Increased Automation to Create New Roles in Oil, Gas
Increased automation and digitalization in the oil and gas industry will shake up employment opportunities and create new roles in the sector, suggests Thomas Sparks, head of strategy at Siemens Oil & Gas.
“Traditional job profiles in the oil and gas industry will change,” Sparks told Rigzone.
“Onshore training, remote operations centers, manufacturing based on 3D design and online monitoring will become critical game changers,” said Sparks, offering some insight into which industry segments are likely to see the most benefit through a growing shift towards automation and digitalization.
This shift won’t necessarily be bad news for oil and gas professionals though, according to Sparks, who believes new opportunities will emerge as a result of the change.
“It is not a question of whether oil and gas jobs will lose out to automation and digitalization in the future,” said Sparks.
“The question is how the industry will be able to translate huge quantities of information into better operational decisions and how this will lead to new job profiles and job opportunities for the workforce,” he added.
The primary goal of automation is not to replace workers, but to improve the productivity, safety and reliability of operations,” Andrew Hird, vice president and general manager of Honeywell Process Solution’s digital transformation unit, said.
“Forward-thinking organizations seek to empower people through automation, not replace them. By automating basic, repetitive tasks, people can be freed up for more productive, creative work,” he added.
Highlighting a current example of this trend, Hird said that technologies using internet connectivity are creating opportunities for roles such as data scientists, while improving the consistent gathering and analysis of a fast-growing amount of operational data. As automation is used to gather and present data, Hird stated that people are needed to interpret this information and make business-critical decisions based on it.
As many oil and gas companies around the world are facing a shortage of qualified personnel to operate multi-billion production facilities, Hird suggests that the challenge in the current oil price environment is not how to reduce the number of employees. Rather Hird implies that companies must now figure out how to increase production with a declining workforce, as well as attracting and retaining a new generation of workers.
“The only way many … [companies] are able to do so is through improved automation, which again allows them to deploy employees in more productive areas,” Hird said.
Automation Demand Increasing
The demand for automation software in the upstream oil and gas industry was in a period of decline late last year, according to Ali Raza, the vice president and general manager of advanced solutions at Honeywell Process Solutions.
A key reason for the decline was the fluctuating low oil price environment, Raza told Rigzone. The Honeywell VP added that interest in these types of systems first began to fall drastically when the oil price dropped in 2014.
“Although, some of the bigger companies … slowed down their projects they still wanted to continue, because I think one of the major concerns was cost optimization and basically trying to get savings out of cost optimization,” he added.
In spite of the decline, Raza predicted that demand in these systems would pick up towards the end of 2016.
Looking further ahead, IDC Energy Insights, a market provider of intelligence for the global technology industry, forecasted earlier this year that the top 50 percent of oil and gas companies will double down on oilfield operation automation, to double the productivity of those operations, by 2020.
“Oil and gas companies realize they must be more aggressive and consistent in how they run their operations,” Chris Niven, research director for IDC Energy Insights, told Rigzone.
“Many companies are now implementing proven approaches and techniques used over years by manufacturing to run operations more effectively and efficiently,” he added.
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Analysts: Industry Rebound for WTI to Take Shape As $65 Oil in 2018
Oil and gas industry conditions stand to gain strength after 2017, in a confluence of growing demand and a collapse in no-shale capacity, according to an end-of-quarter report from Morningstar in Chicago.
“We are increasingly bullish on oil prices rallying in the medium term, and have raised our WTI forecast to $65/bbl for 2018, which is the level we believe is required to drive a large-scale recovery in U.S. shale activity,” wrote analyst Joe Gemino. “Even so, the strength of U.S. shale is lurking beneath the surface: Our analysis shows that the recent uptick in rigs and falling shale decline rates together are enough to stabilize U.S. crude production within six months.”
Gemino also said that if U.S. activity doesn’t scale back, production will begin to grow again in 2017. That highlights the strength of tight oil in the country, he said, which would limit a commodity price rebound.
