Nuevo día de máximos para el petróleo

El barril de Brent de Mar del Norte y el Texas 'sweet light' vuelven a batir los registros récord marcados según destaca de agencias la página web intereconomia.com

El máximo del Brent osciló entre 106,79 y 106,60 mientras el Texas fluctuó entre 110.70 y 110.69. Estos altos costos del petróleo coinciden con un euro en máximos y con unas reservas crecientes la pasada semana.

Por otro lado, el barril de la OPEP encadenó un cuarto récord histórico consecutivo, al venderse el miércoles a 101,38 dólares; superando el máximo de la jornada anterior de 100,57 dólares.

Según expertos, el desmedido incremento de los precios del crudo se debe a una intensa actividad especulativa en los mercados de futuros, impulsada por la débil cotización del dólar y el constante temor a un insuficiente abastecimiento de crudo.
Tomado de elnacional.com

Barril de petróleo cierra sobre 105 dólares

Las cotizaciones del petróleo alcanzaron el jueves nuevos récords, cerrando por primera vez sobre los 105 dólares, tras una débil explosión en Nueva York que acentuó el nerviosismo de los operadores, una sorpresiva baja de los stocks estadounidenses y el continuo declive del dólar. En el New York Mercantile Exchange (Nymex), el barril de "light sweet crude" para entrega en abril cerró en alza de 95 centavos a 105,47 dólares, un nuevo récord de cierre, luego de haber terminado en la víspera en 104,52 dólares.

En los intercambios electrónicos previos a la apertura, los precios del oro negro subieron hasta 105,97 dólares el barril, un nuevo récord absoluto. En Londres, el Brent siguió la misma tendencia, alcanzando su techo histórico de 102,95 dólares el barril y ganó 97 centavos, con un récord de cierre de 102,61 dólares. Tras un rebote impresionante de cinco dólares en la sesión del miércoles, las cotizaciones de crudo siguieron subiendo el jueves y franquearon la barrera de los 105 dólares en Nueva York por primera vez, durante intercambios electrónicos. Un portavoz de la policía neoyorquina indicó que se produjo una explosión menor en Times Square, en pleno centro de Manhattan. Varias cadenas de televisión, entre ellas Fox News y ABC, informaron que la explosión tuvo lugar en un centro de reclutamiento del ejército. "El récord (del petróleo) podría haber sido una reacción súbita a esta noticia", comentó Mike Wittner, analista del banco francés Societe Generale.


Otro factor alcista que propulsó las cotizaciones por encima de los 105 dólares en Nueva York el miércoles es el nivel de los stocks estadounidenses de crudo, que cayeron la semana pasada por primera vez en más de un mes y medio. Según el Departamento de Energía estadounidense, los inventarios de crudo cayeron en 3,1 millones de barriles a 305,4 millones de barriles en la semana culminada el 29 de febrero, mientras los analistas esperaban un aumento de 2,4 millones de barriles. Además, las importaciones de crudo del primer consumidor mundial bajaron en 521.000 barriles por día a unos 9 millones de barriles diarios. El alza del petróleo fue sostenida igualmente por la caída constante del dólar, la moneda en la cual se cotiza el oro negro, y que torna la materia prima más barata para los inversores que poseen divisas más fuertes que el billete verde. El euro alcanzó el jueves un nuevo récord frente a la divisa estadounidense al cotizarse a 1,5378 dólares tras una intervención del presidente del Banco Central Europeo (BCE), Jean-Claude Trichet, que declaró "prioritaria" la lucha contra la inflación, y luego de la decisión del BCE de mantener las tasas en 4%.


La llegada de fondos especulativos al mercado de materias primas contribuye asimismo a la escalada de las cotizaciones de crudo: en periodos de mayor temor a presiones inflacionistas, las materias primas, encabezadas por el petróleo y el oro, son más codiciadas por los inversores. Además, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió el miércoles mantener sin cambios su producción de crudo pese al llamado de los países consumidores a abrir más sus grifos para enfriar los precios.
Tomado de elnacional.com

