Retos en aguas Profundas y Ultra-profundas

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Mundialmente la explotación de hidrocarburos está aumentando en lo que se denomina “aguas profundas” y “ultra-profundas”, es decir zonas en mar en las que se trabaja a más de 500m y 1500m de profundidad respectivamente.

Esto conlleva a problemas que se refieren a condiciones de alta presión y alta temperatura, suelos de consistencia blanda, georiesgos de mayor complejidad, corrientes oceanográficas severas y alta sensibilidad a factores ambientales, en cuanto a los retos por resolver se encuentran:

  • El aseguramiento de flujo desde el pozo hasta las plataformas y sistemas de producción

  • La caracterización de los peligros, la planeación, diseño y ejecución de los trabajos de perforación

  • Terminación de los pozos, caracterización del comportamiento de los sistemas de producción en las condiciones particulares de los ámbitos de explotación y la generación de normas basadas en riesgo y confiabilidad para el diseño y evaluación de estos sistemas.

En estos proyectos, los costos marginales superan el USD millón por día, por lo que se requiere hacer una planeación eficiente para disminuir el tiempo no productivo y apoyar la amortización económica de los costos.

Además algunos eventos recientes han hecho que los operadores sean plenamente conscientes de que el manejo de riesgos y el cumplimiento estricto de las normativas revisten una importancia primordial al trabajar en un ambiente en el que los errores pueden traducirse en catástrofes humanas, ambientales y financieras.

En México se tiene un programa de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas, auspiciado por el Instituto Mexicano del Petróleo.

Este programa se enfoca en las siguientes áreas:

  • Caracterización de los peligros naturales y de los hidrocarburos

  • Caracterización del comportamiento de los equipos y sistemas

  • Establecimiento del riesgo y la confiabilidad de los equipos y sistemas

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Peso gana casi 15 centavos tras repunte del petróleo

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El peso mexicano se apreciaba la mañana de este lunes a su mejor nivel en casi una semana tras un repunte de los precios del petróleo, que previamente habían observado un declive por dudas sobre un acuerdo que buscarán esta semana los principales productores de crudo para reducir el bombeo.

El peso se negociaba en 20.5535 unidades por dólar, con un alza del 0.71%, ó 14.65 centavos,frente a los 20.7 pesos por billete verde del precio de referencia de Reuters del viernes.

El dólar estadunidense registra este lunes un precio promedio de 20.21 pesos a la venta y 19.53 pesos a la compra, en las casas de cambio del Aeropuerto Internacional “Benito Juárez” de la Ciudad de México (AICM).

La divisa extranjera se ofrece en un máximo de 20.60 pesos y se adquiere en un mínimo de 19.20 pesos en la terminal aérea de la capital del país.

En los mismos centros cambiarios, el euro se vende hasta en 22.99 pesos y se compra en una menor cotización de 21.30 pesos.

Copyright: El Economista

Transparencia reta a petroleras en Ronda Uno

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El 5 de diciembre se realizará la licitación 1.4 que comprende 10 campos en aguas profundas y en la que los trámites de transparencia han sido el principal reto para las petroleras extranjeras, según Raúl Camba, socio director de Accenture Estrategia, quien explicó que sus clientes advierten una sobrerreglamentación en el proceso.

“Nosotros les decimos que esto tiene sus razones y para entenderlas tienen que conocer la historia del país. Por eso es importante que cuenten con socios estratégicos locales”, destacó.

 Para la cuarta licitación, llamada la Joya de la Corona, hay 16 compañías precalificadas como operadores y 10 como no operadores, entre los que destacan Chevron, ExxonMobile, Shell, Petrobras y Pemex.

Del total de las compañías seleccionadas como posibles operadores de estos campos, 15 son públicas y disponen de un efectivo conjunto de 144 mil 278 millones de dólares para nuevos proyectos, según datos al segundo trimestre de este año.

Se trata de un capital 2.3 veces mayor a lo que estima obtener la Secretaría de Energía en la licitación. 

“Hay dos partes que dependen del éxito, uno es puramente económico, que es el ofrecer los campos con mayor potencial de un retorno de inversión. El segundo es más complejo, que básicamente son las condiciones fiscales del contrato”, expresó Raúl Camba. 

Por seprado, Ernesto Marcos Giacomán, socio fundador de Marcos y Asociados, Infraestructura y Energía, explicó que las compañías no necesariamente deben tener experiencia en el Golfo de México, pero sí deben demostrar que tienen producción e inversiones significativas en aguas profundas.

