Los huérfanos de OGX

Octubre/Noviembre/Diciembre 2013
Año 19 . Número 4
Los huérfanos de OGX
Como los problemas financieros de OGX
afectaron centenas de empresas y
millones de personas
Libra: subasta unica
proporciona reserva “insitu”
Pemex se coloca entre las
más competitivas del mundo
Oil & Gas Journal
Latinoamericana
| Oct/Nov/Dec -|2013
Paraguay
| Venezuela
México
OTC BRASIL 2013
Los retos de um
mercado cambiante
Las inovaciones
tecnológicas
| Bolivia | Colombia | Perú
1
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Octubre/Noviembre/Diciembre 2013
Año 19 . Número 4
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721222
DESTAQUE
5
Los huérfanos de OGX
MONITOR REGIONAL
9
Libra: subasta unica proporciona reserva “insitu”
PANORÂMICA
13
OTC Brasil 2013 - los retos de un mercado cambiante
TECNOLOGIA
15
Novedades tecnológicas en la OTC Brasil 2013
GIRO
18
Notas por país (petróleo, gas y energía)
AGENDA
21
Los eventos importantes de la industria en América Latina
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Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
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Glossário de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
capa
Foto montaje de
imágenes de
internet
Destaque
Los huérfanos de OGX
Neli Terra – NATAL, BRASIL
Fue en los últimos días de octubre, durante la
OTC Brasil 2013, que la francesa Perenco anunció
la reducción de las operaciones de la empresa en
Brasil, tras una campaña exploratoria considerada
decepcionante, donde la empresa tuvo que asumir los
costos que no fueron pagados por OGX.
Perenco ha perforado 4 pozos offshore de la cuenca
de Espírito Santo, pero apenas ha encontrado, en
uno de ellos, una reserva de tight gas, de extracción
inviable por la ubicación en aguas profundas.
La compañía entró en el offshore brasileño en 2008,
cuando adquirió participaciones operacionales en
cinco concesiones, sísmica 3D en varias áreas y pasó
también a perforar pozos. La pretensión de Perenco
era encontrar escenarios semejantes a algunos
descubrimientos de Petrobras como Indra, Pé-demoleque, Brigadeiro y Quindim. Una fuente interna
afirmó que la decepción de la empresa con Brasil se
consolidó a partir del momento en que OGX dejó de
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Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
cumplir con sus obligaciones por parte de la campaña.
La misma fuente afirmó que el incumplimiento sería
de aproximadamente US$40 millones. Valor que
necesitó ser cubierto por la propia Perenco.
Los problemas financieros de OGX afectaron
también a Diamond Offshore Drilling.
En el mismo período, la compañía anunció la
retirada de la sonda semisumergible Ocean Quest de
aguas brasileñas, a causa del no recibimiento de las
últimas cuotas de los valores acordados en contrato
con OGX. Según los datos de la propia empresa, el
importe pendiente sería de US$57 millones, de los
cuales fueron amortizados en el segundo y tercer
trimestres de 2013.
El director-presidente de Diamond Offshore, Larry
Dickerson, explicó que la sonda fue enviada hacia
Malasia, para operar en la región de Asia-Pacífico.
La otra sonda de la empresa que trabajaba para
OGX, la semisumergible Ocean Star, fue transferida
5
Destaque
Destaque
millones para un hospital infantil, R$13 millones para proyectos
deportivos y R$8 millones para la descontaminación de la Laguna
Rodrigo de Freitas.
Los recursos públicos también fueron usados para premiar
a ejecutivos de OGX y de OSX, con bono que, según la CVM
(Comisión de Valores Mobiliarios), sumaron aproximadamente
R$300 millones de reales. La deuda total, acumulada, del grupo X
ya suma más de R$ 11 mil millones.
Justificativas para la derrocada no faltaron. Según Batista,
nadie tenía más confianza en su proyecto que él propio y todo
lo que ocurrió fue causado por cuestiones que escaparon de su
alcance, como la crisis internacional o la imprevisibilidad de los
pozos de petróleo. Hace un año, viendo que su credibilidad en el
mercado se desvanecía, Eike Batista llegó a proponer la compra
de US$ 1 mil millones en acciones de OGX por él mismo, al valor
fijo de R$6,3, en una operación conocida como “put”. Pero la
inversión jamás ocurrió y, un año después, OGX ha tirado la toalla
y entró con un pedido de recuperación judicial. Fue la derrocada
de la petrolera, que llegó a tener valor de mercado de US$ 22 mil
millones, según el banco UBS.
Para seguir con sus actividades, OGX tendría que levantar por
lo menos US$ 500 millones. La gran esperanza de la compañía era
un acuerdo de US$ 850 millones con la estatal petrolera malaya
Petronas. Pero la estatal malaya prefirió alejarse, rompió el
contrato que tenía con OGX, relativo a la participación del 40% en
las concesiones de los bloques BM-C-39 y BM-C-40, ubicados en
la cuenca de Campos, incluyendo el campo de Tubarão Martelo.
para Queiroz Galvão E&P para perforar pozos en el campo de
Atlanta, en la Cuenca de Santos. La transferencia consiguió
minimizar en parte las pérdidas de Diamond.
Según la consultora Morningstar, Pimco, Blackrock y Lord
Abbot son algunos de los mayores tenedores de títulos de OGX.
Esas 3 compañías, junto con Loomis Sayles, Ashmore, Spinaker
y GSO, contrataron representantes legales y financieros para
intentar negociar la reestructuración de los débitos de OGX. Hasta
el cierre de esta edición, esas negociaciones no habían generado
ningún resultado.
En mayo de 2012, GE invirtió US$300 millones en el grupo X,
de Eike Batista. Y a pesar del extenso número de productos de
perforación y servicios que la empresa vendió a OGX a lo largo
del tiempo, anunciados muchas veces a través de comunicados
llamativos, es muy posible que GE acabe también en la larga fila
de acreedores que esperan recibir el pago.
Ya la OSX, brazo de construcción naval del grupo EBX, posee 373
instituciones en su lista de acreedores. Las informaciones son del
periódico O Estado de S. Paulo. La mayor parte de los acreedores
es formada por bancos, que, juntos, suman una deuda de 4,5 mil
millones de reales. Según el comunicado, el 90% de toda la deuda
de la empresa está concentrada entre los 10 mayores acreedores.
Además de los inversionistas extranjeros que detienen la mayor
parte de la deuda en títulos, los acreedores van desde el proveedor
de café para las oficinas, con aproximadamente R$ 10 mil por
recibir, hasta la estatal Petrobras, con R$ 37 millones, pasando por
proveedores de material de oficina (R$4 mil), alquiler de vehículos
(R$ 6 mil) e incluso el alquiler del edificio donde se ubica la sede del
Grupo EBX, en Rio de Janeiro (R$ 757 mil). La deuda ya vencida con
el banco Caixa Econômica Federal llega a R$ 121 mil.
