El descontrol de pozos ¿un riesgo catastrófico?

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Un descontrol de pozo ocurre cuando la presión de la formación[1] es mayor a la presión del fluido de control, lo que provoca un reventón o blow out, que no puede manejarse a voluntad.

El descontrol de un pozo es el evento más indeseado en materia de actividades petroleras, por las consecuencias catastróficas que se pueden desencadenar, tales como pérdida de vidas humanas, pérdida del pozo y del equipo de perforación, así como daños al medio ambiente.

El caso de mayores proporciones que se ha vivido recientemente en el mundo fue el Deepwater Horizon, en Estados Unidos. El 20 de abril de 2010, la empresa británica British Petroleum (BP) se encontraba realizando operaciones de exploración de aguas profundas en el pozo Macondo, ubicado a 75 kilómetros de la costa de Luisiana, cuando un escape de gas provocó una explosión de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon con un incendio que duró 36 horas. Millones de barriles de petróleo fueron derramados, en una superficie de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados; fallecieron 11 personas y otras más resultaron heridas.

Este siniestro es considerado uno de los peores en la industria del petróleo, no sólo por los daños directos provocados, sino también por los perjuicios resultantes, tales como la afectación a las actividades pesquera y turística.

En México no existen cifras oficiales acerca de qué tan frecuentemente se descontrola un pozo, pero el peor caso conocido hasta ahora fue el del Ixtoc I. El 3 de junio de 1979, mientras se llevaban a cabo los trabajos de perforación del pozo Ixtoc I de Petróleos Mexicanos, se produjo el descontrol del pozo, lo que ocasionó un incendio de gran magnitud y el derrame de más de 3 millones de barriles de crudo. El evento provocó que el petróleo llegara hasta las costas de Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas e incluso a algunas zonas de Texas, por las que Estados Unidos solicitó compensación.

Para evitar un acontecimiento de este tipo que sin duda puede llegar a ser catastrófico, las empresas petroleras implementan diversas medidas de seguridad industrial y seguridad operativa, mediante la aplicación de sistemas adecuados de fluidos de perforación, equipos de medición y control de parámetros, y personal debidamente capacitado; no obstante la posibilidad de se origine el descontrol de un pozo es un riesgo latente.

De ahí la importancia de que las empresas petroleras cuenten con un programa integral de seguros, que les permita afrontar las consecuencias de un siniestro, sin poner en riesgo la rentabilidad de la compañía.

En NRGI Broker, somos expertos en programas integrales de seguros para empresas petroleras. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

[1] Por formación se entiende la estructura rocosa en la que se encuentra el hidrocarburo.

El descontrol de pozos ¿un riesgo catastrófico?

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Un descontrol de pozo ocurre cuando la presión de la formación[1] es mayor a la presión del fluido de control, lo que provoca un reventón o blow out, que no puede manejarse a voluntad.

 

El descontrol de un pozo es el evento más indeseado en materia de actividades petroleras, por las consecuencias catastróficas que se pueden desencadenar, tales como pérdida de vidas humanas, pérdida del pozo y del equipo de perforación, así como daños al medio ambiente.

 

El caso de mayores proporciones que se ha vivido recientemente en el mundo fue el Deepwater Horizon, en Estados Unidos. El 20 de abril de 2010, la empresa británica British Petroleum (BP) se encontraba realizando operaciones de exploración de aguas profundas en el pozo Macondo, ubicado a 75 kilómetros de la costa de Luisiana, cuando un escape de gas provocó una explosión de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon con un incendio que duró 36 horas. Millones de barriles de petróleo fueron derramados, en una superficie de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados; fallecieron 11 personas y otras más resultaron heridas.

 

Este siniestro es considerado uno de los peores en la industria del petróleo, no sólo por los daños directos provocados, sino también por los perjuicios resultantes, tales como la afectación a las actividades pesquera y turística.

 

En México no existen cifras oficiales acerca de qué tan frecuentemente se descontrola un pozo, pero el peor caso conocido hasta ahora fue el del Ixtoc I. El 3 de junio de 1979, mientras se llevaban a cabo los trabajos de perforación del pozo Ixtoc I de Petróleos Mexicanos, se produjo el descontrol del pozo, lo que ocasionó un incendio de gran magnitud y el derrame de más de 3 millones de barriles de crudo. El evento provocó que el petróleo llegara hasta las costas de Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas e incluso a algunas zonas de Texas, por las que Estados Unidos solicitó compensación.