Copyright: El Financiero

Nuevos desarrollos en aguas Ultraprofundas

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En 2001 se consideraba un reto llegar a 1300 metros de profundidad en la perforación de aguas para la extracción del crudo. El día de hoy existen campos que trabajan con el doble de esta profundidad, generando acceso a aguas ultra-profundas, lo que requiere de una constante evolución de la tecnología, así como métodos radicalmente nuevos para la prospección en las regiones de aguas profundas más allá de la plataforma continental.

 

Respondiendo a estos retos, el proyecto FPSO Girassol ha estado implementando nuevas ideas en el campo Rosa en Luanda,  cuyo sistema consiste en dos estaciones de bombeo, cada estación cuenta con un par de bombas multifase submarinas. La primera estación comenzó a trabajar en septiembre de 2015 y la segunda en Abril de 2016 y hasta el momento han estado trabajando de manera óptima.

 

Algunos retos que se han enfrentado y han logrado solucionar ante esta implementación multibombas, ha sido el suministro eléctrico que se requiere para su funcionamiento, esto con la ayuda del FPSO Dalia.

 

Las bombas multifase, se usan desde los años 70´s. En 1984 se hizo el proyecto Poseidón con el objetivo de mejorar esta tecnología para aplicarla a proyectos de aguas profundas, el resultado fue un prototipo de bomba multifasehelicoaxial que impulsa la mezcla de gas, agua y aceite, sin separar el gas de los líquidos.

 

El objetivo de este sistema multibombas, es disminuir el costo por barril. En México se espera que los proyectos de aguas profundas tengan un poco más de madurez para implementar este sistema.

 

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Petróleo aporta 18% a los ingresos totales

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Para el cierre del tercer trimestre del año los ingresos petroleros registraron un total de 617,410.7 millones de pesos, un crecimiento real de 0.9%, respecto a lo registrado en el mismo periodo del 2015. 

Este monto representó 18% de los ingresos presupuestarios totales del sector público, la participación más baja desde 1994, considerando sólo los primeros nueve meses de cada año, de acuerdo con datos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). 

En el tercer trimestre del 2008, en plena crisis financiera, los ingresos petroleros aportaban 45% de los ingresos totales, a partir de finales del 2014, empezaron a reducir su aportación.

 Lo anterior se debió a que los precios del petróleo a nivel internacional comenzaron a reducirse de manera significativa, al igual que la producción de Petróleos Mexicanos (Pemex), lo cual se vio reflejado de manera directa en los ingresos que aportan a las finanzas públicas del país, coincidieron expertos.

 Héctor Villarreal, director general del Centro de Investigación Económica Presupuestaria (CIEP), comentó que si bien se han despetrolizado las finanzas públicas del país, el verdadero problema es que los ingresos que se obtienen por el cobro de impuestos no son suficientes para solventar al 100% el gasto público. 

Refirió que México sigue siendo de los países con baja recaudación tributaria como porcentaje del Producto Interno Bruto (PIB); el promedio de la recaudación tributaria de los países que conforman la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) fue de 34.4% del PIB en el 2014 (últimos datos), en México se ubicó por debajo de 20 por ciento. Para el cierre del 2017 se espera que representen 15% del PIB.

 “Aunque los ingresos tributarios sigan creciendo, será a un nivel muy bajo porque el efecto de las reformas se va a agotar. Estos ingresos sólo van a crecer si la economía avanza, pero seguimos viendo aumentos pequeños. Además, el gasto cada vez es mayor y vive una gran presión por el de pensiones, participaciones y costo financiero de la deuda”. 

Agregó que difícilmente los ingresos petroleros puedan recuperarse en el corto o mediano plazos, una vez que las rondas 1,2 y 3 comiencen a dar resultados. 

“En el corto plazo, la posibilidad de que aumenten los ingreso petroleros es muy baja, porque el costo es alto y es difícil que la producción aumente; además de que el precio ha estado topado (…) el efecto Trump es indirecto, afecta más la baja producción y el precio”. 

En el 2012 el precio anual promedio de la mezcla mexicana se ubicaba en 101.96 dólares el barril, para el cierre del 2015, se ubicó en 43.28 dólares el barril de petróleo, esto es una caída de 58%, según datos del Servicio Geológico Mexicano. 

El viernes pasado el precio de la mezcla mexicana se ubicó en 37.40 dólares el barril. 

Aportan menos al gasto 

Al cierre del tercer trimestre del año, cuando el gasto fue por 3.7 billones de pesos, los ingresos petroleros apenas aportaron 16% con un total de 617,410.7 millones de pesos. 