Además de eso, el número de inversionistas personas físicas,
que compraron acciones en la bolsa de valores y tuvieron pérdidas
inmensas puede pasar de 50 mil. Y aún con la crisis, los papeles
siguen siendo negociados en la bolsa. De acuerdo con datos de
BM&Fbovespa, este año la oscilación del papel llegó al 270%.
LA INSOLVENCIA
Con el colapso de OGX, aproximadamente 52 mil trabajadores,
cuyos fondos de pensión fueron invertidos en la empresa,
tuvieron pérdida total de esas aplicaciones.
Aunque tenga seis años de existencia, el hecho de que OGX
nunca haya llegado a producir petróleo generó muchas dudas
y comentarios sobre el derecho de la empresa a la recuperación
judicial, solicitada a la justicia de Rio de Janeiro en octubre de 2013.
El pedido fue un intento de generar ingresos, en un momento
en que el grupo X pasó a enfrentar serias dificultades de caja. Ese
ha sido el mayor pedido de recuperación judicial de la historia
corporativa de América Latina y el primero hecho por una
compañía que hace parte de Ibovespa — el principal indicador de
bolsa de valores brasileña.
La petición de recuperación involucró tres empresas: OSX Brasil
y Construcción Naval, responsables por la obra del Superpuerto
de Açú, en el litoral norte de RJ, y OSX Servicios Operacionales,
que posee apenas R$ 20,2 millones de deuda.
ASCENSO Y CAÍDA
Creada en julio de 2007, OGX, empresa de exploración y
producción de petróleo de Eike Batista, siempre ha pregonado
que sus campos, rematados en subasta, tendrían reservas de
hacer envidia a los árabes. Y aún así, en todo ese tiempo, nunca
llegó a producir al menos una gota de petróleo.
Durante esos seis años Eike Batista quedó conocido tanto
por la excentricidad como por la generosidad. Llevaba una vida
nababesca, de gastos multimillonarios. Y pasó a patrocinar varios
proyectos y obras sociales en Rio de Janeiro. Llegó a “donar” R$30
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Chris Goodney/Bloomberg
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Out/Nov/Dez
Oct/Nov/Dec - 2013
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Out/Nov/Dez
Oct/Nov/Dec - 2013
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Destaque
Para algunos expertos del sector, en el caso de que
la petición sea aceptada, la recuperación podría ser
encabezada por el BNDES. De allí vinieron más de R$10
mil millones en recursos públicos para el grupo. Pero
parece que, aún con autorización judicial, esos recursos
difícilmente serán recuperados. El propio BNDES
comenzó a ejecutar las deudas del grupo X. El préstamo
puente de R$ 548 millones concedido a la OSX, expirado
el 15 de noviembre fue ejecutado por el banco estatal,
según fuentes que acompañan el proceso.
IMPACTO INTERNACIONAL
El impacto del colapso del Grupo X en el mercado
mundial fue inmediato. El periódico británico Financial
Times publicó editorial sobre el tema y afirmó que la
insolvencia de OGX debería servir de alerta para que
el gobierno brasileño deje de interferir tanto en el
sector de petróleo. El periódico resaltó que OGX no es
la única compañía de petróleo en Brasil que pasa por
cuestiones relacionadas al endeudamiento elevado en
contraste con bajos ingresos y ha citado a Petrobras
como ejemplo. Las acciones de la estatal verde-amarilla
se redujeron en un tercio en los últimos 3 años y su
deuda es estimada hoy en US$ 185 mil millones.
Para el Financial Times, este es un momento en que
Brasil no debería “darse el lujo de perder su estatus de
Eldorado del petróleo de América Latina”. En opinión
de los británicos, mientras México ha realizado un
cambio “ambicioso” en su sector energético, “la
supremacía de Brasil parece estar en riesgo”.
PULSEADA CON EL REGULADOR
Algunos episodios también marcaron, un
comportamiento de incumplimiento de
las
reglas existentes para el sector y que generaron
consecuencias para las empresas del grupo. La
perforación y la realización de pruebas en el bloque
S-M-314, en la cuenca de Santos, sin autorización de
la ANP (Agencia Nacional del Petróleo) resultó en una
multa de 200 mil reales a la OGX. El órgano regulador
también rechazó, días antes, un recurso de OGX que
impugnaba la metodología adoptada para calcular
los volúmenes de condensado no medidos, entre los
meses de febrero y junio, en el Campo de Gavião Real,
en la Cuenca de Parnaiba.
monitor regional
Libra, una subasta única
OPINIÓN DEL EXPERTO
Para Jean-Paul Prates, consultor del mercado de
petróleo en América Latina, Eike Batista infelizmente
protagonizó el mayor engaño de la historia económica
reciente de Brasil.
“¿Culpado él? Sí. Pero aún más culpables son los
reguladores del “mercado de acciones” y “analistas
financieros”, algunos (pocos) de los cuales, aún
respaldados en sospechas levantadas por expertos
en petróleo, continuaron permitiendo vuelo libre a
los comunicados e informes engañosos, sin ni siquiera
impugnarlos”, dice Prates.
En efecto, la mayoría de los analistas siquiera llegó a
desconfiar de tanto suceso repentino lo suficiente para
consultar expertos en petróleo de verdad (técnicos):
de otra manera, mucho daño podría haberse evitado.
No es Eike quien sale mal de eso. Es Brasil. Y los
emprendedores honestos, que no venden ilusiones, ni
se apadrinan con mala gente.
Lo peor es que el sector de petróleo brasileño necesita
de este tipo de financiación. Va a empezar una nueva
ronda de licitaciones de bloques, con oferta de áreas
prolíficas en gas de esquisto (indicación de ANP) en
medio de esta tremenda crisis de credibilidad sobre los
gestores empresariales brasileños - ahora tenidos como
novatos o, peor, engañadores con respecto a E&P.
Jean-Paul Prates – Rio de Janeiro
La Subasta de Libra no ha sido una subasta común.
Se trata de una subasta única, especial. Normalmente,
suelen ser subastadas áreas exploratorias, o sea,
áreas donde aún se hará prospección sísmica ypozos
exploratorios para realizar descubrimientos y, después,
evaluarlos como comerciales o no.
En el caso de Libra, lo que se ha subastado fue un
prospecto conteniendo descubrimiento parcialmente
evaluado como siendo de enorme magnitud. Es decir,
la subasta de Libra, además de ser la primera del nuevo
régimen reglamentario de reparto de producción,
es también una subasta única, por proporcionar una
reserva ‘insitu’, y no un área exploratoria apenas.