 

Para evitar un acontecimiento de este tipo que sin duda puede llegar a ser catastrófico, las empresas petroleras implementan diversas medidas de seguridad industrial y seguridad operativa, mediante la aplicación de sistemas adecuados de fluidos de perforación, equipos de medición y control de parámetros, y personal debidamente capacitado; no obstante la posibilidad de se origine el descontrol de un pozo es un riesgo latente.

 

De ahí la importancia de que las empresas petroleras cuenten con un programa integral de seguros, que les permita afrontar las consecuencias de un siniestro, sin poner en riesgo la rentabilidad de la compañía.

 

En NRGI Broker, somos expertos en programas integrales de seguros para empresas petroleras. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

[1] Por formación se entiende la estructura rocosa en la que se encuentra el hidrocarburo.

 

 

LOS SEGUROS QUE SE REQUIEREN EN LA MIGRACIÓN DE LOS CONTRATOS DE PEMEX

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La Reforma Energética, le dio la facultad a Pemex de elegir entre las diversas alternativas existentes,  la más conveniente para operar los campos  que recibió en la Ronda Cero.

Toda vez que se trata de operar en un esquema distinto al que utilizo por muchos años, el término elegido para referirse a estas alternativas, es el de “migración”, de tal manera que Pemex puede elegir entre “migrar sin socio” o “migrar con socio”.

La migración sin socio implica únicamente adoptar las nuevas características de los contratos de exploración y extracción, lo que para Pemex implica obtener mejores condiciones fiscales.

La migración con socio, se puede realizar por dos vías: 1) A través de asociaciones estratégicas con empresas petroleras “Farmouts”, para lo cual es necesaria la realización de un proceso de licitación pública, organizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)  o, 2) mediante la conversión de los Contratos Integrales de Producción y Servicios (CIEPS) y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) -que son contratos de servicios que se pagan en efectivo y no están ligados a la producción- a Contratos de Exploración y Extracción (CE&E) para operar bajo las modalidades de licencia, utilidad compartida o producción compartida.

Este último esquema es opcional para los contratistas, toda vez que de conformidad con el artículo transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos, los CIEP´s y COPF´s“… no sufrirían modificación alguna en sus términos y condiciones”, pero las partes están en su derecho de solicitar conjuntamente a la Secretaría de Energía (SENER), la migración de la asignación a un CE&E, sin necesidad de agotar un procedimiento de licitación, sino simplemente con base en los lineamientos técnicos y condiciones económicas establecidos por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respectivamente.

La migración, entonces, implica adoptar un nuevo esquema contractual con ciertas ventajas (como las fiscales), pero también con todas las obligaciones derivadas del CE&E. Una de ellas es la contratación de los seguros.

Si bien es cierto, que los contratistas de Pemex debían contar con seguros aún en el esquema anterior, ahora la obligación que nace del CE&E está regulada a través de las Disposiciones  Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DACGS), donde se establecen los elementos, características y montos con los que deben contar los seguros.

Es importante poner especial atención en la contratación de seguros en los esquemas con socios, ya que si bien la obligación formal de la contratación de los seguros recae en el operador, los socios deberán realizar su aportación de acuerdo con su porcentaje de participación.

Son diversas las particularidades de la contratación de seguros para las migraciones, por eso NRGI Broker, te ofrece la asesoría que necesitas para cumplir sin contratiempos ante las autoridades reguladoras.

En NRGI Broker, somos expertos en seguros para exploración y extracción. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

Los seguros que se requieren en la migración de los contratos de Pemex

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Pemex tiene la facultad de elegir entre diversas alternativas la forma de operar los campos que recibió en la Ronda Cero.

 

Toda vez que se trata de operar en un esquema distinto al que utilizó por muchos años, el término elegido para referirse a estas alternativas, es el de “migración”, de tal manera que Pemex puede elegir entre “migrar sin socio” o “migrar con socio”.

 

La migración sin socio implica únicamente adoptar las nuevas características de los contratos de exploración y extracción, lo que para Pemex implica obtener mejores condiciones fiscales.