“Should a price rally ensue, it is far too strong to not overheat and eventually snuff out any future oil price rally. We remain bearish on oil prices for the longer term, and we reiterate our mid-cycle oil price outlook of $55 WTI ($60 Brent),” he said.
But keeping the above in mind, Gemino said, there is more evidence that shale producers can survive – perhaps even thrive – at lower prices than assumed in earlier forecasts.
Through labor cost-cutting and efficiency advances in technology, shale producers have managed to reduce production costs, which makes drilling profitable even at lower commodity prices. In February, some producers made headlines suggesting that “$40 is the new $70” per-barrel price needed to drill, but that has yet to fully manifest.
Copyright: Rig Zone
Petróleo resiste ‘embate’ del dólar y cierra semana con ganancias
Los precios del petróleo profundizaron las pérdidas al cierre de sesión, dejando atrás los niveles máximos del año que alcanzaron en la sesión previa motivados por las expectativas de un acuerdo entre los miembros de la OPEP para limitar su producción y por el descenso de las reservas de crudo estadounidenses.
El contrato del crudo WTI para entrega en noviembre cayó por debajo de los 50 dólares por barril después de que Rusia pusiera en duda un acuerdo en el corto plazo con la OPEP, tras el compromiso del grupo para reducir la producción.
El barril de crudo estadounidense cayó 1.24 por ciento, para cotizarse en 49.81 dólares. En el balance semanal, el WTI acumuló una ganancia de 3.25 por ciento.
Por su parte, el barril del Brent para entrega en diciembre terminó la jornada en 51.93 dólares, una baja de 1.10 por ciento frente al cierre previo de 52.50 dólares en el Intercontinental Petroleum Exchange (ICE). En el conjunto de la semana el barril ganó 5.85 por ciento.
Pese al descenso, ambos referenciales aún marcan un 10 por ciento de alza contratos vigentes de crudo desde que las naciones de la OPEP, entre ellos los rivales Arabia Saudita e Irán, anunciaron el 28 de septiembre un acuerdo tentativo para recortar moderadamente sus niveles de producción.
Se espera que los detalles de los recortes queden definidos antes de la reunión formal de la OPEP del 30 de noviembre, lo que ha llevado a creer a algunos participantes del mercado que los precios quedarán sobre una barrera de soporte de 50 dólares por barril hasta entonces.
En el corto plazo, el mercado también era apoyado por el paso del huracán Matthew por las costas de Estados Unidos, ya que se teme que pueda interrumpir las importaciones de crudo del país y provocar, eventualmente, escasez de combustibles.
Fuente: El Financiero
Petrobras Says Deep-Water Opening Luring Big Oil to Brazil
International oil companies are reaching out to Brazil after it opened its most promising offshore region to increased competition, a move welcomed by Petrobras Chief Executive Officer Pedro Parente as he seeks partners to spread investment costs.
Producers rushed to contact Houston-based Brazilian officials last week after Congress removed a requirement that Petrobras control operations at all new projects in an area known as the pre-salt, Parente said. It’s the most investor-friendly change in regulation since the 1997 oil law that ended the company’s monopoly in Brazil.
“Our foreign ministry representation unit in Houston, in the very following day, received seven manifestations of interest of big companies,» Parente said at Bloomberg’s offices in New York City.
The policy shift comes as the state-controlled producer is selling assets to slash debt, which stood at $125 billion in the second quarter. The Rio de Janeiro-based producer has a group of more than 30 projects worth about $40 billion that it is marketing to potential buyers, Parente said.
Allowing others to control drilling and production in the potentially oil-rich pre-salt will provide a larger group of offshore operators for Petrobras to team up with at upcoming licensing rounds. Foreign oil companies haven’t had a chance to bid for licenses to operate in the pre-salt since before anyone knew how vast the reserves were.
The nationalistic oil policies were put in place in 2010 when the government moved to put Petrobras in control of the biggest group of offshore discoveries this century. This limited access to bidding with Petrobras as a minority partner, or trying to buy into an existing license awarded under previous rules.