HISTÓRICO
El prospecto de Libra fue descubierto en 2010 por
el pozo 2-ANP-0002A-RJS, en el polígono del presal de la Cuenca de Santos. Sucede que este pozo
fue perforado en área no concedida (o sea, bajo la
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Oil & Gas Journal Latinoamericana | Out/Nov/Dez - 2013
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
jurisdicción directa de la Agencia Nacional del
Petróleo (ANP), que contrató servicios de Petrobras
para encontrar reservas que podrían ser usadas a
cambio de acciones de la compañía llamada cesión
onerosa. Con eso, se convirtió en un verdadero
anacoluto reglamentario, no sujeto ni al régimen de
concesiones ni al nuevo, de reparto. Se trataba del
prospecto petrolero más prometedor de la historia
de Brasil sin marco legal o reglamentario. Por eso,
el gobierno brasileño necesitaba sacarlo del limbo y
reglamentar su situación, incluso con respecto a la
alta inversión necesaria para desarrollarlo.
Además de eso, por ley, se trata de un proyecto
que ya viene con el operador definido (empresa
líder que ejecuta las operaciones): Petrobras.
Eso fue lo que más atrajo el interés por parte
de empresas estatales que son extensiones del
gobierno de países que necesitan adquirir reservas
alrededor del mundo: China, Japón, India, Malasia,
por ejemplo. Para ellas, Libra es un proyecto
perfectopara participar: gran reserva y con un
operador de primera obligado por ley a participar
y a operar.
9
monitor regional
LA SUBASTA
Durante la fase de habilitación, ha sido una sorpresa la
ausencia de algunas majors tradicionales. Probablemente
a algunas empresas que responden apenas al mercado
bursátil les habrá parecido difícil competir directamente
contra gobiernos de países importadores. Otras, como
Shell y Total, por ejemplo, consideraron interesante
habilitarse para, eventualmente, entrar en sociedad con
algunas de ellas. Fue lo que acabó ocurriendo.
El único consorcio que presentó propuesta fue
formado por las empresas Shell, Total, CNPC, CNOOC
y Petrobras. De los 70% adquiridos por el consorcio, un
20% son de Shell y otros 20% de Total. CNPC y CNOOC
tienen, cada una, 10%, así como Petrobras, que ya había
asegurado el 30%.
En la época de su descubrimiento, una firma consultora
había hecho una estimación de hasta 15 mil millones de
barriles recuperables. El volumen fue posteriormente
reducido significativamente por la ANP, ante los nuevos
datos. Con la perforación del pozo y datos de sísmica 3D,
el volumen fue de nuevo elevado, para entre 8 y 12 mil
millones de barriles. El mayor campo productor en Brasil,
de Marlim,tiene 2 mil millones de barriles de petróleo
recuperables. Las estimaciones de la ANP son de que,
en su pico de producción, sean extraídos diariamente
1,4 millones de barriles de petróleo, alrededor de dos
tercios del total de la producción actual de todos los
campos del país (2 millones de barriles por día).
Por el régimen de reparto, el consorcio tiene el derecho
de recuperar los costos incurridos para colocar el campo
en producción y compartir con el país (representado por
la nueva estatal PPSA) el llamado “petróleo de lucro”.
Sumando la participación de Petrobras con la de PPSA
en el petróleo de lucro, se puede afirmar que Brasil está
quedando con el 81,65% del reparto del lucro del mayor
campo de petróleo del país. Y todavía están las regalías,
estimadas en 270 mil millones de reales a lo largo de los 35
años de su producción. Un cálculo superficial, sumando
las regalías y el bono de firma pagado al contado con
la estimación de valor para el petróleo que le tocará a
Brasil, se llega 1 billón de reales de beneficio neto.
GANADORES
Acerca de los ganadores, la gran sorpresa fue la
francesa Total. Shell ya opera en Brasil tanto en tierra
como en mar. En ocho campos Shell es el operador
10
y en dos Petrobras es el operador y ella socia. Shell
ya produce incluso en el pre-sal. Shell opera en BMS-54 (pre-sal), Bijupirá, Salema, Parque das Conchas
(BC-10), además de los cinco bloques en la Cuenca
de São Francisco (onshore). En la 11ª ronda fue la
1ª en número de bloques adquiridos. Total es un
conglomerado francés resultante de la fusión de las
empresas Elf y Total (2000) con la belga Petrofina
(1999). Su capital social es formado, entre otros, por
fondos soberanos de China, Emiratos Árabes Unidos y
Qatar. También es líder global en licuefacción de gas
para envío a mercados distantes. La explicación para
su participación tal vez esté en el hecho de que su
producción está en absoluto retroceso en los últimos
años. Con sus reservas concentradas en regiones en
declive de producción como África (en su mayoría
ex colonias), Mar del Norte, Rusia, Irán y antiguas
repúblicas soviéticas, su producción global cayó en
más de 20% entre 2007 y 2013. Analistas franceses se
impresionan también con la explosión de los gastos
en la empresa: en 2011 hubo alta del 72% (en un año),
y de casi el 250% en los cuatro años anteriores. Por
eso, la empresa ha intentado presentarse en nuevas
regiones productoras como Libia, Irak y en las arenas
bituminosas de Canadá. Brasil está en el radar de Total
como región petrolera emergente.
Algunos esperaban que los chinos tuviesen mayor
participación, incluso mayoritaria. Yo considero que
el 20% de Libra es algo de magnitud muy significativa.
Es un paso inicial bastante importante en la nueva
estrategia china de hacerse presente en el petróleo
brasileño. Quien piensa que los chinos se quedarán con
apenas eso, se equivoca. Ésta es la entrada al noble
grupo de participantes del mercado brasileño, el club
del pre-sal. Clavando el pie en el principal consorcio,
CNOOC y CNPC aprovecharán más participaciones en
consorcios futuros, tanto en el pre-sal como en áreas
marítimas convencionales (CNOOC) y hasta en tierra
(CNPC). ¡Los que vivan, lo verán!
AUSENTES
Sobre las ausentes, la joint venture chino-española
RepsolSinopec desistió de participar momentos antes
de la subasta, tal vez orientada por el propio gobierno
chino a no molestar el otro consorcio, mucho mejor
estructurado y negociado con las dos otras estatales
chinas. Las demás empresas habilitadas no tenían
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
monitor regional
condiciones de presentar propuestas solas (Ecopetrol
colombiana, ONGC hindú y Petrogal portuguesa, ni aún
Petronas (Malasia) y la japonesa Mitsui). Sería una gran
sorpresa verlas bonificar solas tan significativa cantidad.
