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Repsol realiza el mayor descubrimiento de gas natural en Indonesia de los últimos 18 años

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Europa Press.- Repsol ha realizado el mayor descubrimiento de gas en Indonesia de los últimos 18 años y uno de los 10 mayores hallazgos de hidrocarburos del mundo en los últimos 12 meses, según la compañía. En concreto, el pozo, denominado KBD-2X, cuenta con una estimación preliminar de, al menos, 2 billones de pies cúbicos de gas (TCF, por sus siglas en inglés) de recursos recuperables, el equivalente a 2 años del consumo de gas en España.

El descubrimiento ha sido realizado en el bloque de Sakakemang, situado en el sur de la isla de Sumatra, donde la petrolera actúa como operador con el 45% de participación, la malaya Petronas posee otro 45% y la japonesa MOECO el 10% restante. La compañía señaló que continuará en los próximos meses con los trabajos exploratorios, concretamente con la realización de un pozo de delineación del campo. Repsol colabora estrechamente con el regulador indonesio (SKK Migas) en las actividades de exploración que realiza en el país y está trabajando con las autoridades para definir los próximos pasos de este proyecto.

Indonesia es el destino principal de las inversiones en exploración de Repsol en el Sudeste asiático. El grupo cuenta con varias licencias en Sumatra y planes para llevar a cabo una intensa campaña de perforación y sísmica en el periodo 2019-2020. La estrategia de la petrolera en el área de exploración y producción (upstream) está centrada en el desarrollo de activos de gas, combustible clave en la transición energética. En concreto, el gas representa ya cerca del 75% de las reservas de la compañía y dos tercios de su producción. Entre 2007 y 2019, Repsol ha conseguido más de 50 hallazgos de hidrocarburos, de los que 10 fueron considerados entre los más grandes del mundo.

En 2017, el grupo produjo 15 millones de barriles equivalentes de petróleo en Indonesia, fundamentalmente a través del activo Corridor. Posee derechos mineros en 6 bloques, 5 de exploración y otro de producción/desarrollo. La presencia de Repsol en el país se completa fundamentalmente con el negocio de Lubricantes, con el que está presente en Indonesia desde hace 20 años, con producción local desde el 2006. Gracias al elevado crecimiento de las ventas durante los últimos 3 años, Indonesia se ha convertido en el tercer mayor mercado para los lubricantes de la compañía en el mundo.

Estados Unidos se convertirá en el principal productor de gas natural licuado en 2028

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EFE.- Estados Unidos reforzará su apuesta por el gas natural licuado en los próximos años y en 2028 se convertirá en el primer productor mundial de esta fuente energética.

Estas son algunas de las previsiones que ha hecho la jefa de investigación de Gas de America Wood Mackenzie, Kristy Kramer.

«Las perspectivas para el gas natural estadounidense son extremadamente prometedoras», ha asegurado Kramer, que ha afirmado que el gas de esquisto había supuesto una «revolución».

También ha pronosticado que en 2040 el volumen de producción de gas natural convencional será un 50% superior al actual en Estados Unidos.

Por su parte, el director de Gastech, Charlie Cracknell, ha asegurado que el sector está fuerte y ha apuntado que uno de los grandes retos que tiene para los próximos años es mejorar su eficiencia.

Del congreso ha aplaudido que un año más haya atraído a las grandes empresas del sector, tanto internacionales como nacionales, que han podido intercambiar conocimiento y experiencias.

Gastech ha reunido a más de 700 expositores y ha atraído a más de 30.000 visitantes de las industrias del gas, el gas natural licuado y la energía en general.

Cracknell ha apuntado que en la próxima edición Gastech aspira a ser referente de toda la cadena de valor relacionada con el gas y el gas natural.

Una de las novedades será el aumento de las zonas para industrias especializadas, con la incorporación de zonas para instalaciones portuarias y abastecimiento de combustibles, tuberías , almacenamiento y distribución, entre otros.