 

La migración con socio, se puede realizar por dos vías:

  1. A través de asociaciones estratégicas con empresas petroleras “Farmouts”, para lo cual es necesaria la realización de un proceso de licitación pública, organizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
  2. Mediante la conversión de los Contratos Integrales de Producción y Servicios (CIEPS) y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) -que son contratos de servicios que se pagan en efectivo y no están ligados a la producción- a Contratos de Exploración y Extracción (CE&E) para operar bajo las modalidades de licencia, utilidad compartida o producción compartida.

 

Este último esquema es opcional para los contratistas, toda vez que de conformidad con el artículo transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos, los CIEP´s y COPF´s“… no sufrirían modificación alguna en sus términos y condiciones”, pero las partes están en su derecho de solicitar conjuntamente a la Secretaría de Energía (SENER), la migración de la asignación a un CE&E, sin necesidad de agotar un procedimiento de licitación, sino simplemente con base en los lineamientos técnicos y condiciones económicas establecidos por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respectivamente.

 

La migración, entonces, implica adoptar un nuevo esquema contractual con ciertas ventajas (como las fiscales), pero también con todas las obligaciones derivadas del CE&E. Una de ellas es la contratación de los seguros.

 

Si bien es cierto, que los contratistas de Pemex debían contar con seguros aún en el esquema anterior, ahora la obligación que nace del CE&E está regulada a través de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DACGS), donde se establecen los elementos, características y montos con los que deben contar los seguros.

 

Es importante poner especial atención en la contratación de seguros en los esquemas con socios, ya que si bien la obligación formal de la contratación de los seguros recae en el operador, los socios deberán realizar su aportación de acuerdo con su porcentaje de participación.

 

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Mexico’s Sureste Basin Returns To Super Basin Spotlight

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From: Hartenergy / 6 April

HOUSTON—The flurry of bidding activity from oil and gas companies willing to shell out millions of dollars for drilling rights in the shallow waters of the Gulf of Mexico (GoM) during Mexico’s latest bidding round showed there must still be something special about the Sureste (Southeast) Basin.

“I’ve never seen a structure like it in my career,” Mark Shann, subsurface director for Sierra Oil and Gas, said of Sureste during the AAPG’s recent Global Super Basins Leadership conference.

The multiplay basin, which includes prolific sub-basins such as Sonda de Campeche and Chiapas-Tabasco, spans about 65,000 sq km and is believed to hold 50 billion barrels of recoverable oil in the GoM’s shallow water and beyond. Its oil-prone prowess gained prominence in 1976 with Mexico’s game-changing Cantarell oil field discovery. Since then the basin has served as the main hydrocarbon-bearing province for Mexico, which is working to reverse declining production with global players eagerly chomping at the bit in search of oil.

RELATED: Southeast Basin Lures Oil Companies To Mexico’s Shallow Water

The historic Zama discovery made in 2017 by a Talos Energy-led consortium that includes Sierra and Premier Oil and another discovery—Amoca—by Italy’s Eni in 2017 have kept the basin in the spotlight, indicating it still has more to give. The Zama well, the first well drilled by the private sector since Mexico opened its doors to foreign investors, hit 170 m to 200 m (558 ft to 656 ft) of net oil pay in Upper Miocene sandstones. Initial gross original oil in place estimates ranged from 1.4 billion barrels (Bbbl) to 2 Bbbl.

Some would call it the rebirth of a super basin.

Shann said the basin—along with neighboring Tampico-Misantla—has all the qualities of a super basin.

“If you’re going to go into a super basin, you need at least one fantastic source rock and it has to be a mature source rock,” Shann said. He added that multiple reservoirs are also needed. “Having multiple reservoirs takes away the dependency of one reservoir working out or not, and you need seals to hold back hydrocarbons in their reservoirs.”

Having a diversity of traps is fantastic, he added, noting other attributes also define a super basin. These include having a regulatory framework in which to make the entire business work and super data, something Shann said Sureste Basin has plenty.

“Four years ago when we started our company we couldn’t get all seismic data from the country. Today you can access all the seismic,” Shann said. “You can access any well that is older than two years, and there are 39,000 wells in the country. The ability mine data and therefore to compete on an equal level playing field is hugely important,” especially for a small company competing against supermajors.

Sierra has picked up 11,000 sq km of wide azimuth data from Schlumberger and source rock is visible, he said. “The super data has really helped to underpin a story of success in one of the world’s greatest super basins.”

Today Sierra is focused mainly on Sureste, which Shann said extends beyond shallow and into deepwater.