Como muchas multinacionales de gran porte que
ni siquiera se habilitaron, la noruega Statoil también
decidió no participar de la subasta del Campo de
Libra porque la cartera de la empresa ya está muy
comprometida con activos en todo el mundo. La
empresa tiene una actuación importante en Brasil,
con participaciones en 13 bloques de exploración y
producción en el país. La compañía opera el campo
de Peregrino, en la Cuenca de Campos, donde tiene
el 60% de participación. Los otros 40% son de la
china Sinochem.
RETOS
El mayor reto del área del pre-sal brasileño es la
logística, pues sus bloques se ubican entre 150 y 300 km
distantes de la costa (Libra está a 183km, Tupi a 300km).
Además de eso, la profundidad de la perforación
y la gruesa camada de sal por ganar, a pesar de
comprobadamente superables, siguen representando
retos operacionales a cada campaña de perforación,
y durante la producción. El petróleo del pre-sal es/
será más caro que el “convencional”, sobretodo si
comparado a áreas en tierra en la península arábiga o
mismo áreas offshore brasileñas ya exploradas. Pero
para convertirse en proyecto antieconómico, ya va
una distancia grande: el pre-sal brasileño solo necesita
empezar a preocuparse si el precio del barril cae por
debajo de los 30 dólares. Incluso con el shale gas
norteamericano, siempre será necesario explorarlo,
no apenas para complementar la demanda de otras
regiones, como también para satisfacer la propia
demanda brasileña y la petroquímica aún dependiente
del petróleo en todo el mundo.
Respecto a los cambios y ajustes para el futuro, el
único que veo como candidato a ser considerado es
la apertura de posibilidad de diversos operadores de
Petrobras, aún así, con escrutinio de alto nivel sobre la
capacidad técnica y financiera. Seguramente, a pesar
de no ser irracional para Libra, tal limitación provocará
incongruencias graves cuando, en el futuro,
tengamos áreas (y no campos) del pre-sal subastados.
Imagínese la situación de un bloque donde el consorcio
ganador no contenga Petrobras o, peor, donde
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
Petrobras ni siquiera considere válida la oferta y, aún
así, ella lo tenga que operar en rebeldía de su interés
en tal proyecto.
COMO FUNCIONA EL REPARTO
Antes incluso de comenzar a operar en el campo,
la empresa ganadora tendrá que pagar un bono de
firma (lo equivalente a la compra del derecho de
explorar y producir en el campo) de R$ 15 mil millones.
Pero la estimación de la ANP es que, cuando empiece
a producir, Libra genere R$ 30 mil millones por año en
participaciones gubernamentales (o sea, reparto de
la producción y regalías) para la Unión, los estados y
municipios. El Pre-Sal Petróleo (PPSA) tendrá el 50%
del poder de voto en el Comité Operacional, mientras
Petrobras tendrá un mínimo de 15% de los votos. De
esta forma, el gobierno tendrá por lo menos el 65%
del poder de voto en la gestión del área del presal, con posibilidad de que este porcentaje crezca
por si acaso Petrobras entre con participación en el
consorcio por encima de lo mínimo exigido por ley. El
consorcio ganador podrá recuperar mensualmente el
costo en crudo (inversiones realizadas para explorar
y desarrollar el área), respetando el límite de 50% del
valor de la producción en los dos primeros años de
producción y de 30% del valor de la producción en
los años siguientes, para cada sistema productivo
del bloque. Sin embargo, si los gastos no son
recuperados en este período, habiendo necesidad, el
consorcio podrá quedarse con el porcentaje de 50%
del valor de la producción hasta que los respectivos
gastos sean recuperados.
Las empresas que participen del consorcio
de Libra podrán dar el destino que quieran al
petróleo de su cuota en el reparto, quedando
libres para exportarlo. Sin embargo, en situaciones
de emergencia que puedan colocar en riesgo la
provisión nacional de petróleo, así como de sus
derivados, la ANP podrá determinar al contratado
que limite sus exportaciones.
Como expuesto, a pesar de haber sido usado
como pretexto para todo tipo de exploración política
oportunista, la subasta de Libra no ha representado
cualquier entrega de reservas, y sí la venta de
derechos sobre la producción de un campo que
tendrá altos costos, retos tecnológicos y un enorme
ingreso gubernamental resultante.
11
panorâmica
UNA HISTORIA
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OTC Brasil 2013
los retos de un mercado cambiante
Neli Terra – NATAL, BRASIL
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Más de 15.000 profesionales, ejecutivos y expertos
del sector venidos de todo el mundo se reunieron entre
el 29 y 31 de octubre en Rio de Janeiro para la OTC Brasil
2013. La conferencia y exposición de 3 días, organizada
por Offshore Technology Conference (OTC) y por el
Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles
(IBP), tuvo la asistencia de 1.900 participantes y
presentó 192 trabajos técnicos seleccionados, un
aumento del 40% comparado a la primera OTC Brasil,
que ocurrió en 2011.
El amplio programa técnico, que se centró en el
sector offshore de aguas profundas brasileñas, evaluó todos
los aspectos del sistema de perforación y pozos offshore,
estructuras flotantes y producción submarina avanzada,
así como la cada vez más compleja gestión de integridad
usada para mantenerlas en operación.
CONFERENCIAS EN EL ALMUERZO
La serie de almuerzos conferencias de OTC Brasil dio
a los participantes la oportunidad de oír las opiniones
de ejecutivos y expertos de altísimo nivel para discutir
asuntos nacionales e internacionales. Graça Foster,
presidente de Petrobras, fue la keynote speaker del
almuerzo conferencia del primer día. Foster habló sobre
la pretensión de la empresa de duplicar de tamaño en los
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
próximos seis años, con el fin de satisfacer la creciente
demanda por energía, así como la creciente importancia
de la producción en el sector de E&P.
La presidente de Petrobras dijo que la compañía
debe alcanzar 4,2 millones de barriles/día de producción
total de petróleo en 2020 – año en que Libra deberá
comenzar a producir el primer petróleo. Se estima que
serán necesarias para Libra, por lo menos, 12 sondas.
“Dentro de seis años, ella (Petrobras) va a multiplicar
su tamaño. Nuestra prioridad absoluta es el área de
E&P (Exploración y Producción). En los próximos seis
años la ‘P’ será más importante que la ‘E’, dijo Graça.
Libra ha estimado reserva de por lo menos 8 mil
millones de barriles de petróleo equivalente. Además de
eso, la estatal prevé, entre 2016 y 2019, la extracción del
primer petróleo de unidades de producción destinadas
a la cesión onerosa – repase de 5 mil millones de barriles
de petróleo como parte del proceso de capitalización
de la estatal, entre 2010 y 2011.
Foster afirmó que a partir de 2020, Brasil puede
aumentar la participación en la formación de los precios
mundiales de petróleo, cuando las nuevas y grandes
reservas del pre-sal y otros relevantes descubrimientos
en diversas partes del mundo entrarán en producción.