Guatemala evalúa su entrada a Petrocaribe

Guatemala analiza la posibilidad de adherirse en los próximos días a Petrocaribe, un programa que impulsa el gobernante venezolano Hugo Chávez, para adquirir crudo barato, indicaron fuentes próximas al gobierno de Álvaro Colom. Colom integró hace algunos días una comisión que le recomendará qué hacer en el caso de Petrocaribe. "Lo que hemos encontrado (durante el estudio) realmente son beneficios de la adhesión a Petrocaribe", afirmó el titular de la secretaría de Planificación y Programación de la Presidencia (Segeplan), Óscar Figueroa, en una entrevista con el diario Siglo XXII difundida este lunes.
"No vemos riesgos. Lo que vemos es que la apertura nos puede dar muchos resultados en inversión social donde los rezagos son muy fuertes; vamos a tener, en un momento dado, recursos para hacer más inversión social", agregó el funcionario. Sin embargo, comentó que aún no existe un estimado en inversión social porque "va a depender de cuál es la disponibilidad de Petrocaribe de suministrar, porque una cosa es hacer números, y la otra, la disponibilidad de los productos de quienes proveen".
Figueroa aclaró que la decisión de la comisión será adherirse a Petrocaribe, pero la última decisión la tomará el gobernante durante una reunión con su gabinete.
"Hay consenso, todo apunta a que vamos. Pero el presidente en gabinete toma la decisión", insistió. El mandatario guatemalteco espera tener una decisión dentro de 15 días, aunque esta semana "le tendremos el resultado del análisis en el que trabajamos", comentó el titular de Segeplan. La comisión está conformada por los ministerios de Economía, Finanzas, Energía y Minas y Ambiente. Son signatarios del pacto Petrocaribe Venezuela, Cuba, República Dominicana, Haití, Nicaragua, Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Dominica, Granada, Guyana, Honduras, Jamaica, San Kitts y Nevis, Santa Lucía, San Vicente y las Granadinas y Surinam.
Tomado de elnacional.com

Nuevo sistema de cabezal de pozo para aguas ultraprofundas


El sistema MS-800 ofrece mayores capacidades de carga y de presión. VetcoGray, un negocio de GE Oil & Gas, presentó el sistema de cabezal de pozo submarino MS-800 para trabajos de perforación en aguas profundas. El sistema cuenta con mayor capacidad de carga en cubierta y de presión. Con capacidad para resistir ocho millones de libras de carga en el cabezal del pozo, el MS-800 está diseñado para ayudar a quienes adelantan tareas de perforación a llegar a mayores profundidades en regiones como el Golfo de México en Estados Unidos o en áreas de costafuera de Brasil. El nuevo sistema incrementa la capacidad de carga a dos millones de libras para el primer soporte de la cubierta y para el soporte de 16 pulgadas, a la vez que también aumenta la capacidad de presión de este de 6500 a 10.000 PSI.

VetcoGray también mejoró la configuración del anillo de carga en todos los tres soportes de la cubierta del MS-800, comparada con la de los productos anteriores, para aumentar el desempeño. El MS-800 fue desarrollado y probado en las instalaciones de VetcoGray en Houston, Texas y una versión KSI del sistema estará disponible para aplicaciones comerciales en el segundo trimestre de 2008. Una versión 20 KSI se lanzará al final de este año.
Tomado de Petróleo.com

Total lamenta haber tenido que ceder en Sincor pero quiere seguir en Venezuela

París.- El director general de la petrolera francesa Total, Christophe de Margerie, lamentó haber tenido que ceder una parte en el yacimiento Sincor por las exigencias de Venezuela, pero lo justificó por el interés que tiene por ese país, donde quiere seguir teniendo un gran papel en los hidrocarburos. "Podemos lamentar haber tenido que ceder una parte de nuestra participación en el yacimiento de Sincor", indicó en una entrevista publicada hoy por el periódico económico francés La Tribune. Sin embargo, De Margerie subrayó que "Venezuela sigue siendo un país muy importante para Total teniendo en cuenta sus reservas considerables en crudos pesados", reseñó Efe.

En ese sentido, afirmó que "queremos tener un gran papel en la explotación de los yacimientos de ese país y nuestra participación, aunque reducida al 30 por ciento, nos permite estar presentes de manera significativa". El "número uno" de la petrolera francesa se refirió también al proyecto Shtokman en el que se ha quedado con una participación del 25 por ciento, tras haberse visto obligado a ceder el control al gigante ruso Gazprom, después de las presiones de las autoridades de ese país. Pese a todo, se mostró optimista porque "Total podrá inscribir en sus cuentas el 25 por ciento de las reservas de la primera fase de desarrollo una vez se tome la decisión de invertir", con un monto que no se conocerá hasta dentro de unos meses. Igualmente admitió que Kazajistán les ha obligado a doblar la participación de su compañía nacional en el campo petrolífero de Kashagan, y que su parte se ha reducido del 18,6 al 16,8 por ciento.
Tomado de eluniversal.com

El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco (Parte II)

Mecanismos de producción
Conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final.Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y corte de agua 95%.Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y 11,8 % del POES (Tabla 1). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 3), escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.