The company said on its website that Sureste’s original oil and gas in place is about 220 Bboe, and the fact that it has numerous mature fields—including Ku Maloob Zaap and Sihil—and little reinvestment signals “significant opportunity for growth.”

Its reservoirs are associated with structural, salt tectonics, stratigraphic and combined traps, and the main structural styles include normal faulting with rotated blocks (Late Miocene-Holocene), salt cored anticlines and salt rollers and diapirs (Jurassic-Late Cretaceous), according to Mexico’s National Hydrocarbons Commission.

In terms of source rock potential, Shann said “we’re definitely in a super basin.” He spoke about how the Zama discovery shed more light on source rock thickness. Taking into account a conservative 50% migration loss among other factors, the company was able to determine the source rock must be about 200 m thick.

Shann said the company and its partners’ plan to test the Jurassic next year.

“Sureste is one of those amazing salt-related basins,” he added, speaking highly of the carbonate potential of the basin in Mexican waters and on the U.S. side. “I think we can still find some big carbonate fields in the Campeche Slope.”

Located about 37 miles offshore, Zama is between Eni’s Amoca appraisal well in the Lower Pliocene and Pan American’s Hokchi 2 in the Middle Miocene.

“Between the three of us, we’re exploiting different parts of this basin, which helps the industry’s understanding of the whole basin,” Talos CEO Tim Duncan told Hart Energy’s Oil and Gas Investor last summer.

RELATED: Talos Energy CEO Talks About Historic Zama Well

Talos, which will merge with Stone Energy, said in its March 15 fourth-quarter earnings release that the company is in the appraisal planning stages for the Zama-1 discovery. Zama-1 is located in Block 7 of the Sureste Basin at a water depth of about 165 m.

Other exploration opportunities exist, according to Talos.

Talos holds a 35% participating interest with Sierra holding 40% and Premier, 25%.

From: Hartenergy / 6 April

 

Mexico’s economy minister says odds of a Nafta deal ‘in principle’ at 80%

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From: Market Watch / 9 April

Mexico’s economy minister, Ildefonso Guajardo, said in a TV interview on Monday that the likelihood of signing a renegotiated pact ‘in principle’ on the North American Free Trade Agreement is about 80%. Guajardo, however, said he didn’t expect a Nafta deal would be struck this week, but would likely be signed around the first week of May. He speculated that the U.S. and would be inclined to complete a deal ahead of coming midterm elections. Nafta negotiators are currently meeting in Washington, D.C., for their eighth round of talks. Last week, President Donald Trump said he was looking for a deal in principle at the Summit of the Americas in Lima, Peru, next week. The Mexican peso USDMXN, -0.3324% which started Monday’s session weaker, climbed 0.2% higher versus the dollar, with one buck fetching 18.2450 pesos. The iShares MSCI Mexico ETF EWW, +1.29% was up 0.5% in response.

From: Market Watch / 9 April

 

 

Gobierno de Utah y SENER inician cooperación energética

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From: Oil and gas magazine/ 10 Abril

El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, y el Gobernador del estado de Utah, Gary R. Herbert, dialogaron sobre la cooperación energética para integrar mercados e infraestructura de energía limpias, impulsar inversiones en el sector y desarrollar nuevas tecnologías y talento a través del establecimiento de un grupo de trabajo en la materia.

En el encuentro, el Titular de la Secretaría de Energía (SENER) indicó que el nuevo modelo energético mexicano fortalece la economía del país y brinda nuevas oportunidades a través de la tecnología y la inversión privada que fomenta las fuentes de energía tradicionales y renovables.

De manera similar, Utah ha experimentado un importante crecimiento y diversificación siguiendo el Plan Estratégico de Energía a 10 años del Gobernador Herbert, que reconoce la regulación de mercado, la innovación y la infraestructura como impulsores de un desarrollo energético responsable.

Por su parte, el Gobernador Gary R. Herbert señaló que al ser Utah el ‘Punto de cruce del Oeste Americano’ para la energía y la innovación, cuenta con una posición privilegiada para fortalecer sus asociaciones globales con México. Además, agregó que ambos comparten regiones ricas en recursos naturales, están conectados a través del Sistema Interconectado del Oeste (Western Grid Energy) y exploran activamente acceso a los puertos de conexión y otras oportunidades de desarrollo.

Las alianzas energéticas globales son clave para construir un futuro sostenible que fomente el éxito económico y medioambiental en Utah, México y el resto del mundo. Trabajar con la SENER permitirá avanzar en investigación, innovación e inversión en el sector, dijo Laura Nelson, Asesora del Gobernador para temas de energía.

