CMP 2017 SUPPLEMENT
Catching the Mexican wave Reforma energética sigue adelante
Talos Energy is utilising the semi-submersible ENSCO 8503 to drill Zama-1, the first purely exploratory offshore probe by a non-Pemex operator since reforms to open Mexico’s oil sector
Photo: ENSCO
Mexico Seismic Yucatan 2D Broadband Seismic Coverage
• 61,350 km program of modern, long-offset 2D data encompassing all major hydrocarbon provinces offshore Mexico including Perdido Fold Belt, Mexican Ridges Province and Campeche Deep Sea Basin. • Seamless coverage across Yucatan Platform tying to Spectrum’s Big Wave seismic in eastern area of US Gulf of Mexico. • PSTM and PSDM data tying key wells in producing hydrocarbon basins and emerging pre-salt plays. spectrumgeo.com sales@spectrumgeo.com +1 281 647 0602
Legend Mexico Yucatan 2015: 31,370 km Mexico Well Tie: 12,500 km Mexico WR South RR Infill: 8,400 km Mexico WR South RR: 4,400 km Mexico WR North RR: 3,900 km Big Wave phase 1 Big Wave Phase 4 Big Wave Phase 5 Deep East: 35,563 km Deep Focus: 135,989 km Main Pass Florida 3D: 12,023 km2
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CMP 2017
7 to 10 June 2017
Mensaje de bienvenida ESTAMOS llegando a la XII edición de nuestro magno evento, el Congreso Mexicano del Petróleo 2017 (CMP 2017), que se realizara en la bella y colonial ciudad de Puebla del 7 al 10 de junio del año en curso y corresponde al Colegio de Ingenieros Petroleros de México AC, su organización y buen desarrollo acompañado por las asociaciones que en conjunto agrupan a la mayoría de profesionistas de esta industria y que son: la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM), la Society of Petroleum Engineers (Sección México), la Asociación Mexicana de Geoólogos Petroleros (AMGP) y la Asociación mexicana de Geofísicos de Exploración (AMGE). El Congreso Mexicano del Petróleo 2017 “Creatividad y talento impulsan la industria petrolera con rentabilidad”, representa la exhibición y reunión de negocios de la industria petrolera nacional e internacional y éste es el único evento del país que se une al sector energético nacional, tanto de la extracción, producción, transportación y refinación de energéticos. Nuestro CMP 2017 tiene como finalidad el ser un foro para aportar e intercambiar ideas, experiencias y conocimientos profesionales de toda la industria, por medio de trabajos técnicos, conferencias magistrales y la exposición industrial, que permitirá conocer las tecnologías de vanguardia que se han aplicado en otras partes del mundo y que podría aplicarse en México, con la intención de enfrentar los nuevos retos generados a partir de la Reforma Energética. En esta edición 2017 del CMP nos acompañaran más de 300 representantes de empresas nacionales e internacionales y al igual que en otras ediciones, esperamos la asistencia de más de 6,500 congresistas de al menos 15 países, 215 compañías expositoras y tendremos un programa muy completo de sesiones plenarias, comidas conferencia, sesiones técnicas y un área de exhibición para 1200 stands aproximadamente. A nombre del CIPM y de la organización de CMP 2017 nos dará mucho gusto recibir y dar la más cordial bienvenida a este gran evento a los asistentes, ponentes, patrocinadores, exhibidores, medios de comunicación y al público en general. Atentamente Ing. José Luis Fong Aguilar Presidente ejecutivo del Comité Organizador del CMP 2017
The Popocatepetl volcano near Puebla, Mexico
Photo: AP/SCANPIX
Welcome to CMP 2017 WE’RE approaching the 12th edition of our premiere event, the Mexican Petroleum Congress 2017 (CMP 2017), to be held in the beautiful colonial city of Puebla from 7 to 10 June. The Congress is organizsd by Colegio de Ingenieros Petroleros de Mexico AC, together with the other organisations that form the majority of professionals in this industry — the Asociacion de Ingenieros Petroleros de Mexico (AIPM), the Society of Petroleum Engineers (Mexico Section), the Mexican Association of Petroleum Geologists (AMGP) and the Mexico Association of Exploration Geophysicists (AMGE). The Mexican Oil Conference 2017 theme — Creativity and talent are driving a profitable oil industry — represents the exhibition and meeting of the
national and international oil industry businesses. This is the only event in the country that brings together the national energy sector, including extraction, production, transportation and refining. The purpose of CMP 2017 is to be a forum to submit and exchange ideas, experiences and professional knowledge from the entire industry, through technical work, keynote conferences and industrial exhibition, that showcases leading edge technologies used in other parts of the world and that may be applied in Mexico, with the intention of facing the new challenges stemming from the Energy Reform. In the 2017 edition of the CMP, more than 300 representatives of national and international companies will be