Pre-salt oil was formed when the South American and African continents began separating more the 100 million years ago. The repeated flooding and evaporation of salt water in what is now the South Atlantic created a layer of the mineral as thick as 2,000 meters that blankets the deposits. The biggest discovery in the area, Libra, holds an estimated 8 to 12 billion barrels of recoverable reserves.
Interest in the region is strong. Petroleo Brasileiro SA, as it is formally known, recently sold its stake in a pre-salt concession to Statoil ASA for $2.5 billion. The government is planning to offer new pre-salt exploration acreage in 2017, and the new rules let Petrobras bid more selectively as it looks to contain capital expenditures. The company is likely to continue shedding staff in the next two years, said Parente.
Higher-than-expected output at the pre-salt has cut Petrobras’s break-even cost to $40 a barrel, and the company can lower it further, said Parente. The company will continue efforts to reduce spending even if oil prices rebound, he said, adding that he sees oil at $50 to $55 a barrel next year.
“Productivity of the pre-salt fields in Brazil is amazing,” said Parente. “Some wells produce 40,000, 50,000 barrels a day per well. So I think this is what is in the mind of these companies.”
Petrobras is also looking to bring in partners for its refineries, which posted losses in four out of the past five years. The «ideal» partner would supply knowledge, not just money, according to Parente.
The influx of partners, asset sales and increased competition in offshore fields from foreign producers will force Petrobras to become more efficient, the company’s top managers said.
“Five to ten years from now the market landscape will be completely different,” said Nelson Silva, Petrobras’ head of strategy who was at the interview. “It will put pressure in us to improve.”
Copyright: Bloomberg
Amplían plazos para analizar cambios en licitación de Trión
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) amplió el plazo para que los interesados en la licitación por la primera asociación o farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex), en el campo de aguas profundas Trión, analicen los recientes cambios a las bases de licitación y al acuerdo de operación conjunta, aunque la fecha de apertura de propuestas se mantuvo para realizarse el 5 de diciembre.
Martín Álvarez Magaña, director general de Licitaciones de la CNH, explicó en sesión extraordinaria del órgano de gobierno del regulador que a solicitud del director general de Pemex, José Antonio González Anaya, se otorgará una semana más para que los interesados revisen las nuevas condiciones. Con ello, la fecha límite para que envíen preguntas pasó del 3 al 10 de octubre y la publicación final de las bases, contrato y acuerdo de operación conjunta cambió del 7 al 14 de octubre.
La semana pasada, se realizaron modificaciones a las bases de licitación y al acuerdo de operación conjunta del campo, y dado que fueron realizadas a solicitud de la industria, vuelven más atractiva la licitación.
Entre las modificaciones principales, se redujo de 45 a 40% la participación de Pemex Exploración y Producción, se ajustó de 20 a 15% el personal que Pemex podrá comisionar en el campo y se definió que las garantías financieras solicitadas a las empresas tendrán vigencia sólo durante el acarreo del contrato.
Además, se estableció que Pemex sólo podrá remover al operador durante la etapa de acarreo y por dos causas: si la CNH denuncia incumplimiento o si no subsana esta denuncia, además de que no podrá votar si no está al corriente en inversiones y tendrá un mecanismo para que los socios lo obliguen a pagar adeudos vendiendo parte de su participación; mientras que asumirá la responsabilidad y el pago por daños preexistentes en el área y la sede de arbitraje estará en Calgary, Canadá, y no en México.
Las empresas licitarán por un contrato de licencia que puede durar hasta 50 años, en el que se reconocerá a la estatal la inversión realizada hasta ahora de 464 millones de dólares, que se sumará a un acarreo que los socios harán a su nombre por el mismo monto, con lo que la estatal no invertirá en el campo al menos en los primeros seis años de operación.
Hasta el cierre de la precalificación, se encuentran interesadas en el proceso 10 trasnacionales: BHP Billiton, BP, Chevron, ExxonMobil, Inpex Corporation, Lukoil, Mitsubishi, PC Carigali, Shell y Total.