El grupo de trabajo será dirigido por la SENER y por la Oficina de Desarrollo Energético del Gobernador de Utah. Estará integrado por líderes de gobierno, industria y academia para fomentar el intercambio de información, impulsar la innovación y promover oportunidades de inversión.

From: Oil and gas magazine/ 10 Abril

Eni, en pláticas para vender parte de un gran proyecto petrolero en México a Qatar

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From: El Financiero / 5 Abril

La empresa italiana está en pláticas para vender hasta un 35 por ciento de su participación en un descubrimiento que tiene el equivalente a 2 mil millones de barriles de petróleo, según fuentes de Bloomberg.

La italiana Eni está en conversaciones para vender una participación en su gigantesco descubrimiento petrolero en México a Qatar Petroleum International, según personas que conocen los planes.

La petrolera, que actualmente posee el 100 por ciento del hallazgo en alta mar en la Bahía de Campeche y espera comenzar la producción a principios de 2019, vendería entre un 20 y un 35 por ciento a Qatar Petroleum, dijo la fuente, que pidió no ser nombrada porque la negociación no es pública.

Eni también está en conversaciones con otros pretendientes potenciales, dijeron las personas. Eni no quiso hacer ningún comentario y Qatar Petroleum no respondió las llamadas y los correos electrónicos en busca de comentarios después del horario comercial.

Eni ha tratado de vender participaciones minoritarias en los campos que opera para financiar futuros desarrollos y respaldar dividendos, generando 9 mil millones de dólares en los últimos cuatro años con la estrategia que llama ‘modelo de exploración dual’.

La compañía con sede en Roma, que se ha jactado de tener una producción récord y una serie de descubrimientos incluido el gigante campo de gas Zohr en Egipto, ganó el área en la segunda subasta de petróleo de México en 2015.

El acuerdo marcaría el primer farm-out de México (cuando una empresa cede derechos a otra que le ayude a desarrollar una zona petrolera) por una empresa distinta a Petróleos Mexicanos desde que el país abrió su industria petrolera a la competencia en 2013, finalizando cuartos de siglo de monopolio estatal sobre exploración y producción.

Tales acuerdos podrían ser más comunes en México. El líder de las encuestas, Andrés Manuel López Obrador, ha dicho que podría suspender las subastas petroleras si gana las elecciones del 1 de julio en México, lo que podría dejar a las farm-outs como las únicas opciones para ingresar a aguas mexicanas en el futuro.

China Cnooc también ha dicho que buscará famr-outs para los bloques que ganó en la primera subasta de petróleo en aguas profundas de México en 2016.

Si las negociaciones son exitosas, Qatar Petroleum mantendría posesión en un área que comprende los campos petroleros de aguas poco profundas Amoca, Mizton y Tecoalli en el sur del Golfo de México, en los que Eni estima que puede haber el equivalente a 2 mil millones de barriles de petróleo.

El perforador italiano obtuvo bloques en licitaciones posteriores en México, incluida un bloque de aguas profundas en asociación con Qatar Petroleum.

Por su parte, Qatar Petroleum consiguió otros tres bloques en la misma ronda de licitación en enero.

Eni es una de varias perforadoras europeas que han invadido el territorio petrolero recién abierto de México.

En una subasta el mes pasado se otorgaron bloques a la británica BP, a la francesa Total, a la española Repsol, a Lukoil, y a la DEA Deutsche Erdoel de Alemania, entre otros.

Las próximas licitaciones, incluida una para áreas terrestres y otra para shale, se realizarán en julio y septiembre, respectivamente, antes del final del periodo del presidente Enrique Peña Nieto el 30 de noviembre.

From: El Financiero / 5 Abril

¿Cuánto costó el derrame del Deepwater Horizon?

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El 20 de abril de 2010, la empresa británica British Petroleum (BP) realizaba operaciones de exploración de aguas profundas en el pozo petrolero “Macondo”, ubicado a 75 kilómetros de la costa de Luisiana, cuando se produjo un escape de gas, que provocó una explosión y posteriormente un incendio que duró 36 horas y terminó con el hundimiento de la plataforma semi-sumergible Deepwater Horizon.