Esta aportación ha sido la más baja desde 1990, año desde donde se tiene registro, y considerando sólo los primeros nueve meses de cada año. En el 2008, los ingresos petroleros aportaron hasta 48% del gasto neto del sector público. 

“Si bien es bueno que las finanzas públicas del país estén teniendo menor dependencia de los ingresos petroleros, el principal factor debería ser por el crecimiento de otros ingresos como los tributarios y no por la presión que está ejerciendo la caída en el precio del petróleo”, dijo Luis Miguel Labardini, socio de Marcos y Asociados. 

De acuerdo con la Ley de Ingresos de la Federación 2017, los ingresos petroleros serán por 739,369 millones de pesos, de los cuales, 400,415 millones de pesos provendrán de Pemex y los 338,954 millones, de la Comisión Federal de Electricidad. 

Es decir, de los 4.8 billones de pesos que pretende gastar el sector público, las empresas productivas del Estado aportarán 15 por ciento. Por el cobro de impuestos se espera recaudar un total de 2.7 billones de pesos.

Copyright: El Economista 

Multan a Pemex con 2.1 mdp por no aprovechar gas

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Durante la 64 sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se sancionó a Pemex Exploración y Producción con 2.1 millones de pesos por no cumplir con las metas de aprovechamiento de gas en Ku-Maloob-Zaap.

La comisión detectó que durante 2014 y 2015 la quema y venteo de gas en el activo incumplió las metas de aprovechamiento, las cuales eran de 39.6 millones de pies cúbicos en 2014 y se quemaron 133.5, mientras que en 2015 el limite máximo era de 105 y se quemaron 137.8 millones de pies cúbicos de gas.

Juan Carlos Zepeda Molina, comisionado presidente de la CNH, detalló que los 550 millones de pies cúbicos que Pemex quema cada día equivalen a 32% del gas natural que México importa.

Pemex justificó el incumplimiento a la reducción presupuestal de 100,000 millones de pesos “El cumplimiento a la meta establecida de 98% en el aprovechamiento de gas en aguas someras fue pospuesta, alcanzándose un índice de 96”, dijo la empresa  el pasado 11 de noviembre.

Además de la sanción económica impuesta  a la empresa se le obligó a  implementar inversiones por 2 mil 446 millones de dólares en distintas actividades por los próximos tres años, así como presentar un plan para subsanar la situación.

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Copyright: Oil and Gas Magazine

Trámites ambientales relacionados con el Sector Hidrocarburos

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Uno de los aspectos más importantes de la Reforma Energética fue la creación de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA), como un órgano altamente especializado, al cual le fueron transferidas las atribuciones que anteriormente eran parte de otras instituciones, como el caso de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.

En este sentido, actualmente la ASEA es la autoridad competente para la gestión de trámites relacionados con el Sector de Hidrocarburos y Petrolíferos. Entre los trámites ambientales más importantes que los regulados deben presentar a la ASEA, se encuentran los siguientes:

  • Quienes lleven a cabo la construcción y operación de ductos para el transporte y distribución de hidrocarburos, o bien, la construcción y operación de instalaciones para el procesamiento, comprensión, licuefacción, descompresión y regasificación, así como de instalaciones para el transporte, almacenamiento, distribución y expendio al público de gas natural deberán presentar una Manifestación de Impacto Ambiental, que se trata de un estudio en el que el regulado propone medidas protección al medio ambiente y preservación de los ecosistemas, a fin de evitar o reducir al mínimo los efectos que sus actividades puedan generar en el ambiente.

  • Quienes realizan actividades relacionadas con el Sector Hidrocarburos y Petrolíferos, consideradas altamente riesgosas, deben presentar un Estudio de Riesgo Ambiental en el que se expongan cuáles son los riesgos que podrían presentarse a las instalaciones, a terceros y al medio ambiente derivado de las actividades que realizan.

  • Quienes realicen actividades relacionadas con el Sector Hidrocarburos y Petrolíferos y generen residuos peligrosos, deberán contratar los servicios de una empresa autorizada para el manejo de residuos peligrosos.

En los casos antes mencionados, como uno de los requisitos, la SEMARNAT preveía la presentación de un seguro para garantizar la reparación de los daños al medio ambiente.

Ahora es la ASEA quien tiene esa atribución, de conformidad con su Reglamento Interior, por lo que los regulados habrán de someterse a las disposiciones que para el efecto se emitan.