La producción de petróleo y gas natural en el Mar del Norte aumentará un 5% en 2018

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EFE.- La producción de petróleo y gas natural en el Mar del Norte crecerá un 5% en 2018, aunque los bajos niveles de perforación indican que las perspectivas para los próximos años son «mucho más inciertas«, según un informe publicado por la asociación comercial británica Oil&Gas UK. Este estudio reveló que la producción de hidrocarburos, que tiene lugar en las aguas que bañan el noreste del Reino Unido, puede llegar en 2018 a entre los 620 y los 640 millones de barriles de petróleo.

El aumento de los precios del petróleo supuso que los ingresos del sector aumentaran entre los 16.000 millones y 21.000 millones de libras (entre los 18.000 y 23.000 millones de euros) en 2017, de modo que fue el primer año, desde 2013, en que la plataforma generó suficientes ingresos por las ventas para cubrir los gastos. El informe mostró una «seria preocupación» por la falta de actividad perforadora en el Mar del Norte, ya que desde 2017 solo se han desarrollado 94 nuevos pozos, el número más bajo desde 1973.

Perspectiva de producción desde 2019

«La perforación se ha reducido en aproximadamente un 45% en solo 2 años, lo que es una tendencia particularmente preocupante para la salud futura de la explotación», advirtió el documento. Añadió que las perspectivas de producción «son mucho más inciertas a partir de 2019», puesto que «la falta de nuevos proyectos y el bajo nivel de perforación» indican que «es probable» que la actividad disminuya «durante la década de 2020″.

El texto hizo hincapié además que las perspectivas del sector «dependen en gran medida» de que se ponga en marcha la producción en nuevos campos y «continúe la gestión eficiente de la producción en los activos existentes». En 2017, las explotaciones del Mar del Norte produjeron el equivalente a 598 millones de barriles de petróleo, la misma cantidad que en 2016, ya que, pese que se había previsto un ligero aumento de la producción, el cierre temporal del oleoducto de Forties ralentizó la actividad notablemente.

Repsol prevé mejorar la generación de caja en 300 millones de dólares avanzando en la digitalización e innovación tecnológica

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EFE.- La petrolera Repsol se encuentra inmersa en un proceso de digitalización e innovación tecnológica con el que pretende sumar, a corto plazo, 300 millones de dólares de tesorería neta (free cashflow), según explicó su director general de Exploración y Producción, Luis Cabra. Así, Repsol apuesta por las herramientas digitales y la flexibilidad en los márgenes de producción gracias a la eficiencia.

«Estas herramientas, que se pueden obtener a un relativo bajo coste, nos permiten capturar información, almacenarla y transmitirla con una facilidad que nada tiene que ver con años anteriores», explicó Cabra. Asimismo, valoró la mejora en la eficiencia gracias a conceptos como los macrodatos, el avance en los sensores de transmisión y la inteligencia artificial «capaz de emular el cerebro humano para sacar conclusiones de forma sofisticada» con la información.

En este sentido, Repsol alcanzó un acuerdo en el 2014 con el gigante tecnológico IBM para colaborar en innovación e investigación científica que optimice la producción y explotación de nuevos yacimientos de petróleo. Englobado en el proyecto Watson de IBM, esta sinergia fue «pionera en el sector de la energía» y permitió a Repsol desarrollar aplicaciones como Pegasus, primer desarrollo tecnológico que aplica el conocimiento cognitivo a la exploración y producción de petróleo y gas.

Respecto a la cuestión medioambiental, Cabra apuntó que «es una falacia» que seguridad y responsabilidad climática aumenten los costes de producción de las empresas, ya que el desarrollo en innovación mejora la eficiencia de la exploración. «La seguridad y la protección ambiental es básica en el negocio, la sociedad nos dejará operar en el sentido en el que nuestra actividad se haga de forma segura y que el medio ambiente está protegido al 100%», concluyó.