Producción actual
Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo. El Ministro de Energía y Petróleo informó recientemente del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación, según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH. Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros, donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque.

Costos de Producción
Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los pozos horizontales y las bombas electro sumergibles (ver Figuras 4 y 5 presentadas por PDVSA), lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre 7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl.
Mejoramiento
El proceso de mejoramiento comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo, acua conversión, que produce un crudo de 16º API. Otro, el mejoramiento parcial más avanzado donde resulta en un producto mayor a 26º API y luego un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay otra corriente similar ente 16 y 22º API que va a procesos subsecuentes de refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná y Lake Charles, y los de Cerro Negro van a Chalmette. Los crudos mejorados de alta calidad de Sincor y Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32º API y 26º API, respectivamente (ver Figura 6 presentada por PDVSA). Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo “sintético”, los gases mejorados, el coke y los gases puros. De estos resultan el GLP, los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano, butanos), nafta, kerosén y diesel. El coke va a generación eléctrica y de los gases puros se produce gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro).En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y tratamiento, un sistema de compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de disposición de agua salada. Los detalles del mejorador son los siguientes: Destilación atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coke), purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas agrias y efluentes. En el mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas:Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN. Por su parte Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán modificaciones menores en algunos equipos.Hay propuestas para producir y mejorar el crudo de Machete y construir plantas de mejoramiento en Guiria. Falta por plantearse la construcción en el mismo sitio de plantas de mejoramiento y refinerías.
Usos de los extrapesados y del bitumen
Para el desarrollo futuro de la Faja, será indispensable ratificar el uso que tendrán los crudos a extraerse. Hasta el presente se han definido dos usos: Los extrapesados para mejoramiento y manufactura y los bitúmenes, en forma de Orimulsión, para generación eléctrica. En el futuro, la producción de los 27 nuevos Bloques será de unos 4,0 millones de barriles diarios, de comportarse como las áreas actualmente en explotación (150.000 barriles diarios promedio). Una magnitud tal de producción que será necesario tener respuestas a las siguientes preguntas:
¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para manufactura?
¿Cuánto se dispondrá de bitumen para generación eléctrica?, si se considera la posición actual de altos representantes del MEP, como el viceministro de Hidrocarburos Bernard Mommer.
¿Dónde se manufacturarán los nuevos extrapesados? Tomando en cuenta que sería necesario construir varios complejos JOSE, de ser en Venezuela, ó de resolver los problemas de transporte, si va a exportarse para ser mejorado en otros países.
¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre y vanadio que se producirían en las plantas de mejoramiento?
¿Dónde será la generación de electricidad? ¿Se exportará toda la Orimulsión para tal fin (Saúl Guerrero), o su electricidad equivalente para América Latina, generándola en Venezuela, como lo visualiza Poleo?
¿Cómo se industrializarán las corrientes de gas que se producirán en las plantas de mejoramiento? Se estima que la producción y el mejoramiento de los 617 MBD de crudos extrapesados de hoy, generan 133 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de los cuales solo se consumen 40 MMPCD en las operaciones.
¿Qué mecanismos financieros se utilizarán para que la estatal PDVSA aporte como mínimo el 51% de las nuevas inversiones requeridas, acorde con la LOH?, recordando que para el desarrollo de los primeros cuatro bloques y el mejoramiento del crudo producido se requirieron US$ 14.600 millardos.
¿Permitirán los estudios de impacto ambiental estos desarrollos?
¿Qué ciudades modernas tendrán que construirse en esa extensión para garantizar la infraestructura social, económica e industrial que se necesitará?
Propuestas
Será conveniente la creación de un Ente regulador, con personal altamente calificado, autárquico e independiente del Ministerio de Energía y Petróleo, para armonizar el desarrollo futuro de la Faja, tanto desde el punto de vista técnico como ambiental y social.
Se requiere aprobar por el Ministerio de Energía y Petróleo un Reglamento de Unificaciones, para facilitar los procesos que en el pasado han resultado tan tortuosos sobre esta materia.
El Reglamento antes propuesto deberá considerar las aprobaciones de actividades por “Paquetes” dada la analogía y magnitud en número de las mismas (Vg. pozos, estaciones de flujo y recolección, oleoductos, etc.)
El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte del Ente regulador deberá ser a través de mecanismos de cesión lo más ágiles posible.
Será necesario definir la infraestructura poblacional que soportará el desarrollo de la Faja.

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