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El nuevo megacampo de Bahréin contiene 80.000 millones de barriles de petróleo y 20 billones de pies cúbicos de gas

EFE.- El nuevo megacampo petrolero descubierto en Bahréin contiene cerca de 80.000 millones de barriles de crudo, además de entre 10 y 20 billones de pies cúbicos de gas, según anunció el ministro de Petróleo bahreiní, el jeque Mohamed bin Jalifa al Jalifa. El ministro también anunció la firma de un contrato con la compañía estadounidense Halliburton para perforar dos nuevos pozos para evaluar el potencial del campo, que podría comenzar a producir en 5 años.

El descubrimiento sitúa a este campo como el «más grande en la historia» de Bahréin, que hasta ahora era un pequeño país productor, con unas reservas probadas de tan solo 120 millones de barriles. El yacimiento, localizado en Jalich al Bahréin, contiene petróleo ligero, crudo en roca de esquisto, además de gas natural. Un portavoz de la consultora Schlumberger, afirmó que los primeros resultados en los pozos de prueba fueron «positivos» y han demostrado una productividad intermedia entre la habitual en los pozos de tipo convencional y los de esquisto.

El director de Exploración de la petrolera estatal Bapco, Yahya al Ansari, explicó que existe una capa con reservas moderadas con «propiedades de reserva convencional» situada sobre la roca de esquisto, lo que «mejora la producción y la viabilidad económica» del proyecto. El yacimiento se extiende por un área de 2.000 kilómetros cuadrados, en aguas poco profundas y cerca de otros campos operativos en el país, lo que implica facilidades para conectarse a las instalaciones existentes. El rey de Bahréin, Hamad bin Isa al Jalifa, afirmó que el hallazgo de petróleo y gas augura «una nueva era» para el reino, ya que apoyará su desarrollo y progreso, y contribuirá a la diversificación de la economía.

General Electric une su filial de crudo y gas con Baker Hughes y crea un gigante del sector

EFE.- El grupo industrial estadounidense General Electric (GE) ha llegado a un acuerdo para fusionar su división de petróleo y gas (GE Oil&Gas) con la compañía de servicios energéticos Baker Hughes, según comunicó General Electric. La operación, que ha sido aprobada por unanimidad por los consejos de administración de las dos empresas, dará lugar a un gigante del sector, con unos ingresos de 32.000 millones de dólares (29.232 millones de euros) y presencia en más de 120 países.

GE controlará el 62,5% del capital de la nueva empresa, mientras que los accionistas de Baker Hughes poseerán el 37,5% restante. Además, los accionistas de Baker Hughes recibirán al cierre de la operación un dividendo extraordinario en efectivo de 17,50 dólares (15,9 euros) por título. GE aportará 7.400 millones de dólares (6.760 millones de euros) para financiar ese dividendo extraordinario

La transacción, que se espera cerrar a mediados de 2017, permitirá aumentar en unos 0,4 dólares (0,36 euros) el beneficio por acción de General Electric en 2018, y proporcionará unas sinergias de 1.600 millones de dólares (1.460 millones de euros) hasta 2020. Hace unos meses Baker Hughes trató de cerrar un acuerdo de fusión con la firma energética Halliburton, valorado en 35.000 millones de dólares, pero los reguladores no lo aprobaron por problemas de competencia.

De confirmarse finalmente el acuerdo entre General Electric y Baker Hugues, la nueva empresa tendrá dos cuarteles generales, uno en Houston (Texas) y otro en Londres. El presidente ejecutivo de GE, Jeff Immelt, presidirá la nueva compañía, mientras que Lorenzo Simonelli, presidente de GE Oil&Gas, será consejero delegado. El actual presidente de Baker Hughes, Martin Craighead, será vicepresidente. Tras anunciarse el acuerdo, los títulos de Baker Hughes caían un 4,57%.