La demanda de petróleo se ralentizará en los próximos años ante el despliegue de las energías renovables, según la AIE

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Europa Press.- El crecimiento de la demanda mundial de petróleo continuará aumentando hasta el 2040 pero a un ritmo más lento, debido a la transición a gran escala del sistema energético mundial, caracterizada por el rápido despliegue y la disminución de los costes de las tecnologías de energías limpias y una economía más orientada a los servicios.

Así se desprende del último informe sobre perspectivas mundiales energéticas de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), donde también apunta que, aunque las necesidades energéticas primarias globales aumentarán cada vez más lentamente debido a las nuevas políticas en el sector, la demanda se expandirá en torno a un 30% desde la actualidad hasta el 2040. La mayor contribución al crecimiento de la demanda energética, casi el 30% del total, provendrá de India, cuya participación en el uso de energías a nivel mundial se elevará al 11% en 2040, pese a que su participación en relación a la población se situará por debajo del 18%.

Según apunta la AIE, el sudeste asiático es «otro peso pesado» en lo que respecta al crecimiento de la demanda energética, que crecerá al doble del ritmo de China. En general, los países en desarrollo de Asia representan dos tercios del crecimiento de la demanda de energía mundial, mientras que el resto proviene de Oriente Medio, África y América Latina.

No obstante, la forma en el que la sociedad satisface sus necesidades energéticas está cambiando «drásticamente», con el liderazgo del gas natural, el rápido aumento de las energías renovables y la cada vez mayor conciencia sobre eficiencia energética. De hecho, según la AIE, las renovables atraerán hasta dos tercios de inversión total en el mundo en plantas energéticas hasta 2040.

Las tensiones geopolíticas en Oriente Medio y las interrupciones de suministros en países como Nigeria e Irak, así como los esfuerzos por acabar con el exceso de oferta global de crudo por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) empujaron al petróleo a más de 60 dólares el barril por primera vez desde 2015, mientras que los inventarios mundiales han caído. En este sentido, se estima que el precio del petróleo aumentará hasta situarse en los 83 dólares por barril a mediados de la década de 2020, mientras que el mercado encontrará un equilibrio a más largo plazo entre los 50 dólares y 70 dólares por barril.

La AIE estima igualmente que habrá alrededor de 50 millones de vehículos eléctricos en las carreteras en 2025 y hasta 300 millones en 2040. Sin embargo, prevé que esto reduzca la demanda de petróleo en 2,5 millones de barriles al día, o aproximadamente el 2% de la demanda mundial actual. En el corto plazo, la AIE prevé que la demanda de petróleo se corrija a la baja, con un descenso de 311.000 barriles al día en el cuarto trimestre de 2017, debido a unas condiciones meteorológicas caracterizadas por temperaturas más altas, aunque para el conjunto del año la producción se situará en 50.000 barriles diarios.

Así, la demanda media de petróleo en 2017 será de 97,7 millones de barriles diarios, 1,5 millones de barriles más que en 2016. Para 2018, la AIE estima que el consumo alcanzará los 98,9 millones de barriles diarios, un incremento interanual de 1,3 millones de barriles. «Los precios más altos de petróleo y las temperaturas de invierno relativamente suaves contribuyeron a una revisión a la baja de nuestra previsión de la demanda», explicó el organismo.

Según indica el documento, Estados Unidos liderará la producción de petróleo y gas en 2040, gracias a los avances tecnológicos que han permitido que la producción de yacimientos petrolíferos de esquisto prospere en Estados Unidos, con lo que superará unas tasas de crecimiento jamás vistas antes. La AIE prevé que la producción de crudo estadounidense alcance los 17 millones de diarios en 2020, mientras que la de gas natural aumentará hasta los 13 millones de barriles diarios. «El crecimiento en la producción no tiene precedentes, excediendo todos los récords históricos, incluso a Arabia Saudí, o la producción de gas soviético de Siberia«, indicó el director de la AIE, Fatih Birol.