En el segundo día, la conferencia intitulada
“Estrategia de Exploración Total en América Latina”,
tuvo como destaque a Dennis Palluat de Besset,
presidente de la Unidad Brasileña de Total. La gigante
francesa adquirió recientemente una participación
del 40% en cinco bloques en la cuenca de Foz de
13
tecnologia
panorâmica
Amazonas, una participación del 50% en la cuenca
de Barreirinhas, una participación del 45% en Ceará y
tres participaciones del 25% en Espírito Santo, entre
otras, en la 11ª ronda que ocurrió en mayo de 2013.
La empresa también tiene más inversiones en otros
países de América del Sur.
Más de 400 participantes estuvieron presentes para
el panel “Pre-Sal”, moderado por el Presidente de
OTC Ed Stokes, de Conoco Phillips y Osmond Coelho
de Petrobras. La sesión incluyó siete presentaciones –
todas de Petrobras – que guiaron el público a lo largo de
un giro detallado por los hechos y cifras más recientes
sobre el pre-sal, así como las soluciones que están siendo
adoptadas por la empresa y sus socias, con el fin de
desarrollar los gigantescos recursos de petróleo y gas.
LA EXPOSICIÓN
Entre los 400 expositores, estuvieron empresas que
prestan servicios clave y operadores con participación
mayoritaria en el mercado brasileño. Por los 9.000
m2 del espacio destinado a la feria, se extendieron
siete pabellones internacionales – EEUU, Alemania,
Países Bajos, China, Reino Unido, Suecia y Francia. El
entusiasmo que rodea el surgimiento de Brasil como
un gran player en el escenario mundial de E&P era
especialmente percibido entre los participantes.
Para el próximo año, la OTC tiene tres conferencias
marcadas: 3D de 10 a 12 de febrero, Houston, Texas,
USA; 3D 2014, de 25 a 28 de marzo, Kuala Lumpur,
Malasia; e 3D de 5 a 8 de mayo, Houston.
La próxima edición de OTC Brasil ocurrirá en 2015, en
Rio de Janeiro, de 27 a 29 de octubre.
TRANSFORMANDO
EFICIENCIA
CONOCIMIENTO
EN
La OTC Brasil 2013 marcó también el inicio del programa
Profesional del Futuro, organizado por la Offshore
Technology Conference (OTC) y por el Instituto Brasileño
de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP) con apoyo del
CEU (Centro de Emprendedorismo Universitario).
A través del programa, jóvenes de universidades,
escuelas técnicas y centros tecnológicos pueden
acompañar la programación del evento y asistir a
una serie de palestras volcadas hacia la capacitación
profesional y oportunidades del mercado de petróleo
y gas. Una estimación de la FGV apunta que, para cada
R$ 1 millón invertido en el pre-sal, serán generados
más de 30 mil empleos. Y en ese escenario, la
comprensión exacta de los propios talentos y
14
actualización constante son fundamentales:
“Talento es oportunidad y también determinación
personal. El mercado es una vía de doble mano. No se
puede quedar estancado en lo que se aprendió hace
meses o años”, dijo la gerente-general del Instituto
Capacitare, Débora Nascimento. Novedades tecnológicas
en la OTC Brasil 2013
CAPACITACIÓN PARA PROFESIONALES
Ya FIRJAN invierte pesado en investigación,
capacitación y entrenamiento, a partir de convenios
con empresas como Petrobras. Alexandre dos Reis,
uno de los directores, explica que la escasez de mano
de obra especializada todavía es uno de los principales
cuellos de botella de la industria del petróleo. Por eso,
la Federación se preocupa no solo en capacitar mano
de obra, pero en ampliar el número de instructores,
ya que el gran reto, según él, es conseguir “adecuar la
oferta de entrenamientos y la necesidad de mano de
obra”. Principalmente porque las empresas menores
prefieren buscar profesionales experimentados en el
mercado, para evitar la preocupación de tener que
capacitar esos profesionales. Esa carga, normalmente,
recae sobre las grandes, como Petrobras, afirma Reis.
“Hay una cultura equivocada de que entrenamiento
es costo y no inversión”, dice.
PREFERENCIA POR BRASIL
A pesar de no haber sido la principal elección para
la versión internacional de OTC hace algunos años,
Brasil consiguió conquistar a los organizadores de la
feria. La creciente ola de trabajos de investigación y
de desarrollo, centrados en los descubrimientos del
pre-sal y la percepción de que el país probablemente
será sede muchas de las nuevas tecnologías offshore
consolidaron ese estatus. “La OTC Brasil trajo un
abordaje regional centrado en retos específicos a
una industria del Atlántico Sur en expansión. En
un mercado global, que necesita cada vez más
nuevas soluciones tecnológicas, la interacción y
las experiencias decurrentes de esas conferencias
contribuyen para el crecimiento continuo y sostenedor
de la industria petrolera mundial, con el fin de satisfacer
las expectativas de la sociedad”, dijo el presidente del
comité técnico de OTC Brasil, Marcos Isaac Assayag.
A pesar de no ser volcada para el lucro, es
innegable que la OTC ofrece la oportunidad única
para el networking, además de presentar las nuevas
tecnologías del sector, afirmó el actual presidente del
consejo de directores de OTC, Ed Stokes.
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
BENJAMIN PLAVNIK
WELL CAP
BP presentó en la OCT Brasil 2013, el equipo
denominado BP Global Deepwater Well Cap que fue
desarrollado con el objetivo de monitorear y cerrar
pozos en eventos de total descontrol. BP era el operador
del Campo de Macondo, en el Golfo de México, que
pasó por un accidente en 2010. El accidente ocurrió
debido a que el cierre del panel del BOP no ocurrió por
completo, permitiendo que un alto flujo incontrolado
de petróleo y gas fluyan hacia el mar. El episodio
hizo caer la confianza en los equipos de seguridad
BOP (Blow Out Preventer), que, hasta entonces, era
absoluta. El BOP era considerado un equipo infalible,
desde que fuesen tomados los cuidados básicos en el
mantenimiento y límites de utilización.
Fue a partir del accidente en Macondo que las
empresas percibieron la necesidad de instalar un equipo
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
tipo capa para bloquear el flujo de hidrocarburos y que
quedase fijado encima del BOP. La solución presentada
por BP para la OTC Brasil es compuesta por 250 piezas de
equipos especializados. El conjunto puede ser instalado
en hasta 3.300 m de lámina de agua y transportado por
avión hacia cualquier lugar donde BP opera. El conjunto
total queda almacenado en la ciudad de Houston, Texas.
Posee un cortador de tubos de hasta 60 pulgadas y
dispositivos para remoción de escombros.