Bolivia anuncia una inversión de 13.200 millones de euros en hidrocarburos hasta 2020

EFE.- Bolivia anunció que las inversiones estatales y privadas en el sector de hidrocarburos sumarán alrededor de 14.625 millones de dólares (13.200 millones de euros) en el sexenio 2015-2020 para impulsar el desarrollo del sector en un escenario de precios bajos del petróleo y del gas.

El vicepresidente del país, Álvaro García Linera, hizo el anuncio en la inauguración del VI Congreso Internacional de Gas y Petróleo de la petrolera estatal boliviana YPFB, al que asisten empresas y expertos de doce países para analizar las perspectivas del sector en un escenario de precios bajos de los hidrocarburos.

García Linera enfatizó ante los empresarios y analistas que frente a la caída de los precios del petróleo, que afectaron los del gas natural, la respuesta de Bolivia será aumentar las inversiones. «El sector de hidrocarburos no a va disminuir, no va a replegarse. La decisión que hemos tomado analizando las tendencias, tomando en cuenta las necesidades y tomando en cuenta los mercados es incrementar la inversión en todas las áreas», subrayó.

Entre las cifras relevantes, el plan presentado señala que en la explotación se invertirán 4.467 millones, en exploración otros 3.956 millones y en plantas de industrialización, 3.048 millones.

El vicepresidente también ofreció a la inversión extranjera reglas claras, incentivos, estabilidad social y política.

Ratificó que el Gobierno del presidente Evo Morales tiene como objetivo convertir a Bolivia en el centro energético de la región no solo vendiendo gas natural, sino también electricidad.

Apuesta por tecnologías permitirá sobrevivir a petroleras ante precios bajos

La apuesta por la innovación tecnológica para lograr una mayor productividad y encarar el desafío de no perder el capital humano son recomendaciones hechas a las petroleras para sobrevivir a los precios bajos de los hidrocarburos.

La adaptación del «upstream» o la exploración y extracción de hidrocarburos al nuevo contexto de menores ingresos fue analizada por los expertos usando el concepto de la resiliencia, que es la capacidad de afrontar los desastres y sobreponerse a ellos.

El secretario ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas (Arpel), Jorge Ciacciarelli, dijo que las petroleras han puesto en marcha innovaciones para el corto plazo para tener eficiencia operativa y reducción de costos, postergando o congelando en la actual coyuntura proyectos más amplios para el largo plazo.

En el panel que analizó el tema también participó el vicepresidente para América Latina de la estadounidense Schlumberger, Alex Moddy-Stuart, para quien el sector está «obligado a desarrollar tecnologías nuevas que ahorren y aumenten la eficiencia» y a reducir los costos de operación lo máximo posible.

El director consultor de Halliburton, Steven Knabe, detalló que las nuevas tecnologías que están permitiendo sobrevivir a las empresas tienen que ver con una caracterización lo más certera posible de los reservorios de hidrocarburos para tener mejores planes de desarrollo que ahorren los costes en las operaciones.

El presidente para Latinoamérica de la canadiense Calfrac Well Services, Gerardo D. Kuracz, dijo que las empresas deben buscar en conjunto soluciones con quienes prestan los servicios en actividades como la perforación para reducir esos costes, pero bajo un modelo de negocios que implique compartir el ahorro logrado.

Según los analistas la bajada abrupta de precios de los hidrocarburos desde 2015 fue sorpresiva para todos cuando todos creían que la perspectiva era otra, pero el sector ha demostrado su capacidad de resiliencia para tratar de sobreponerse.

Antes del descenso, el barril de petróleo alcanzó en los últimos años cotizaciones por encima de los 100 dólares y en 2008 llegó a superar los 147 dólares.

Halliburton cuadruplica sus pérdidas en el primer trimestre hasta los 2.400 millones de dólares

EFE.- La firma energética Halliburton anunció que en el primer trimestre del año perdió unos 2.400 millones de dólares, casi cuatro veces más que un año antes, incluidos los 378 millones de gastos al frustrarse esta semana su fusión con Baker Hugues. La compañía de Texas se anotó entre enero y marzo pasados una pérdida neta por acción de 2,81 dólares, frente a los 76 centavos que perdió en el mismo trimestre de 2015, cuando los números rojos fueron de 643 millones.