Unión Fenosa inaugura en La Rioja la planta de explotación del yacimiento de gas natural Viura, referente a nivel nacional

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EFE.- Unión Fenosa Gas ha inaugurado en el término de Sotés (La Rioja) la planta de extracción y tratamiento de gas natural convencional, denominada Proyecto Viura, que será un referente en la producción de hidrocarburos en España. Se trata de una iniciativa singular, que aportará en los próximos años al sistema gasista español el equivalente al 10% del consumo anual del país, según indicó la compañía.

Al acto inaugural de este yacimiento han asistido el presidente de Unión Fenosa Gas, José María Egea; el consejero director de Unión Fenosa Gas, Daniele De Giovanni; y el presidente del Gobierno de La Rioja, José Ignacio Ceniceros. Egea ha explicado que esta nueva planta es «un proyecto industrial único» en España, ya que se trata del primer yacimiento de gas activo desde hace 20 años. La instalación será en los próximos años «un punto de referencia para la industria de los hidrocarburos, así como para la dinamización de la actividad económica y social de la comarca», ha precisado Egea.

Reivindicó «el rol clave del gas natural» en el panorama energético actual y ante la «inminente» Ley de Cambio Climático y Transición Energética ya que «el gas natural será una pieza vital en el proceso de transición a las renovables no sólo en materia de generación eléctrica, sino también en otros sectores como el transporte por carretera o el transporte marítimo«. Ello contribuirá, aseguró, «no sólo a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino también a mejorar de forma sustancial la calidad del aire de nuestros entornos urbanos».

Beneficios para dueños del terreno

De Giovanni ha subrayado que, con la entrada en vigor de la Ley 8/2015, que introduce el impuesto sobre el valor de la extracción de gas y condensados, el Gobierno riojano, los Ayuntamientos de Sotés y Hornos de Moncalvillo y los propietarios de los terrenos suprayacentes se beneficiarán de hasta un 5% del valor de lo producido cada año. La compañía estima que, de forma conservadora, este importe será de 26 millones de euros para el volumen de reservas probadas.

Calcula, además, que el yacimiento contiene al menos un volumen probado de 3.000 millones de metros cúbicos de gas natural y no descarta que la roca almacén pueda alojar cantidades mayores. Este volumen probado sería equivalente a unos 10 años del consumo actual de gas natural de La Rioja ó un 10% del consumo anual en España. La planta está liderada por Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A. (58,8%), socio y operador del proyecto, filial del grupo Unión Fenosa Gas; junto a Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi, Shesa (37,7%) y Oil Gas Skills, S.A. (3,5%). La compañía tiene licencia para explotar en exclusiva este proyecto por un período de 30 años, prorrogable por dos períodos sucesivos de 10 años.

El presidente del Gobierno riojano ha destacado «el positivo impacto económico» de esta planta para el empleo, los Ayuntamientos y los riojanos. Ceniceros ha valorado que se trata de «un proyecto único que convierte a La Rioja en el principal productor gasista del país». Ha detallado el alcance de este proyecto en las conexiones con la red nacional de gasoductos, así como las previsiones para el futuro, ya que la concesión es de al menos 30 años. También recalcó que «se trata de un yacimiento convencional de gas natural», que no requiere de técnicas de fracturación hidráulica o fracking y que está sujeto a la concesión necesaria por parte del Gobierno central, incluyendo la correspondiente Declaración de Impacto Ambiental (DIA).

Cuba recupera la producción de 79 pozos petroleros afectados por el huracán Irma

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EFE.- Cuba ha recuperado la producción de petróleo de 79 pozos que resultaron afectados en la franja norte de su región occidental por el impacto del poderoso huracán Irma que azotó al país caribeño. La infraestructura petrolera de los principales yacimientos de la Empresa de Perforación y Extracción de Petróleo (EPET) de Occidente, que representa el 50% de la producción del país, fue «severamente golpeada» por el paso del huracán Irma, según indicaron.