Sistema FIRJAN: La Federación de las Industrias
de Rio de Janeiro acaba de implementar un acuerdo
con Petrobrás, con vistas en nuevas inversiones en
infraestructura, innovación, calificación profesional,
ciencia y tecnología, dirigidas a las crecientes
demandas del mercado brasileño de Petróleo y Gas
y áreas correlacionadas. De este modo, tenemos
la implantación del Laboratorio de Excelencia en
Soldadura, único en el mundo y el Centro Avanzado de
Entrenamiento Operacional para el área Offshore, será
el mayor centro de entrenamiento de esta especificidad
15
tecnologia
tecnologia
en América Latina. Lo importante es que ambos
proyectos pretenden iniciar las operaciones en 2014.
El Centro de Entrenamiento Operacional es resultado
de un convenio con Petrobras en el valor de R$ 83,6
millones y que va a resultar en 14 ambientes de
simulación operacional de entrenamiento de puesta
en marcha. La sociedad de Petrobras con el Sistema
FIRJAN tiene grandes perspectivas de crecimiento
dada la intensa industria naval que ocurre en el
estado de Rio de Janeiro y la operación de nuevas
plataformas de producción del Pre-Sal, que
necesitarán un número significativo de operadores,
además del nuevo Complejo Petroquímico de Rio de
Janeiro, que deberá entrar en operación en breve.
Contenido Local: La preocupación con el aumento
del contenido local de los productos y servicios
provistos por el mercado Brasileño fue una constante
en la OTC Brasil 2013. Un ejemplo típico fue presentado
por GE Oil&Gas que inició exactamente el día 30 de
Octubre de 2013 las actividades de Packing y pruebas
en Brasil para sus equipos de turbo-maquinarias. Las
instalaciones están ubicadas en la ciudad portuaria
de Recife, en el nordeste brasileño, y tuvieron una
inversión de U$20 millones. Es importante destacar
que esta actividad permitirá la creación de 100
nuevos puestos de trabajo a través de GE y de sus
socios locales.
Evaluación de Formación: Ya se han pasado
décadas del uso de columna de prueba de formación
(DST) con funcionamiento mecánico. Posiblemente
en pozos terrestres, de poca profundidad, en áreas
conocidas, las tradicionales columnas que eran
utilizadas por Petrobrás en las décadas de 60 a 80
aún estén disponibles en el mercado debido al bajo
costo y facilidad operacional. En la OTC Brasil 2013
vimos a Schlumberger presentar una columna de
prueba verdaderamente revolucionaria: Quartet.
Esta herramienta permite aislar el rango de prueba,
controlar las válvulas de fondo, medir parámetros de
presión y temperatura de fondo y recoger muestras
sin necesidad de cable eléctrico (inalámbrico), sin
comandos y juntas de dilatación (juntas deslizantes),
con una mayor flexibilidad de los ciclos, menores
presiones de actuación de las herramientas y, también
importante, con conexiones del tipo Premium, o
sea, permitiendo prueba de pozos de gas con alta
presión y temperatura. Esta columna de prueba tiene
una longitud de aproximadamente 1/3 de la columna
16
convencional aún utilizada en pruebas en el mar.
Otras importantes técnicas y herramientas
observadas en la edición 2013 de la OTC Brasil:
ICE CoreTM: Sistema desarrollado por Halliburton
para la obtención de muestras de fondo de fluido de la
formación donde el principal desarrollo es que el sistema
identifica los componentes del fluido que está siendo
mostrado y sus proporciones. El dispositivo es formado
por un anillo con diversos sensores, donde cada sensor
está programado para reconocer la naturaleza química
de un componente específico del fluido, como metano,
etano, componentes aromáticos, y otros.
Echometer: Incluso en un evento dirigido hacia el
área offshore, encontramos un dispositivo típicamente
utilizado en pozos terrestres con gran aplicabilidad en
pozos de bombeo mecánico (pumping jack), que es
el Echometer. La diferencia es que este equipo ahora
es denominado Wireless Echometer Base Station y
presenta ventajas como: (a) dispone de localizador
tipo GPS; (b) puede ser conectado a la entrada USB del
ordenador; (c) permite la adquisición simultánea del
nivel de fluido en el pozo, de las cargas soportadas por
la columna de astas y registro de presión en el anular
y en el interior de la columna de producción. El equipo
funciona con baterías recargables y tiene alta precisión,
proporcionando seguridad operativa y economía de
tiempo en comparación con los similares eléctricos.
Otros Temas:
Statoil, empresa que ha sido bastante activa en el
área del petróleo Brasileño, afirmó que está creando
valores en Brasil a través de competencia y tecnología
y aplicando estos valores en el continuo desarrollo del
Campo de Peregrino, en la Cuenca de Campos, donde la
empresa pretende perforar pozos multilaterales y de gran
extensión (ERW) con hasta 8.000 metros de profundidad
medida y la aplicación de proyecto de recuperación
terciaria de petróleo con la inyección de polímeros.
La nanotecnología es un área que está teniendo gran
avance industrial y ya con aplicaciones en el mercado del
petróleo. Se estima que el mercado global en 2013 será
de U$18 mil millones. Las principales aplicaciones están
en pintura industrial, conductores eléctricos, agentes
bactericidas, productos resistentes a la abrasión, en
elementos para filtración y desalinización del agua,
industria alimentaria y otras.
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
Subsea High Boosting Multiphase Pumping (bombeo
submarino multifase de alta presión): Esta tecnología tuvo
sus inicios en 1994 con un modelo de prueba del proyecto
y ya existen más de 90 bombas multifase instaladas y en
funcionamiento. Con el aumento de la profundidad de
agua de los pozos submarinos, nuevos proyectos fueron
desarrollados para aumentar la productividad de los
pozos por la incorporación de este bombeo instalado en
la superficie del fondo del mar. El campo de Barracuda, en
la Cuenca de Campos, tiene una instalación que permite
una diferencia de presión de hasta 70 bar y en el Campo
de Girasol la bomba permite la diferencia de hasta 140
bar. La tendencia es el desarrollo y prueba de sistemas
multifase hasta 150 bar, con viscosidad del petróleo de 30
a 240 cp, puede bombear mezcla de agua y petróleo.
Seguridad Operacional. La actividad petrolera es
considerada como de bajo riesgo pero con gran impacto
en caso de accidente, así como ocurrió recientemente
en el Campo de Macondo y de los ya conocidos casos
de Exxon Valdez y Piper Alpha. La preocupación ha
sido siempre de crear nuevas barreras para reducir la
probabilidad de un accidente pues el riesgo es inherente a
esta actividad petrolera. Aún no existe un banco de datos
internacional de accidentes ocurridos y ni para alertas
de seguridad, que podrían contribuir para la reducción
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
de estos accidentes. El gran aprendizaje que ocurrió
en la industria después del accidente con la plataforma
Piper Alpha en el Mar del Norte fue entender y ampliar
la comprensión y el combate a incendios en áreas
confinadas, como interior de plataformas. La gestión de
barreras de seguridad es considerada actualmente como
parte integrante y principal de un sistema de control de
accidente. Una citación importante fue que estudios
actuales muestran que el factor humano está afectando
de forma considerable los nuevos incidentes.