Conformación de consorcios
En total, se espera una inversión de hasta 11,000 millones de dólares en la explotación de este campo, que cuenta con 1,285 kilómetros cuadrados, a 2,500 metros de profundidad, con reservas totales de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que son iguales a todos los recursos prospectivos adjudicados hasta ahora en la Ronda Uno mexicana.
Fuente: El Economista
Petróleo en EU alcanza los 47 dólares, su nivel más alto en 20 días
Los futuros del petróleo repuntaron a su nivel más alto desde principios de septiembre, tras publicarse que los países de la OPEP llegaron a un acuerdo para limitar la producción, sumado a la caída semanal en los inventarios de crudo en Estados Unidos.
El crudo estadounidense WTI para entrega en noviembre, se disparó 5.33 por ciento y cerró en 47.05 dólares el barril, su nivel más alto desde el pasado 8 de septiembre.
El Intercontinental Petroleum Exchange (ICE), el crudo Brent para entrega en diciembre cerró en 48.69 dólares, un 5.92 por ciento más que al término de la sesión anterior de 45.97 dólares.
Los países de la OPEP acordaron en Argelia congelar la producción para reducirla a 32.5 millones de barriles diarios a lo largo de 2017.
El acuerdo fue adoptado este miércoles en una reunión informal de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y deberá ser refrendado en Viena, en un encuentro formal de la organización el próximo 30 de noviembre.
Antes del anuncio procedente de Argel, los operadores del Nymex también celebraron el informe del Departamento de Energía, que reveló que las reservas de crudo en Estados Unidos cayeron la semana pasada en 1.9 millones de barriles hasta 502.7 millones.
Fuente: El Financiero
Brent Oil Halts Gain near $50 as Market Eyes November OPEC Deal
Oil halted gains after rising above $50 a barrel in London for the first time in more than three weeks, as plans by some OPEC members to boost output raised doubts the group will be able to implement its production cut in November.
Brent futures fell 0.4 percent in London after advancing 6.9 percent last week. While OPEC outlined an accord to reduce production by as much as 750,000 barrels a day, its third-largest member Iran wants to increase exports to 2.35 million barrels a day in the coming months, state news agency IRNA reported. The OPEC member is currently shipping 2.2 million barrels a day. Rigs targeting crude in the U.S. rose a fifth consecutive week to the highest level since February, Baker Hughes Inc. said on its website Friday.
Oil capped the biggest monthly gain since April after the Organization of Petroleum Exporting Countries agreed to trim supply for the first time in eight years. While quotas will be decided at the group’s official meeting in November, Nigeria and Iran have said they are exempt and Iraq has said it doesn’t accept OPEC’s estimates of its production levels. Russia boosted output last month to a post-Soviet record.
“Oil will probably trade between $45 and $50 a barrel as we move into November and see what type of deal is done,” said Angus Nicholson, a market analyst in Melbourne at IG Ltd. “There are questions about how OPEC is going to police the new output limits and how they will keep members in line if they breach their production ceiling.”
Brent for December settlement, which became the front-month contract Monday following the expiry of November futures last week, was 5 cents lower at $50.14 a barrel at 8:17 a.m. on the London-based ICE Futures Europe exchange. The November contract fell 18 cents to expire at $49.06 on Friday, while the December contract closed at $50.19. The global benchmark traded at a $1.47 premium to December West Texas Intermediate.
WTI for November delivery was down 17 cents at $48.07 a barrel on the New York Mercantile Exchange. The contract rose 41 cents to $48.24 on Friday, the highest close since Aug. 19. Total volume traded was about 42 percent below the 100-day average. Prices rose 7.9 percent in September.
For a story on OPEC challenges after the output agreement, click here.
U.S. drillers added seven rigs during the week ended Sept. 30, increasing the count to 425, according to Baker Hughes. The U.S. is pumping at a rate of 8.5 million barrels a day, weekly data from the Energy Information Administration show.
