más comunes:

  • Tapado / colapsado del anular
  • Sarta tapada
  • Falla de la BOP
  • Falla o daño del revestidor
  • Tapón de cemento
  • Errores conceptuales
  • Complicaciones durante la circulación de un Kick
  • Presión excesiva de revestidor
  • Presión reducida no confiable o no disponible
  • Perforación en caliente
  • Consideraciones de Control de Pozos horizontales
  • Hueco o lavadura en el Tubing
  • Congelamiento
  • Detección del punto libre
  • Válvula flotadora de Contra presión en la sarta
  • Pesca
  • Pérdidas de circulación
  • Pérdidas parciales y severas de circulación
  • Problemas mecánicos del Pozo
  • Fresado
  • Tubería fuera del fondo y fuera del Pozo
  • Tubería muy débil o muy corroída
  • Cambios en los Tanques
  • Bit o embudo tapado
  • Presión entre las sartas de revestidores
  • Falla en los manómetros de presión
  • Problemas más allá del estrangulador
  • Falla o cambio de la bomba
  • Reciprocrado de la tubería durante el Control de Pozo
  • Consideraciones de las presiones de cierre
  • Snubbing en la sarta o Tumbing
  • Pega de tubería
  • Sarta de telescopía

 

Por lo anterior, es de vital importancia estar siempre alerta ante los indicadores de presión, flujo y equipo involucrado para reconocer el surgimiento de brotes a la brevedad y tomar las medidas necesarias para evitar que se produzcan incidentes, y en caso de que sea imposible evitarlos, contar con un Seguro de Control de Pozos, que dé certeza de la obtención de los recursos necesarios para reparar los daños y que la operación de la empresa no se vea comprometida.

 

Recordemos que no existe “una pérdida sin asegurar”, lo que no se asegura implica una retención, la cual afecta directamente el patrimonio de la empresa.

 

En NRGI Broker contamos con un equipo experto en Seguros de Control de Pozos, Seguro de Responsabilidad Ambiental y Seguro de Responsabilidad Civil, así como con especialistas en administración de riesgos que le brindarán soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades.

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The Economic Yield Curve Is the One to Watch

From: Bloomberg / Joseph Carson / 21 de noviembre

 

The difference between the federal funds rate and economic growth is unusually wide, consistent with a positive outlook. The rapid flattening of the U.S. Treasury yield curve is raising concern about the economy’s prospects. That’s to be expected, since the slope of the curve has gained in importance as a forecasting tool due to its consistent and reliable track record. In short, a narrow curve is associated with a slowdown in growth.

The economic signal is even stronger when there is an outright curve inversion, which is when short-term yields exceed those on longer-dated Treasuries. We’re not there yet, but what has everyone up in arms is that at 63 basis points, the difference between two- and 10-year Treasury yields has collapsed from 128 basis points in January and is now the narrowest since 2007, just before the start of the last recession.

For some, changes in the Treasury yield curve are sufficient to warrant a change in the view on the future path of the economy. Right now, though, it’s not. It is important to balance the changes taking place in the financial market’s yield curve with the economy’s yield curve.
The economy’s yield curve is the spread between the federal funds rate and nominal gross domestic product. This relationship is most important since it’s the ability of the consumer and businesses to carry or afford the higher borrowing costs that could eventually impact economic growth.

Based on third-quarter data, the economy’s yield curve is close to 300 basis points, which is calculated by taking the 4.1 percent annualized rate of growth in nominal GDP less the quarterly average for the federal funds rate of 1.15 percent. The gap has expanded by 65 basis points from a year earlier. Even if the Federal Reserve, as expected, raises rates by 25 basis points at its December meeting the spread should widen based on estimates of 4.5 percent to 5 percent growth in nominal GDP.

In a historical perspective, the economy’s yield curve is unusually wide, consistent with a positive growth outlook. To be sure, the average spread during the 1990s growth cycle was 100 basis points and in the 2000s it was 200 basis points. Moreover, history also shows that a flat or an inverted spread between the federal funds rate and the growth in nominal GDP always precede an economic slowdown or recession.

In contrast, the traditional financial market yield curve, or the spread between the federal funds rate and the 10-year Treasury, stood at 110 basis points in the third quarter. It will likely end 2017 with the narrowest quarterly spread since the start of the last recession, sending the same signal as the two- to 10-year part of the curve.