Contenido Local: La creciente importancia del factor
Contenido Local en el desarrollo de proyectos para
aguas profundas para atender la actual legislación
Brasileña fue un tema también discutido en la OTC
Brasil 2013. Las consecuencias de esta exigencia han
sido el establecimiento de monopolios industriales,
además de la complejidad del proceso de certificación y
la especialización en la fabricación de solamente partes
de equipos en Brasil. Con esto, los proyectos para aguas
profundas han sufrido atrasos debido a los altos costos de
la materia prima, la falta de mano de obra especializada
en el mercado Nacional, las alteraciones en los proyectos
ya encaminados haciendo con que la planificación sea
ineficiente, además de una mala supervisión en los locales
de construcción de unidades.
17
giro
giro
Brasil - Chevron se recupera después de Frade
Chevron Brasil, liderada por su presidente, la angoleña
Eunice de Carvalho, se está esforzando a lo máximo para
recuperar parte del terreno que la gigante del petróleo
perdió en Brasil, después del derrame de petróleo en Frade,
en la Cuenca de Campos, hace casi dos años. El campo
que estaba produciendo alrededor de 80.000 barriles de
petróleo equivalente por día, fue cerrado después que el
derrame fue detectado. “Nuestro objetivo este año fue
reempezar”, dijo la presidente recién nombrada.
Chevron ha reiniciado las operaciones en el campo
de Frade en mayo y tuvo un pico de producción de
aproximadamente 20.000 boepd en junio, antes de
venezuela - Petrolera venezolana PDVSA emitirá USD 4.500 millones en bonos
Upstream
caer para aproximadamente 12.600 boepd en agosto.
El escape de petróleo en Frade, en 2011, no registró
ningún daño ambiental, pero desencadenó una acción
judicial que llegó a increíbles US$17,5 mil millones.
Recientemente, un tribunal brasileño ha rechazado el
proceso criminal. “Estamos volviendo a la normalidad, y
este es el enfoque”, dijo Carvalho. “Las cosas están yendo
bien. Estamos satisfechos”.
La presidente de Chevron dio al equipo local los créditos
por esa recuperación: “nosotros tenemos un equipo de
personas increíbles. Todo el crédito es para ellos. Son
profesionales y muy dedicados”, afirmó.
PERÚ - Petrobras confirma venta de activos en Perú para chinos
AFP
La petrolera venezolana PDVSA emitirá nueva
deuda con bonos por valor de 4.500 millones de
dólares, mientras la oposición denunció que el
gobierno vende activos y negocia reservas para cubrir
sus “necesidades de divisas”
El ministro venezolano de Petróleo y presidente
de la petrolera, Rafael Ramírez, no detalló cuando
será convocada esta emisión en la que participarían
entes oficiales y empresas privadas. De igual forma, no
informó sobre el pago de cupones y los vencimientos.
Según informaciones de la prensa local, esta nueva
emisión, una de las mayores hechas por la compañía,
no saldrá al mercado internacional.
Analistas consultados por la AFP aseguraron que
se trata de una emisión esperada desde hace varias
semanas para alimentar el sistema de administración
de dólares del estado y aliviar así el mercado
cambiario, donde el dólar paralelo se cotiza a casi
ocho veces más que el oficial, y para satisfacer sus
obligaciones de importación.
Este mecanismo, complementario al llamado Cadivi,
en el que el gobierno distribuye la divisa verde a
6,30 bolívares, se ejecuta semanalmente a través de
subasta a empresas para distintos rubros, en que el
dólar se cotiza a entre 10 y 12 bolívares.
“En lugar de los dólares, te van a dar el equivalente
en bonos”, explicó Asdrúbal Oliveros, presidente de la
consultora Ecoanalítica.
Valor Econômico
Petrobras confirmó, en la primera quincena de
noviembre, la venta del 100% de las acciones de su
subsidiaria integral Petrobras Energía Perú para
China National Petroleum Corporation (CNPC) por el
valor total de US$ 2,6 mil millones. La transacción ya
había sido aprobada anteriormente por el consejo de
administración de la estatal.
Según comunicado entregado a la Comisión de
Valores Mobiliarios (CVM), los activos que hacen parte
de la transacción son 100% del Lote X, campo maduro
en producción desde 1912 que produjo 16 mil barriles
de petróleo equivalente por día en 2012; el 46,16% de
participación en el Lote 57, campo pre-operacional
de gas natural y condensado, y el 100% del Lote 58,
bloque exploratorio próximo al Lote 57 con recientes
descubrimientos relevantes de gas natural y condensado.
“La conclusión de la transacción está sujeta a
determinadas condiciones precedentes usuales,
incluyendo la aprobación de los gobiernos chino y
peruano, así como a la observancia a los procedimientos
previstos en los respectivos Joint Operating
Agreement(JOA), cuando aplicable”, dice el aviso.
La compañía dice que la operación representa
más un “importante paso” en su Programa de
Desinversiones (Prodesin), previsto en el Plande
Negocios y Gestión 2013-2017.
paraguai - Empresa de hidrocarburos invertirá US$ 50 millones
LA NACIÓN (PY)
El Ministro de Obras Públicas y Comunicaciones,
Ramón Jiménez Gaona, se trasladó hasta el
Departamento de Boquerón, Chaco, a fin de verificar
in situ los avances en los trabajos de exploración
de hidrocarburos a cargo de la empresa President
Energy. Lo acompañarán el viceministro de Minas y
Energías, Lic. Emilio Javier Buongermini y una comitiva
compuesta por autoridades nacionales y regionales.
El recorrido abarca los bloques Demattei y Pirity,
en la Región Occidental. Estos bloques están
ubicados en la zona comprendida entre General Díaz
y Ávalos Sánchez, en el Departamento de Boquerón,
18
en donde la empresa británica President Energy
está llevando a cabo trabajos de exploración de
hidrocarburos en general.
La citada empresa que es concesionaria del Estado
Paraguayo está asociada con las empresas Pirity
Hidrocarburos por Decreto Nº9955/2012 en el Contrato
de Concesión aprobado por la Ley Nº3.479/2008,
bloque Pirity y con la empresa Crescent Global Oil
Paraguay S.A., por Decreto Nº 9956/2012 en el contrato
de Concesión aprobado por Ley Nº 3.549/2008, bloque
Demattei. Ambos Bloques, abarcan la cuenca de Pirity
en suelo chaqueño.