Las consecuencias fueron graves: millones de barriles de petróleo derramados en el mar, lo que provocó una superficie contaminada de entre 86,500 y 180,000 kilómetros cuadrados que pudo contenerse casi tres meses después de la tragedia; afectación a especies animales, algunas de ellas en peligro de extinción; el fallecimiento de 11 personas y otras más que resultaron heridas.

Este siniestro es considerado uno de los peores en la industria del petróleo, no sólo por los daños directos provocados, sino también por los perjuicios resultantes, tales como la afectación causada a las actividades pesquera y turística.

Además de BP, la empresa Transocean –propietaria de la plataforma y encargada de su mantenimiento- y Halliburton, fueron consideradas responsables del siniestro[1].

Tan sólo los pagos erogados por 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[2].

Adicionalmente, BP tuvo que enfrentar diversos juicios por los cargos de “negligencia grave” que le imputaron por varios demandantes.

Que una compañía del tamaño y solvencia de BP haya enfrentado problemas financieros a partir de un siniestro, demuestra que todos estamos expuestos a sufrirlos, ya que los costos de un siniestro pueden llegar a ser incalculables.

Contratar un seguro con los montos y coberturas adecuadas, es fundamental para responder por los daños y perjuicios que se puedan causar a terceros, pero además con ello el asegurado consigue el doble propósito de proteger su patrimonio.

En NRGI Broker, somos expertos en seguros petroleros. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

[1] Deepwater Horizon Incident Joint Information Center. U.S. Scientific Team Draws on New Data, Multiple Scientific Methodologies to Reach Updated Estimate of Oil Flows from BP’s Well [boletín de prensa]. 15 June 2010. Disponible en: http://www.deepwaterhorizonresponse.com/go/doc/2931/661583/

[2] Gulf of Mexico restoration, disponible en: http://www.bp.com/en_us/bp-us/commitment-to-the-gulf-of-mexico/gulf-mexico-restoration.html

 

Full list of U.S. products that China is planning to hit with tariffs

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FROM: Usatoday / 5 de abril  de 2018

China announced additional tariffs on 106 U.S. products Wednesday, in a move likely to heighten global concerns of a tit-for-tat trade war between the world’s biggest economies.

The effective start date for the new charges will be revealed at a later time, though China’s Ministry of Commerce said the tariffs are designed to target up to $50 billion of U.S. products annually.

More: Stocks fall as China tariff threat hits Boeing, Ford shares as trade war fears intensify

More: Brewing trade war looms over oil markets as tariff battle escalates

Below is the full list of products that are set to be subject to duties.

