Listado de la etiqueta: Hidrocarburos

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La Administración de Riesgos en el Sector Hidrocarburos

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Uno de los nuevos órganos reguladores que surgieron con la Reforma Energética fue la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección del Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA), con el objetivo de promover la cultura de la previsión entre los regulados, por ello, el 13 de mayo de 2016, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación, las Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la conformación, implementación y autorización del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección Ambiental (SASISOPA).

El SASISOPA es un conjunto de elementos interrelacionados y documentados cuyo propósito es prevenir, controlar y mitigar una instalación o un conjunto de ellas en materia de seguridad industrial, seguridad operativa y protección ambiental.

Su objetivo primordial es mitigar el riesgo inherente a las instalaciones y actividades del sector hidrocarburos, a fin de evitar accidentes y con ello garantizar la seguridad de las personas, los bienes y el medio ambiente.

Tomando en consideración que las empresas no empiezan de cero en la conformación del sistema de administración, se estableció la obligación de elaborar un Documento Puente, en el que conste el estudio de correspondencia de los elementos del sistema de administración de cada empresa con los establecidos en el artículo 13 de la Ley de la ASEA, para estar en posibilidad de conformar, implementar y obtener la autorización del SASISOPA.

Lo anterior, permite retomar las medidas previas y complementarlas con las políticas establecidas por la ASEA, para lograr la uniformidad en el sector.

Uno de los aspectos más importantes para la conformación del SASISOPA es la identificación de peligros y análisis de riesgos, para definir las medidas de prevención, control y mitigación, así como la valuación de incidentes, accidentes y pérdidas esperadas en los distintos escenarios de riesgo, en función de las consecuencias que esos riesgos representan en la población, medio ambiente, instalaciones y edificaciones comprendidas en el perímetro de las instalaciones industriales y en las inmediaciones.

La identificación de riesgos y la valuación de incidentes y accidentes son componentes fundamentales para tomar medidas preventivas y determinar cuáles serán los mecanismos correctivos en caso de que se llegara a materializar el riesgo.

En este punto, la contratación de los seguros es indispensable, pues una vez identificado y valuado el riesgo, se podrán contratar los seguros adecuados y suficientes para transferir el riesgo y con ello evitar que la empresa pueda ver afectadas sus finanzas por la reparación de los daños ocasionados por un siniestro.

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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

 

¿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.

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[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

 

Ronda 2.4: un voto de confianza para México

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FROM: El Financiero / Rubén Cruz KPMG México / 16 de Enero de 2018

El sector energético inicia 2018 con una actividad importante en cuanto a licitaciones petroleras. El 31 de enero se llevará a cabo el acto de presentación y apertura de propuestas para la asignación de hasta 29 áreas contractuales en aguas profundas mediante contratos de licencia, y para el 27 de marzo se tiene previsto que ocurra lo mismo, pero para asignar hasta 35 áreas contractuales en aguas someras con contratos de producción compartida, para que, en ambos casos, particulares puedan realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en territorio mexicano.

Estas licitaciones serán las últimas antes de las elecciones presidenciales de 2018, hecho que provoca incertidumbre en el sector ante la posible desaceleración en el ritmo de implementación de la Reforma Energética en materia de exploración y extracción de hidrocarburos; sin embargo, estas licitaciones son la oportunidad más clara que las empresas del sector tienen para ser parte de la apertura histórica del sector petrolero en México.

¿Qué podemos esperar en la Ronda 2.4?

Las 29 áreas contractuales que se licitarán se localizan en las regiones conocidas como Perdido (nueve áreas contractuales localizadas frente al litoral de Tamaulipas), Cordilleras Mexicanas (10 áreas contractuales localizadas frente al litoral de Veracruz) y Cuenca Salina (10 áreas contractuales localizadas frente a Tabasco). La extensión de dichas áreas varía entre los 2,000 y los 3,000 km2, con una superficie promedio de 2,290 km2. En esta licitación se buscará asignar 2.8 veces más superficie que en la licitación pasada de aguas profundas (Ronda 1.4 *).