Halliburton detalló que en sus gastos del primer trimestre tuvo que incluir una partida extraordinaria de 378 millones de dólares relacionada con la reciente cancelación de su acuerdo de fusión con la firma Baker Hugues. Ambas compañías anunciaron que se veían obligadas a poner fin a su fusión, aprobada a finales de 2014, valorada en unos 34.600 millones de dólares, ante la imposibilidad de superar los problemas regulatorios impuestos por Estados Unidos y otros países. El Departamento de Justicia había presentado el pasado 6 de abril una demanda antimonopolio contra la fusión de ambas petroleras.

Planes truncados para la petrolera

Unos días antes de anunciar la cancelación de su fusión con Baker Hugues, Halliburton ya había adelantado su intención de recortar unos 6.000 empleos en respuesta a la caída de sus beneficios trimestrales. Baker Hughes anunció su intención de destinar a la compra de acciones y deuda parte de los 3.500 millones de dólares que recibirá de Halliburton en concepto de cuota de ruptura tras frustrarse su acuerdo de fusión.

Halliburton, el mayor proveedor de servicios y productos de la industria petrolera y de gas en Estados Unidos, detalló al presentar sus cuentas que en los primeros tres meses su facturación cayó un 40%, hasta los 4.198 millones de dólares. La empresa atribuyó ese fuerte descenso a la pronunciada caída de los ingresos en sus operaciones en Estados Unidos, que se situaron en unos 1.800 millones de dólares, un 49% menos que en 2015, y en América Latina, donde bajaron un 42%, hasta 541 millones.

Ecuador y Petroamazonas cierran acuerdos con petroleras privadas por unos 1.000 millones de dólares para incrementar la producción de crudo

EFE.- La empresa pública ecuatoriana de petróleo Petroamazonas EP firmó contratos con empresas locales y extranjeras para una inversión de unos 1.000 millones de dólares, a fin de incrementar la producción de 9 de sus campos petroleros. El objetivo es recuperar “84.6 millones de barriles en reservas incrementales, aquellas que requieren mayores tecnologías para su extracción».

La empresa estatal detalló que firmó contratos con el consorcio Pañaturi, integrado por las empresas Sinopec International, de China, y Sinopec Service Ecuador, para los campos Indillana, Yanaquincha y Limoncocha. Asimismo, con el consorcio Kamana, compuesto por la francesa Schlumberger y la argentina Tecpetrol para los campos Edén Yuturi y Pañacocha. La empresa también firmó con el consorcio Igapó, de la estadounidense Halliburton, para los campos Lago Agrio, Palo Azul, Pucuna y Víctor Hugo Ruales.

Según lo suscrito, las tarifas de pago a las contratistas «se calcularán en relación al marcador internacional de crudo WTI (precio del barril Texas), un modelo que permite modificarlas acorde el precio internacional del petróleo». Petroamazonas apuntó que las compañías internacionales asumen el riesgo de las inversiones realizadas y Ecuador, a través de Petroamazonas, «sólo pagará por producción incremental ejecutada».

«Además, Petroamazonas sigue siendo la operadora de estos activos», señaló al indicar que las empresas contratistas aplicarán técnicas «de optimización y recuperación mejorada». El incremento de la producción esperada en los campos maduros alcanzará los 30.000 barriles adicionales por día en 2018, indicó. Los contratos suscritos logran poner en marcha «proyectos que son realmente necesarios para extender la vida de los campos maduros. Hemos conseguido condiciones beneficiosas, y aseguramos la protección al Estado financieramente durante períodos de bajos precios del crudo», dijo el gerente general de Petroamazonas EP, José Icaza.