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
Bolivia - Consumo de GNV en La Paz se multiplica por seis hasta agosto
LA RAZÓN
La Entidad Ejecutora de Conversión a GNV
(EEC-GNV) tiene deudas con talleres mecánicos
de Cochabamba desde septiembre de 2012
por recalificación de cilindros y desde julio por
conversión, informó el vicepresidente de la Cámara
de Talleres de Conversión a Gas Natural Vehicular
(GNV) de Cochabamba, Renán Quiroga.
“La entidad pone muchos pretextos, que no se
llena bien las carpetas, que tenemos errores, pero
no es así. No sé si a la entidad le falta dinero o se
ha gastado el dinero del fondo. Ese es un gran
secreto. Ellos nunca han dicho cuánto dinero hay en
el fondo porque esos fondos que tienen cada día se
van registrando de la venta de gas de los surtidores,
cada uno aporta 20 centavos de boliviano por cada
metro cúbico de gas vendido”, afirmó Quiroga.
Por su parte, el supervisor regional de la EEC-GNV,
Bruno Río, aseveró que “los pagos se están realizando
continuamente a los talleres, pero hay demoras”
debido a que no llenan bien las solicitudes de pago.
“Los talleres deben solicitar el pago según
reglamento cada 15 días a la entidad. El problema
es que muchos de los talleres no han cumplido con
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
esto y se acumulan varios meses y en el momento
que necesitan dinero cobran, pero como es un pago
junto tardan más en hacer porque es más pesado
y tienen errores y se tienen que corregir para
pagarles”, dijo.
Agregó que se capacitó al personal administrativo
de todos los talleres con contrato, a objeto de
enseñarles el llenado correcto de formularios.
Entre tanto, Quiroga atribuyó la falta de pago a
la burocracia que hay en La Paz, porque “todo está
centralizado allá”.
Aseguró haber tenido varias reuniones con
el director de la EEC-GNV y con el ministro de
Hidrocarburos, pero sin lograr resultados.
El pasado fin de semana, el matutino El Deber
publicó una nota señalando que la EEC-GNV debía
más de 12,5 millones de bolivianos a los talleres
de conversión, según denuncia del presidente de
la Asociación de Instaladores de GNV en La Paz,
Gustavo Cejas.
El lunes pasado, Cejas envió una carta a ese
matutino señalando que no fue una denuncia, sino
que dijo que había carpetas pendientes de pago.
19
giro
agenda
Brasil - Total quiere invertir más en Brasil
upstream
La petrolera francesa Total, estrella de la 11a ronda
en mayo, cuando adquirió participaciones del 40%
en cinco bloques en la cuenca de Foz do Amazonas,
el 50% en un bloque en la cuenca de Barreirinhas,
el 45% en un bloque en la cuenca de Ceará y el 25%
en tres bloques en la cuenca de Espírito Santo, ha
confirmado en esa subasta la intención de invertir
más en América del Sur, con enfoque en Brasil. La
afirmación fue hecha por el presidente de la compañía
en Brasil, Denis Palluat de Besset. Él ha destacado
también antiguas conquistas de Total, como en 1977
la entrada en la Cuenca Austral en Argentina y en
1982 el proyecto Cusiana-Cuiagua en Bolivia.
Además de las adquisiciones de la 11a ronda, la
compañía también encabezó la operación del campo
de Xerelete, en la cuenca de Camposy tiene planes
de perforar un pozo en el pre-sal en los primeros
meses de 2014.
Recientemente Total aumentó las inversiones en
esquisto de Vaca Muerta, en Argentina, y adquirió el
20% del consorcio que remató en elcampo de Libra
en el pré-sal.
Besset admitió que el acceso a la mano de obra
especializada será un reto y dijo saber que Libra no
está libre del riesgo exploratorio, incluso siendo
el pre-sal algo “tremendo”. El presidente también
ha afirmado que le gustaría ver que la política de
contenido local de Brasil sea repensada, de modo
que sustituya las puniciones por incentivos.
La expansión de Total en América del Sur incluye
un bloque offshore y dos bloques onshore en
Uruguay. La compañía también tiene un programa
exploratorio de Guayana Francesa, en un área
análoga a plays en Ghana. “estamos haciendo un
esfuerzo muy grande en el lado exploratorio y el
reto será muy grande”, afirmó.
MÉXICO - Pemex se coloca entre las petroleras más competitivas del mundo
EUROPA PRESS
La petrolera estatal mexicana Pemex se ha
consolidado en 2012 entre las empresas más
competitivas del sector después de hacerse público
esta semana sus costes de producción y exploración,
mucho menores con respecto al de otras compañías
internacionales.
Según un informe fechado en noviembre de 2013
destinado a la comunidad de inversores extranjeros,
los costes de la producción mexicana aumentaron de
6,12 dólares en 2011 a 6,84 dólares en 2012 por barril de
crudo. La subida se ha debido a los gastos asociados
a las intervenciones en los pozos, el mantenimiento
de las instalaciones y otros servicios generales.
A pesar de este incremento, Pemex ha mantenido
20
sus precios entre los más bajos de la industria,
superando así a las estadounidenses Exxon (9,91
dólares por barril), Chevron (15,16), a la brasileña
Petrobras (13,62) o a la inglesa British Petroleum
(12,50), entre otras muchas. En cuanto a sus gastos de
descubrimiento y desarrollo, la petrolera mexicana
también se encuentra entre las más competitivas.
Con todo ello, las expectativas de crecimiento
y expansión de Pemex han aumentado para 2018,
donde para finales de ese año se espera que la
producción supere en más de la mitad la actual de
casi 6.500 millones de barriles de petróleo, llegando
a unos 14.000 millones, según ha informado el
diario mexicano ‘La Jornada’
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Oct/Nov/Dec - 2013
Enero 2014
Marzo 2014
Latin America Assembly
29.01.2014 - 30.01.2014
Hilton – Bogotá, Colombia
www.oilcouncil.com/event/latam
Seminário Internacional de Biocombustíveis
17.03.2014 - 18.03.2014
Grand Hyatt Hotel - São Paulo, Brasil
http://goo.gl/qUH3Xk
Febrero 2014
International Deepwater Drilling Conference
18.03.2014 - 19.03.2014
Sofitel Hotel - Rio de Janeiro, Brasil
http://goo.gl/DDo2Z
Oil & Gas Summit Latin America
12.02.2014 - 14.02.2014
Venue TBD – Cartagena, Colombia
www.latam.oilgassummit.com
otros eventos:
www.ogjla.com.br
Latin Oil Week Upstream
25.03.2014 - 27.03.2014
Sofitel Hotel - Rio de Janeiro, Brasil
www.petro21.com/events
Latin V E&P
26.03.2014 - 28.03.2014
Westin Hotel - Lima, Peru
www.latinvep.org
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