De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ya se tienen precalificadas a 29 empresas interesadas en esta licitación:

• 16 operadoras con representación de 12 naciones (Australia, China, España, Estados Unidos (5), Francia, Italia, Japón, Malasia, México, Noruega, Países Bajos y el Reino Unido)

• 13 como no operadoras, representando a 10 naciones (Alemania, Colombia, India, Japón, México, Portugal, Qatar, el Reino Unido, Rusia y Tailandia)

Esto refleja la confianza de la comunidad internacional hacia México y sus instituciones, así como a su Estado de derecho, pues se trata de contratos que se celebrarán por periodos de 35 años con prórrogas potenciales de cinco y 10 años, por lo que el plazo total del contrato podría llegar a ser de 50 años, lo que representa más de seis periodos presidenciales en México, con lo que puede concluirse que el voto de confianza será plenamente hacia el país y sus instituciones.

La ronda en números

De acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Energía, esta licitación podría atraer inversiones por 31,500 – 38,500 millones de dólares (entre siete y nueve bloques), en caso de que se asigne entre el 25% y el 30% del universo de las áreas contractuales disponibles (inversión de 4.5 mmdd / área contractual). En el eventual caso de que se llegara a asignar el 100% de las áreas, la inversión comprometida podría ascender a 130 mmdd.

En caso de empate, la variable de asignación la tendrá quien ofrezca el mayor monto en efectivo, y este será en beneficio del Estado mexicano en su totalidad por medio del Fondo Mexicano del Petróleo.

El porcentaje mínimo de contenido nacional que los operadores deberán incorporar a las actividades petroleras se incrementará de 3% a 10% en función de las actividades realizadas.

Como ya se ha comentado, la Reforma Energética llegó para quedarse; sería sumamente complejo lograr los consensos necesarios para su modificación y, además, la ley no es retroactiva, por lo que los contratos ya firmados serán los que regulen las relaciones entre el Estado mexicano y los operadores.

Cualquier cambio potencial en la ley afectaría solo las relaciones a futuro que el Estado pretendiera llevar a cabo con terceros; sin embargo, la duda que permanece en el ambiente es si el ritmo de la implementación de la Reforma se mantendrá en los siguientes meses y años.

Por lo anterior, se espera que las dos siguientes licitaciones (2.4 y 3.1) cuenten con una nutrida participación de empresas interesadas y que se registren altos índices de asignación, para así consolidar los pasos que ha dado el país en este sector en esta primera etapa.

*En la cuarta licitación de la Ronda 1 se licitaron 10 áreas contractuales en las regiones de Perdido y Cuenca Salina, con un superficie promedio de 2,380 km2 cada una, con un tamaño menor, ya que el rango fue de 1,678 a 3,287 km2.

FROM: El Financiero / Rubén Cruz KPMG México / 16 de Enero de 2018

 

Los peores accidentes con hidrocarburos en México – Primera Parte

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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.

 

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ducto

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

 

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

 

Responsabilidad de los propietarios de los buques por daños debidos a la contaminación con hidrocarburos

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La responsabilidad por los daños que se ocasionan a partir de las embarcaciones que transportan hidrocarburos se rige internacionalmente, bajo la competencia de la Organización Marítima Internacional (OMI) y con base en el Convenio de Responsabilidad Civil de 1992 (en adelante, el Convenio), en donde se reconocen los riesgos de contaminación que crea el transporte marítimo internacional de hidrocarburos a granel y en la necesidad de asegurar una adecuada indemnización a las víctimas.

 

En el Convenio, se establece que los propietarios de los buques se rigen con base en el principio de responsabilidad objetiva, lo que quiere decir que todos aquellos que causen un daño deben de repararlo y, para ello, crea un sistema de seguros obligatorios.

 

La responsabilidad del propietario respecto a los daños causados por contaminación, sólo se puede exceptuar cuando se debieron totalmente a:

  • Un acto de guerra, hostilidades, guerra civil o insurrección o a un fenómeno natural de carácter excepcional, inevitable o irresistible;
  • La acción u omisión de un tercero que actuó con la intención de causar daños o
  • La negligencia o a una acción lesiva de otra índole de cualquier gobierno o autoridad responsable del mantenimiento de luces u otras ayudas náuticas, en el ejercicio de esa función.

 

La limitación a la responsabilidad únicamente opera cuando los daños ocasionados hayan acontecido de forma súbita, imprevista y no deseada; de manera que no se podrá acudir a la limitación si los daños se debieron a una acción u omisión del propietario, si se actuó con intención de causar esos daños o temerariamente y a sabiendas de probablemente se originarían tales daños.