It is quite possible that the narrowing of the traditional yield curve reflects technical factors more so than fundamental ones. The quantitative bond buying programs by the Fed and other central banks have no doubt produced an anchoring effect at the long-end of the bond market that was not present in prior cycles.

Also, changes in monetary policy often influence investor expectations on the outlook for growth and inflation. Given the current low-inflation environment, it could well be investors are betting that current path of monetary policy will dampen future inflation risks and possibly to lead to a reversal in short rates at some point down the road.

In all likelihood, the signaling effect from changes in the yield curve to the economy may not be as robust today and limited to the financial markets. The economy, meanwhile, will be supported by the wide and positive spread between the federal funds rate and nominal GDP growth, helping to support corporate profits and equities. The outlook for the fixed-income market is less sanguine because the positive growth environment will compel the Fed to continue to normalize monetary policy by boosting rates further.

 

From: Bloomberg / Joseph Carson / 21 de noviembre

 

México y Canadá, en bloque ante EU; rechazan propuestas en negociación

From: Excelsior / Karla Ponce y Lindsay H. Esquivel / 21 de noviembre

CIUDAD DE MÉXICO.

México y Canadá conformarán un bloque común para rechazar las condiciones de Estados Unidos en la modernización del Tratado de Libre Comercio (TLC).

Ambas delegaciones coinciden en seis puntos y trabajan en un proyecto para defender el libre comercio, la certidumbre de inversionistas y la competitividad en el mercado.

Steve Verheul, jefe técnico de negociaciones de Canadá, aseguró que “avanzan en conjunto” con México.

Moisés Kalach, coordinador general del Consejo Consultivo Estratégico de Negociaciones Internacionales (CCNEI), dijo que coinciden en no aceptar el planteamiento de modificar la regla de origen en el sector automotriz para que las unidades fabricadas en Norteamérica tengan 85% de contenido de los tres países, pero 50% del total sea de EU.

Ambas delegaciones también rechazan la propuesta de eliminar los mecanismos para la solución de controversias establecidos en el Capítulo 19.

Para el sector textil y vestido, no es aceptada la eliminación ni reducción de mecanismos que incorporan materia prima de países que no pertenecen a Norteamérica.

Canadá también se sumó al planteamiento de México de eliminar la cláusula de extinción para convertirla en una revisión de resultados.

Ambos países proponen analizar la posibilidad de convertir a Norteamérica en un bloque productor de hidrocarburos.

Forman frente contra EU

Las delegaciones de México y Canadá aseguran que Estados Unidos no muestra voluntad para avanzar.

Las delegaciones de México y Canadá formaron un flanco común para rechazar las propuestas de Estados Unidos, durante la quinta ronda de renegociaciones del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), frente a un equipo estadunidense “que no muestra voluntad para progresar en el acuerdo”.

Durante el sexto día de trabajos para la modernización del tratado, en la Ciudad de México, el jefe técnico de negociaciones de Canadá, Steve Verheul, aseguró que “hay diversos temas en común con México”, y que “se avanza en conjunto”.

Mientras que Moisés Kalach, coordinador general del Consejo Consultivo Estratégico de Negociaciones Internacionales (CCNEI), comentó que los temas en los que coinciden mexicanos y canadienses son con respecto a la cláusula de extinción, para que el acuerdo no tenga una muerte súbita, sino que se actualice cada cinco años.

En las reglas de origen del sector automotriz así como de textil y vestido, la permanencia de los mecanismos para solución de controversias y el rechazo a las barreras al comercio son parte de las posturas en común.

De acuerdo con el líder empresarial, a pesar de las posturas mexicanas y canadienses, el equipo de Estados Unidos “no está respondiendo”.

Incluso, aseguró que hay algunos capítulos en los que hay avances que permitirían cerrarlos, pero “no se ha visto voluntad del equipo americano de progresar”.

En el sector automotriz, el equipo mexicano y canadiense han acordado no aceptar el planteamiento de modificar la regla de origen para que las unidades en norteamérica tengan 85% de contenido de los tres países, pero 50% del total sea originario de Estados Unidos.

Ante esta propuesta los negociadores de estos dos países acordaron no hacer contrapropuestas, pero sí abordar el tema a través de preguntas técnicas al equipo estadunidense.