Ya reanudaron sus operaciones productivas los pozos de Yumurí y Seboruco, dos de los más dañados por el evento meteorológico, pero aún faltan por recuperarse 11 de los 90 pozos afectados, en los que han trabajado brigadas de varias empresas para restablecer las infraestructuras dañadas. No obstante, directivos de la empresa petrolera EPET, que opera los yacimientos situados en el litoral norte de la isla, consideraron que las averías provocadas por el huracán no van a impedir que cumplan con el plan anual de producción pues habían acumulado un adelanto.

Cuba produce 4 millones de toneladas de petróleo por año (cerca de 25 millones de barriles) y 1.100 millones de metros cúbicos de gas, según datos oficiales. El huracán Irma afectó entre los días 8 y 10 de septiembre la costa norte de Cuba, de oriente hasta occidente, y su devastador azote dejó 10 fallecidos además de considerables daños a la vivienda, la agricultura y los servicios de electricidad y comunicaciones, entre otros no cuantificados.

Mauritania se convertirá en productor de gas en 2021 si se ejecutan los planes de la petrolera estadounidense Kosmos Energy

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EFE.- La compañía estadounidense Kosmos Energy anunció que en 2021 ya puede comenzar «la producción efectiva» de gas del yacimiento conocido como Tortue-1, en aguas mauritanas, lo que sería la primera producción de gas natural en este país magrebí. La compañía subraya que las prospecciones sobre el yacimiento «han concluido con éxito», lo que le permitió confirmar sus expectativas sobre la calidad del pozo, la composición material del mismo y las condiciones de conectividad del pozo.

Las prospecciones, señala Kosmos, demostraron que Tortue-1 es «un recurso de clase mundial». Según la petrolera estadounidense, los tests han permitido extraer 60 millones de pies cúbicos diarios durante la fase principal, y el gas recogido se presenta «ideal para la licuefacción, pues está en estado casi puro, con muy pocos líquidos». Sin embargo, aún deben quedar incógnitas por resolver, pues Kosmos dice que no tomará una decisión final de inversión hasta fines de este año. Mauritania explota actualmente un único yacimiento de petróleo también en sus aguas, que ha bautizado como Chinguetti y que tiene una pequeña producción anual de 1,8 millones de barriles.

México da un importante paso para acelerar su producción de gas gracias a los concursos petroleros

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EFE.- México dio un importante paso para acelerar su producción de gas con dos subastas dentro de la Ronda Dos de licitaciones petroleras y en las que se adjudicaron 21 contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos. «El tema del gas natural sabemos que es un reto muy importante en México; y estas licitaciones representan un relanzamiento, un renacer de la inversión y de las tendencias de producción en el país», aseveró el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda.

México acogió dos nuevas licitaciones de la Ronda Dos, que constituyen la segunda y la tercera fase, donde salieron a concurso un total de 24 áreas terrestres en las que se espera encontrar gas húmedo, gas seco y aceite ligero. Con los bloques adjudicados «estamos esperando que se generen 378 millones de pies cúbicos diarios adicionales en la producción de gas», lo que representa un incremento de 7,5% respecto a las cifras actuales, subrayó Zepeda.

En la segunda fase de la Ronda Dos se adjudicaron 7 de los 10 bloques subastados, y 6 de ellos quedaron en manos del consorcio formado entre la canadiense Sun God Energía de México y la mexicana Jaguar Exploración y Producción de Hidrocarburos. Por otra parte, en la tercera fase todas las áreas, un total de 14, quedaron adjudicadas. Aquí también destacó Jaguar ya que ganó, de manera individual, 5 áreas; en dos de ellas salió vencedora tras proponer elevadas cantidades en efectivo (26,1 millones y 28,89 millones de dólares), un recurso que se pone en marcha cuando varias empresas empatan en sus ofertas. De hecho, el total de efectivo alcanzado entre ambas subastas ascendió a 88 millones de dólares.