 

Es importante considerar que la limitación de la responsabilidad, si bien es un derecho del que gozan los propietarios de los buques, no abarca todas las causales de responsabilidad que pueden enfrentar, pues de acuerdo con el Convenio se aplica únicamente a hidrocarburos persistentes; es sólo para propietarios (por lo que excluye a fletadores, por ejemplo); no incluye ningún tipo de negligencia del propietario o de sus empleados y no ampara la responsabilidad civil, es decir, los daños y perjuicios que se puedan causar a terceros, en sus personas y bienes.

 

Adicionalmente, en algunos países existe legislación específica en la que se establecen otros límites de responsabilidad, generalmente con cantidades mayores a las establecidas por el Convenio, como es el caso de Estados Unidos de América, a través de la Ley sobre la contaminación con hidrocarburos (Oil Pollution Act).

 

Por lo anterior, es importante que los propietarios de buques cuenten con seguros con montos suficientes y adecuados, que cubran de manera integral los daños que puedan ocasionar con sus actividades.

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[1] Las unidades de cuenta se refieren a Derechos Especiales de Giro (DEG), cuyo valor es determinado por el Fondo Monetario Internacional y cuyo monto calculado al día 10 de abril de 2017 asciende a USD 1.352510. http://www.imf.org/external/np/fin/data/rms_sdrv.aspx

El Estado mexicano recibirá el 83.75% de las utilidades generadas en el pozo Amoca-2, de la empresa petrolera ENI, si éste deriva en producción comercial

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Es el primer hallazgo de hidrocarburos realizado por una empresa privada en México en más de 70 años

· Los análisis realizados hasta el momento, muestran que el área cuenta con más reservas de lo originalmente estimado

El descubrimiento en el pozo exploratorio AMOCA-2 es el primer hallazgo de hidrocarburos realizado por una empresa privada en México en más de 70 años. Lo anterior, anunciado por la empresa italiana ENI esta semana, es resultado de las oportunidades de inversión que ha otorgado la Reforma Energética, impulsada por el Presidente Enrique Peña Nieto.

Los análisis realizados por la empresa hasta el momento, muestran que el área cuenta con más reservas de lo originalmente estimado. La profundidad de perforación alcanzada fue de 3,500 metros, con este pozo se confirma la presencia de crudo de 18 grados API en yacimientos someros y se espera que a mayores profundidades se encuentre crudo ligero de alta calidad. Este descubrimiento ha superado satisfactoriamente las expectativas originales.

De acuerdo con la empresa ENI, el descubrimiento en el pozo exploratorio AMOCA-2 cuenta con altas probabilidades de obtener aprovechamiento comercial, debido a que el espesor de impregnación de crudo es de 110 metros, lo cual da indicio de grandes probabilidades de producción comercialmente viable.

En el caso de que este descubrimiento derive en producción comercial, el Estado recibirá el 83.75% de las utilidades generadas en este proyecto sin haber comprometido ni un peso del presupuesto destinado a gasto público ni haber recurrido a endeudamiento.

A sólo tres años de su implementación, la Reforma Energética ha permitido que la actividad sísmica se haya duplicado, las inversiones son cercanas a los 2 mil millones de dólares y 19 nuevas empresas participan, lo que propicia que a la fecha, la zona del planeta con mayor actividad sísmica sea la parte mexicana del Golfo de México. Además, de que ya hay cuatro empresas que perforan pozos exploratorios y delimitadores.

Toda esta nueva actividad ya comenzó a dar sus primeros frutos y se espera que se anuncien más descubrimientos en las áreas adjudicadas. Esta nueva oleada de actividad exploratoria se suma a los trabajos de exploración que PEMEX ha llevado a cabo durante décadas.

Con el paso del tiempo, veremos que este nuevo sistema industrial competitivo y diversificado que coexiste con Pemex surgido a raíz de la Reforma Energética, permitirá incorporar reservas y revertir la declinación de la plataforma de producción de crudo en el país.

A tres meses de la fecha de adjudicación de los 15 bloques en aguas someras que conforman la Ronda 2.1, este acontecimiento exitoso en la actividad exploratoria de ENI, estimulará la participación de otros inversionistas en las Rondas que están en marcha.

Dentro de los planes de la empresa ENI se encuentra la perforación de un pozo nuevo Amoca-3 y de dos pozos delimitadores Mizton- 2 y Tecoalli-2.

 

Dinero-Economía

 

Notimex

2017-03-26   11:49:37

Regulación obligatoria para exploración y extracción en aguas profundas

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El 5 de diciembre de 2016, se dieron a conocer los ganadores de la cuarta licitación de la Ronda 1 (Ronda 1.4), para realizar actividades de exploración y extracción en aguas profundas, entre los que se encuentran grandes empresas como China Offshore Corporation y el consorcio conformado por Statoil, BP Exploration y Total. La exploración y explotación del campo Trión la realizará Pemex en asociación con la empresa australiana BHP Billiton.