Yellow soybean
Black soybean
Corn
Cornflour
Uncombed cotton
Cotton linters
Sorghum
Brewing or distilling dregs and waste
Other durum wheat
Other wheat and mixed wheat
Whole and half head fresh and cold beef
Fresh and cold beef with bones
Fresh and cold boneless beef
Frozen beef with bones
Frozen boneless beef
Frozen boneless meat
Other frozen beef chops
Dried cranberries
Frozen orange juice
Non-frozen orange juice
Whiskies
Unstemmed flue-cured tobacco
Other unstemmed tobacco
Flue-cured tobacco partially or totally removed
Partially or totally deterred tobacco stems
Tobacco waste
Tobacco cigars
Tobacco cigarettes
Cigars and cigarettes, tobacco substitutes
Hookah tobacco
Other tobacco for smoking
Reconstituted tobacco
Other tobacco and tobacco substitute products
SUVs with discharge capacity of 2.5L to 3L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 2500ml, but not exceeding 3000ml for SUVs (4 wheel drive)
Vehicles with discharge capacity of 1.5L to 2L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 1000ml, but not exceeding 1500ml for SUVs (4 wheel drive)
Passenger cars with discharge capacity 1.5L to 2L, 9 seats or less
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 1000ml, but not exceeding 1500ml for 9 passenger cars and below
Passenger cars with discharge capacity of 3L to 4L, 9 seats or less
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 3000ml, but not exceeding 4000ml for 9 passenger cars and below
Off-road vehicles with discharge capacity of 2L to 2.5L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 2000ml, but not exceeding 2500ml for off-road vehicles
Passenger cars with discharge capacity of 2L to 2.5L, 9 seats or less
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 2000ml, but not exceeding 2500ml for 9 passenger cars and below
Off-road vehicles with discharge capacity of 3L to 4L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 3000ml, but not exceeding 4000ml for off-road vehicles
Diesel-powered off-road vehicles with discharge capacity of 2.5L to 3L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 2500ml, but not exceeding 3000ml for diesel-powered off-road vehicles
Passenger cars with discharge capacity of 2.5L to 3L, 9 seats or less
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement exceeding 2500ml, but not exceeding 3000ml for 9 passenger cars and below
Off-road vehicles with discharge capacity of less than 4L
Other vehicles equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source. Cylinder capacity displacement not exceeding 4000ml for off-road vehicles
Other vehicles which are equipped with an ignited reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor and can be charged by plugging in an external power source
Other vehicles that are equipped with a compression ignition type internal combustion engine (diesel or semi-diesel) and a drive motor, other than vehicles that can be charged by plugging in an external power source
Other vehicles which are equipped with an ignition reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor and can be charged by plugging in an external power source
Other vehicles that are equipped with a compression-ignition reciprocating piston internal combustion engine and a drive motor that can be charged by plugging in an external power source
Other vehicles that only drive the motor
Other vehicles
Other gasoline trucks of less than 5 tons
Transmissions and parts for motor vehicles not classified
Liquefied Propane
Primary Shaped Polycarbonate
Supported catalysts with noble metals and their compounds as actives
Diagnostic or experimental reagents attached to backings, except for goods of tariff lines 32.02, 32.06
Chemical products and preparations for the chemical industry and related industries, not elsewhere specified
Products containing PFOS and its salts, perfluorooctanyl sulfonamide or perfluorooctane sulfonyl chloride in note 3 of this chapter
Items listed in note 3 of this chapter containing four, five, six, seven or octabromodiphenyl ethers
Contains 1,2,3,4,5,6-HCH (6,6,6) (ISO), including lindane (ISO, INN)
Primarily made of dimethyl (5-ethyl-2-methyl-2oxo-1,3,2-dioxaphosphorin-5-yl)methylphosphonate and double [(5-b Mixtures and products of 2-methyl-2-oxo-1,3,2-dioxaphosphorin-5-yl)methyl] methylphosphonate (FRC-1)
38248600a articles listed in note 3 to this chapter containing PeCB (ISO) or Hexachlorobenzene (ISO)
Containing aldrin (ISO), toxaphene (ISO), chlordane (ISO), chlordecone (ISO), DDT (ISO) [Diptrix (INN), 1,1,1-trichloro-2 ,2-Bis(4-chlorophenyl)ethane], Dieldrin (ISO, INN), Endosulfan (ISO), Endrin (ISO), Heptachlor (ISO) or Mirex (ISO). The goods listed in note 3 of this chapter
Other carrier catalysts
Other polyesters
Reaction initiators, accelerators not elsewhere specified
Polyethylene with a primary shape specific gravity of less than 0.94
Acrylonitrile
Lubricants (without petroleum or oil extracted from bituminous minerals)
Diagnostic or experimental formulation reagents, whether or not attached to backings, other than those of heading 32.02, 32.06
Lubricant additives for oils not containing petroleum or extracted from bituminous minerals
Primary Shaped Epoxy Resin
Polyethylene Terephthalate Plate Film Foil Strips
Other self-adhesive plastic plates, sheets, films and other materials
Other plastic non-foam plastic sheets
Other plastic products
Other primary vinyl polymers
Other ethylene-α-olefin copolymers, specific gravity less than 0.94
Other primary shapes of acrylic polymers
Other primary shapes of pure polyvinyl chloride
Polysiloxane in primary shape
Other primary polysulphides, polysulfones and other tariff numbers as set forth in note 3 to chapter 39 are not listed.
Plastic plates, sheets, films, foils and strips, not elsewhere specified
1,2-Dichloroethane (ISO)
Halogenated butyl rubber sheets, strips
Other heterocyclic compounds
Adhesives based on other rubber or plastics
Polyamide-6,6 slices
Other primary-shaped polyethers
Primary Shaped, Unplasticized Cellulose Acetate
Aromatic polyamides and their copolymers
Semi-aromatic polyamides and their copolymers
Other polyamides of primary shape
Other vinyl polymer plates, sheets, strips
Non-ionic organic surfactants
Lubricants (containing oil or oil extracted from bituminous minerals and less than 70% by weight)
Aircraft and other aircraft with an empty weight of more than 15,000kg but not exceeding 45,000kg

FROM: Usatoday / 5 de abril  de 2018