Además, México y Canadá se mantienen firmes en no aceptar la propuesta estadunidense de eliminar los mecanismos para la solución de controversias establecidos en el Capítulo 19.

En lo que se refiere al sector textil y vestido, el equipo mexicano y canadiense no aceptan la eliminación ni reducción de los mecaismos que permiten incorporar materia prima de países que no pertenecen a norteamérica, conocidos como TPL’s.

México y Canadá también coinciden en hacer una revisión cada cinco años del TLCAN, pero que no considere la “muerte súbita” del acuerdo, debido a que esta propuesta es “intransitable”.

La intención estadunidense de establecer barreras a la exportación de frutas y hortalizas mexicanas durante su temporada de producción, fue rechazada formalmente ayer y la delegación canadiense también se opuso a que las importaciones que realicen de Estados Unidos, de productos cárnicos y lácteos, sean gravadas.

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From: Excelsior / Karla Ponce y Lindsay H. Esquivel / 21 de noviembre

Riesgos y Complicaciones durante el Descontrol de Pozos

De acuerdo con el National Alliance for Insurace Education and Research, el riesgo se define como la “Incertidumbre concerniente a una pérdida que se presenta debido a un conjunto de circunstancias dadas”. Entre sus principios básicos se encuentran los siguientes:

No retenga más de lo que pueda soportar en pérdida.
No arriesgue mucho por poco.
Considere la probabilidad de los eventos y su impacto potencial.

En el sector hidrocarburos, uno de los riesgos más comunes que enfrentan las empresas que se dedican a la extracción de petróleo es el descontrol de los pozos, lo cual puede implicar altos costos debido a la reparación de los daños y/o perjuicios que se hayan generado a personas, instalaciones o al medio ambiente.

Un descontrol de pozos se genera por un brote, el cual no se puede manejar a voluntad, y se clasifica en:

Descontrol diferencial.- Sucede cuando la presión de formación es mayor que la presión hidrostática, invadiendo los fluidos de la formación el fondo del pozo, levantando la columna de fluidos de manera que la expulsa a superficie y el equipo de control superficial no está cerrado.

Descontrol inducido.- Es ocasionado por el movimiento de la tubería, la cual puede sondear o aligerar la columna hidrostática o fracturar la formación al introducirla complicándose el problema al tener tuberías rotas.

Ante el descontrol se procede a aplicar un método específico de control según sea el problema que lo genera, sin embargo la realidad es que son pocas las acciones en el Control de Pozos que ocurren como son planeadas, por lo que es importante estar familiarizado con las complicaciones que pueden ocurrir durante la ejecución del control.

A continuación presentamos una lista de las complicaciones más comunes:

Tapado / colapsado del anular
Sarta tapada
Falla de la BOP
Falla o daño del revestidor
Tapón de cemento
Errores conceptuales
Complicaciones durante la circulación de un Kick
Presión excesiva de revestidor
Presión reducida no confiable o no disponible
Perforación en caliente
Consideraciones de Control de Pozos horizontales
Hueco o lavadura en el Tubing
Congelamiento
Detección del punto libre
Válvula flotadora de Contra presión en la sarta
Pesca
Pérdidas de circulación
Pérdidas parciales y severas de circulación
Problemas mecánicos del Pozo
Fresado
Tubería fuera del fondo y fuera del Pozo
Tubería muy débil o muy corroída
Cambios en los Tanques
Bit o embudo tapado
Presión entre las sartas de revestidores
Falla en los manómetros de presión
Problemas más allá del estrangulador
Falla o cambio de la bomba
Reciprocrado de la tubería durante el Control de Pozo
Consideraciones de las presiones de cierre
Snubbing en la sarta o Tumbing
Pega de tubería
Sarta de telescopía

Por lo anterior, es de vital importancia estar siempre alerta ante los indicadores de presión, flujo y equipo involucrado para reconocer el surgimiento de brotes a la brevedad y tomar las medidas necesarias para evitar que se produzcan incidentes, y en caso de que sea imposible evitarlos, contar con un Seguro de Control de Pozos, que dé certeza de la obtención de los recursos necesarios para reparar los daños y que la operación de la empresa no se vea comprometida.

Recordemos que no existe “una pérdida sin asegurar”, lo que no se asegura implica una retención, la cual afecta directamente el patrimonio de la empresa.
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