 

Para regular dichas actividades, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA), emitió las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos en Materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos (DACGS E&E).

 

La exploración y extracción que se lleva a cabo en aguas profundas es aquella que se realiza en áreas geográficas ubicadas costa afuera cuyos tirantes de agua son iguales o superiores a 500 metros y menos de 1500 metros, por lo que se trata de actividades de gran complejidad técnica y sujetas a diversos riesgos.

 

En este sentido, el conjunto de normas establecidas en las DACGS E&E están enfocadas en el establecimiento de estándares y parámetros de alcance internacional en materia de seguridad industrial y protección ambiental, con la finalidad de reducir riesgos, proteger la vida, el medio ambiente y las instalaciones.

 

Para ello, los operadores de aguas profundas están obligados a realizar la identificación de peligros y análisis de riesgos, de acuerdo a las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la Conformación, Implementación y Autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente aplicables al Sector Hidrocarburos (DACGS-SASISOPA).

 

Algunas actividades deberán ser realizadas por terceros autorizados, como es el análisis de riesgo de la etapa de ingeniería de detalle que incluya los riesgos del proyecto y los generados por las actividades que realizan los contratistas, subcontratistas, prestadores de servicio y proveedores del operador (artículo 55 de las DACGS E&E). Los terceros que deseen ser autorizados por la ASEA deberán sujetarse a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la autorización, aprobación y evaluación del desempeño de terceros en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (DACGS- Terceros).

 

Otra de las regulaciones que es aplicable a los operadores de la Ronda 1.4, son las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen el requerimiento mínimo de seguros a los regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural, donde se establece las coberturas de seguros y montos con los que deben contar para responder por los daños que lleguen a causar con sus actividades.

 

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Las temporadas abiertas en el transporte por ducto de hidrocarburos y petrolíferos

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De acuerdo con cifras de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), hasta el 6 de febrero del 2017, se han emitido 1648 permisos de transporte para petróleo, petrolíferos y petroquímicos, 249 de transporte de gas natural y 209 de gas licuado de petróleo (https://www.gob.mx/cre/acciones-y-programas/como-vamos-en-materia-de-hidrocarburos); una parte importante corresponde a ductos, toda vez que es uno de los medios más utilizados por su eficiencia y seguridad.

 

El transporte de ductos se puede llevar a cabo para usos propios, pero también con el fin de proporcionar servicios a terceros. En éste último caso, la CRE ha establecido ciertas condiciones, considerando que se trata de un servicio estratégico en la cadena de valor de los hidrocarburos y petrolíferos.

 

Para llevar a cabo la actividad de transporte por ducto, se requiere la realización de temporadas abiertas como un proceso en el que la empresa de transporte y operadora de un ducto ofrece al mercado la posibilidad de reserva de capacidad y transporte en el ducto, la cual de acuerdo con el artículo 4 de la Ley Hidrocarburos, tiene el propósito de brindar equidad y transparencia en la asignación o adquisición de capacidad disponible a terceros de un sistema o de un nuevo proyecto o con motivo de una renuncia permanente de capacidad reservada, que debe realizar un permisionario de transporte, almacenamiento o distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos para ponerla a disposición del público, a efecto de reasignar capacidad o determinar las necesidades de expansión o ampliación de capacidad”.

 

Actualmente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), son las principales empresas que están llevando a cabo las temporadas abiertas para ofrecer a terceros la infraestructura que tienen disponible.

 

En el caso de Pemex su temporada abierta para la infraestructura ubicada en el norte del país se encuentra vigente hasta el 17 de febrero (http://www.pemex.com/nuestro-negocio/logistica/temporadasabiertas/Paginas/default.aspx).

 

Al respecto, es importante destacar que uno de los requisitos de la CRE para otorgar los permisos de transporte por ducto es demostrar que se cuenta con los seguros suficientes para responder por los daños o perjuicios que se pudieran ocasionar en el desarrollo de sus actividades. En el caso de las temporadas abiertas, contar con seguros adquiere especial relevancia, toda vez que se trata de una forma de dar certeza a quienes deseen contratar capacidad y transporte en el ducto, que el sistema que les prestará el servicio se encuentra amparado.

 

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Gas pipeline in Wyoming