Además de los 21 contratos, se comprometieron 36 pozos exploratorios, 16 de los cuales serán para explorar y producir gas natural, señaló Zepeda. Con ellos, añadió, «tendremos un trabajo mínimo comprometido de 448 millones de dólares en la fase exploratoria». Por otra parte, gracias a las áreas de producción de petróleo licitadas se espera un incremento de 79.000 barriles diarios de hidrocarburos, principalmente en crudo ligero. Esta última cifra, así como el aumento del 7,5% en la producción de gas, se alcanzaría en 2025. Sin embargo, Zepeda aseguró que los bloques adjudicados podrían iniciar su producción «muy pronto, en 2019», e incluso hay algunos que «ya tienen campos identificados, algunos con una producción muy baja».

Aldo Flores, subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, comentó que los «satisfactorios» resultados de los concursos evidencian que «hay un interés por producir gas húmedo y gas seco en México». Esto aunque haya «un entorno de precios bajos para el gas natural y un entorno muy complejo y de alta competencia en el mundo para atraer inversiones», agregó. En el caso de la segunda fase, los bloques licitados se encuentran en las provincias de Burgos y Cuencas del Sureste. En esas mismas provincias se encuentran algunas de las áreas subastadas en la tercera fase, donde también se suman otras de Tampico-Misantla y Veracruz.

Estas licitaciones petroleras se engloban en la reforma energética impulsada por el presidente Enrique Peña Nieto, que abrió el sector petrolero al capital privado tras ocho décadas de monopolio estatal. Con los 70 contratos adjudicados hasta ahora, la cifra de inversión potencial asciende hasta 60.000 millones de dólares. En las licitaciones, 66 empresas de 17 países se han hecho con los diferentes bloques. Dentro de estos contratos, 46 de los bloques adjudicados corresponden a áreas terrestres, 15 a aguas someras y 9 a áreas profundas.

Qatar aumentará su producción gasista mientras la producción en Sudán del Sur se hunde por la guerra y los precios

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EFE.- La producción de petróleo en Sudán del Sur, que llegó a alcanzar los 350.000 barriles diarios, se ha desplomado hasta los 130.000 por la guerra desatada a finales de 2013 y por la caída del precio del crudo en los mercados, según el Gobierno local. Noticias que contrastan con las llegadas desde Qatar, donde la empresa estatal de petróleo Qatar Petroleum reveló un plan para aumentar su producción de gas natural en alrededor de 56,6 millones de metros cúbicos diarios.

Los estudios técnicos demuestran la posibilidad de desarrollar un nuevo proyecto de gas, que puede dedicarse exclusivamente a exportación, en el gigantesco yacimiento del Campo Norte, según señaló la empresa. La nueva producción eleva la capacidad del Campo Norte en un 10% y aportará cerca de 400.000 barriles diarios equivalentes a la producción nacional, según declaró el director ejecutivo de la compañía, Saad Sharida al Keabi. El Campo Norte tiene unas reservas probadas recuperables de 8,49 billones de metros cúbicos de gas y es considerado el mayor yacimiento del mundo, según datos de la empresa.

Crisis en Sudán del Sur

En contraste con Qatar, el ministro de Finanzas de Sudán del Sur, Stephen Dhieu Dau, señaló que la producción de crudo local pasó de 160.000 barriles en 2015 a los actuales 130.000. Dau afirmó que la bajada de precios de crudo ha desalentado a los inversores extranjeros, lo que ha repercutido a la producción. No obstante, aseguró que el Gobierno «intenta recuperar la producción en los próximos meses». Las finanzas públicas de Sudán del Sur dependen del petróleo casi exclusivamente. Sudán del Sur alcanzó su pico de producción en 2011, antes de la independencia de su ahora vecino del norte.