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Califica CNH a seis operadoras para Trión

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que las empresas BHP Billton, BP Exploration México, Chevron Energía de México, ExxonMobil Exploración y Producción México, Shell Exploración y Extracción de México y Total E&P ,fueron las empresas que pasaron el proceso de precalificación para participar en la licitación para ser socios de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la modalidad de operadores.

Mientras que Inpex Corporation, Mitsubishi Corporation, PC Carigaliari México y Lukoil International Upstream Holding fueron aprobados como no operadores.

Las empresas están precalificadas para participar como socios operadores o financieros, además de que están autorizadas para asociarse entre ellas, siendo un socio financiero y otro operador.

Los consorcios se podrán conformar entre el 14 y 18 de noviembre, para que el anuncio final de las asociaciones sea a más tardar el 18 de noviembre.

La licitación se llevará a cabo el próximo 5 de diciembre en conjunto con la ronda 1.4 donde se subastaran 10 áreas contractuales en aguas profundas en el Golfo de México.

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Fuente: Oil and Gas Magazine

Comisión de Energía publica criterios para visitas de verificación

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La Comisión Reguladora de Energía (CRE) expidió los criterios y metodología para determinar los permisionarios que serán sujetos a una visita de verificación o inspección.

En el acuerdo, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF), se establece el número de permisionarios que anualmente deberán ser visitados, según la actividad regulada de que se trate: en materia de petróleo, petrolíferos y petroquímicos; de gas natural; de gas LP; y de energía eléctrica.

El documento resalta que los criterios y metodología se evaluarán por lo menos una vez cada cinco años y en cualquier tiempo cuando la Comisión Reguladora de Energía lo considere conveniente de acuerdo con nuevos requerimientos o circunstancias.

Explica que la CRE a través de la Coordinación General de Ingeniería y Normalización o de aquella unidad administrativa que la sustituya en sus funciones, en su caso, determinará anualmente los permisionarios que serán sujetos de una visita de verificación.

Para ello, agrega, deberá considerar los recursos humanos y económicos disponibles de la CRE.

Destaca que para el diseño y elaboración del programa anual de visitas de verificación e inspección se deben considerar, entre otros, la disponibilidad de recursos, el universo de permisionarios.

Así como el cumplimiento y observancia de obligaciones por parte de los sujetos regulados y mejores prácticas internacionales en la materia. El presente acuerdo entrará en vigor a partir de mañana.

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Fuente: Noticieros Televisa

La reforma energética en México y la producción de crudo

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La Reforma Energética mexicana, ha sido calificada por Faith Birol (Director de la Agencia Internacional de Energía) como una de las más “profundas y amplias” que han sido implementadas en los últimos años a nivel mundial y a su vez aseguró que no sólo era el mejor camino para México sino el único posible, pues con el modelo anterior en el que Petróleos Mexicanos (Pemex) era un monopolio, llegaría el momento en que no sería capaz de satisfacer las necesidades energéticas del país a mediano y largo plazo.

Sin embargo ante el aumento de la producción que se prevé con las 11 licencias de exploración y producción en aguas profundas del Golfo de México, dentro de la cuarta licitación de la Ronda Uno y la asociación de un privado con Pemex en el campo Trión se presenta otra problemática relacionada con el transporte, recepción y almacenamiento de crudo y derivados en puertos mexicanos ya que se va a requerir aumentar su capacidad en un 72%, lo cual equivale a una inversión de 62,000 millones de pesos

En el 2015, la capacidad total de los puertos nacionales permitió recibir, almacenar y transportar tierra adentro 290 millones de toneladas; el plan con las adjudicaciones de las rondas petroleras será llegar a 500 millones de toneladas anuales, para lo cual se necesita ampliar la capacidad de almacenamiento y las vías de transporte en tierra, principalmente de los puertos de Tuxpan, Matamoros, Tampico, Altamira y Veracruz.

Cabe mencionar que los resultados de esta reforma ya están entrando en actividad, eso lo vimos el pasado 31 de Octubre, cuando Pan American empezó con actividades de perforación en el bloque de Hokchi ubicado en el estado de Tabasco.

De igual manera hemos visto algunos cambios que se han hecho para la licitación de la asociación de una empresa privada con Pemex para la explotación del bloque de Trión.

Ante estos resultados vemos la necesidad de tener siempre un seguro que proteja a los nuevos operadores de upstream y midstream ante cualquier eventualidad.

En NRGI Broker contamos con un equipo experto en Seguros de Responsabilidad Civil y Seguros de Control de Pozos que se adaptan a las necesidades de su empresa y análisis de riesgo que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades.

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