Oil-market news:
Russian output climbed to 11.11 million barrels a day in September, according to data from the Energy Ministry’s CDU-TEK unit. Investors increased their long position in WTI by 24,131 futures and options, or 8.1 percent, during the week ended Sept. 27, according to the Commodity Futures Trading Commission. Bets on falling prices dropped.
Copyright: Rig Zone
Producción de OPEP con récord en septiembre
La producción de la OPEP alcanzó probablemente su nivel más alto en la historia reciente en septiembre, indicó un sondeo de Reuters el viernes, ya que Irak elevó sus exportaciones en el norte y Libia reabrió algunas de sus principales terminales.
El alza se produjo pese al descenso del bombeo del mayor productor mundial, Arabia Saudita, y el acuerdo alcanzado esta semana por la Organización de Países Exportadores de Petróleo en Argelia para limitar el suministro y apoyar los precios, su primera decisión de este tipo desde el 2008.
El suministro de la OPEP subió en 70,000 barriles por día (bpd), hasta 33.60 millones de bpd en septiembre desde una cifra revisada de 33.53 millones de bpd en agosto, según el sondeo, basado en datos de envíos e información de fuentes del sector.
El incremento del bombeo podría unirse al escepticismo sobre la capacidad de la OPEP para fijar su nuevo objetivo de producción de entre 32.50 millones y 33 millones de bpd, tarea que los ministros aplazaron hasta la reunión del grupo en noviembre.
El crudo se había encaminado a 50 dólares por barril el jueves, pero cotizaba cerca de 49 dólares el viernes.
El alza en septiembre fue liderada por Irak y Libia. La firma petrolera estatal iraquí Somo y la región semiautónoma del Kurdistán comenzaron a exportar de nuevo crudo de forma conjunta desde los campos de Kirkuk.
Esto elevó el suministro de Irak hasta 4.43 millones de bpd en septiembre, según el sondeo.
En Libia, la Corporación Nacional del Petróleo abrió tres puertos anteriormente bloqueados, permitiendo que su subsidiaria Agoco —que opera sobre todo en el este— subiera su producción.
El bombeo en Arabia Saudita bajó levemente desde el máximo alcanzado en el verano, indicaron fuentes, mientras que el bombeo en Irán —que registra el crecimiento más rápido de la producción en el seno de la OPEP— se mantuvo estable este mes, en niveles cercanos a los previos a las sanciones occidentales por su programa nuclear.
Petróleo avanza por segundo día gracias a la OPEP
Los precios del petróleo cerraron con desempeño dispar el viernes, pero registraron su segundo avance mensual consecutivo gracias al plan de recortes de la producción acordado por la OPEP, aunque el escepticismo sobre su cumplimiento creció tras datos que sugirieron otra marca récord de bombeo.
La mezcla mexicana de exportación avanzó 2.23% en el mes; el crudo Brent subió 4% en septiembre, mientras que el referencial estadounidense WTI ganó 8%, ayudados por el anuncio del miércoles por parte de la OPEP de que retirará del mercado 700,000 barriles diarios. Analistas estiman que el exceso global de suministro de crudo está en el rango de 1-1.5 millones de barriles por día (bpd).
En su cotización diaria, el crudo mexicano avanzó 0.35%, a 39.83 dólares barril; en la semana ganó 5.09 por ciento. El Brent para entrega en noviembre bajó 18 centavos, o 0.4%, a 49.06 dólares por barril, y cerró tanto la semana como el mes con un avance de alrededor de 4 por ciento. En el trimestre finalizado el viernes cayó casi 1 por ciento. El WTI cerró con una subida de 41 centavos, o cerca de 1%, a 48.24 dólares por barril. En la semana y el mes subió alrededor de 8%, y en el trimestre terminó estable.
La OPEP acordó reducir su producción a 32.5-33 millones de bpd, desde alrededor de 33.5 millones de bpd, cálculo de bombeo en agosto. Los detalles, incluidas las cuotas para cada miembro y la fecha de entrada en vigor, se cerrarán en la próxima reunión del grupo, que se celebrará en noviembre.
Fuente: El Financiero