present, and like other editions of the Congress, we expect more than 6500 delegates from at least 15 countries and 215 exhibiting companies. There will be a full programme of plenary sessions, conference luncheons, technical sessions and an exhibition area for approximately 1200 stands. On behalf of CIPM and the CMP 2017 organisers, we will be very pleased to receive and extend the warmest welcome to this great event to the delegates, speakers, sponsors, exhibitors, mass media and public at large. Sincerely, Jose Luis Fong Aguilar Executive President of the CMP 2017 Organising Committee
CMP 2017
7 to 10 June 2017
Conference Programme Tuesday 6
07.00
Sunday 4 7 Wednesday Golf tournament
Club Campestre de Puebla
07.00 - 15.00
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Programa General
Monday 5 Thursday Tuesday 6 8
Wednesday 7 Friday 9
Race 5 km
Golf tournament
Club Campestre de Puebla
Parque Jardín del Arte
07.00 - 15.00
06.30 - 08.30
Thursday 8
Saturday 10
Friday 9
Race 5 km
Parque Jardín del Arte 06.30 - 08.30
08.00
Opening Plenary Session Course La transformación de Petróleos Mexicanos frente a un entorno de competencia 08.30 - 09.00 Dr. José Antonio González Anaya General manager of Mexican Oils
09:00-10:30
09:00-10:30
e-Poster 10.30 - 12.00
e-Poster 10.30 - 12.00
Coffee Break
Coffee Break
Coffee Break
Coffee Break
Coffee Break
15.00
Technical Sessions 16.00 - 17.30
17.00
18.00
19.00
Registration Training Opening Courses Ceremony 16.00 - 20.00 18.00 - 20.00 Centro Expositor Puebla
Visit Expo 10.00 - 16.00
Estrategias, retos y Impacto de la regulación en la oportunidades en la Industria competitividad de los proyectos petroleros en México Petrolera Mexicana Moderador: Lic. Leo Zuckermann Ing. Javier Hinojosa Puebla 14.00 - 15.30 General Manager of Pemex Exploration and Production
Round table
Impacto de la regulación en la competitividad de los proyectos petroleros en México Moderador: Lic. Leo Zuckermann
14.00 - 15.30
14.00 - 15.30
14.00 - 15.30 16.00
Topical Luncheons
Registration 08.00 - 12.00
Round table
Visit Expo 10.00 - 18.00
Estrategias, retos y oportunidades en la Industria Petrolera Mexicana Ing. Javier Hinojosa Puebla General Manager of Pemex Exploration and Production
Technical Sessions Technical Sessions Technical Sessions Technical Sessions Registration 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 09.00 - 18.30 e-Poster e-Poster e-Poster e-Poster Centro Expositor 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 12.30 - 14.00 Puebla Registration 08.00 - 18.00
Technical Sessions Registration 12.30 - 14.00 09.00 - 18.30 Training Training e-Poster Courses Centro Expositor Courses Puebla 09.00 12.30 - 18.00- 14.0009.00 - 18.00 Topical Luncheons
Registration 08.00 - 18.00
e-Poster 10.30 - 12.00
Visit Expo 10.00 - 18.00
14.00
09:00-10:30
e-Poster 10.30 - 12.00
Visit Expo 10.00 - 18.00
Training 12.00 Courses 13.00 9.00 - 18.00
09:00-10:30
e-Poster 10.30 - 12.00
Registration 08.00 - 18.00
11.00
Plenary Session Round table
Technical Sessions Technical Sessions Technical Sessions Technical Sessions 10.30 - 12.00 10.30 - 12.00 10.30 - 12.00 10.30 - 12.00
Technical Sessions 10.30 - 12.00 10.00
09:00-10:30
Registration 08.00 - 18.00
09.00
Round table Plenary Session
México como oportunidad de ne México como oportunidad negocio de Petróleos Perspectivas de la industria La de transformación Moderador: José Manuel Carre Moderador: José Manuel Carrera Mexicanos frente a un entorno depetrolera competencia Nacional e Internacional The director of Alliances and The director of Alliances andAntonio González Anaya Dr. José A.T. Kearney, Wood Mackenzie, New Business, PEMEX General manager of Mexican Oils Deloitte, Accenture New Business, PEMEX
Technical Sessions Technical Sessions 16.00 - 17.30 16.00 - 17.30
e-Poster 16.00 - 17.30
e-Poster 16.00 - 17.30
Technical Sessions 16.00 - 17.30
e-Poster 16.00 - 17.30
e-Poster 16.00 - 17.30
Opening Ceremony Associations General Meetings Associations General Meetings - 20.00 Associations General Meetings 18.00 18.00 - 19.30 Centro Expositor18.00 - 19.30 18.00 - 19.30 Puebla
Associations General Meet 18.00 - 19.30
20.00
21.00
22.00
23.00
Welcome Cocktail 20.00 - 23.30 Centro Expositor Puebla
Free night
Welcome Cocktail 20.00 - 23.30Free night Centro Expositor Puebla
Free night
Closing Event 20.00 - 01.00
Free night
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CMP 2017
7 to 10 June 2017
OVERVIEW
Mexico’s energy reforms kick in Second bid round in the works as state oil company Pemex launches more farm-outs KATHRINE SCHMIDT Houston
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EXICO’S energy reform is kicking into an even higher gear in 2017. Regulators are forging ahead with a second bid round, while state oil company Pemex has launched a trio of other farm-outs in preparation for the dramatic scaling-up of partnerships envisaged in its business plans. New operators that gained acreage in Round 1 are ramping up drilling and starting to see early well results, while the newcomers to the country’s deep-water sector are laying their groundwork for operations. That new rush of investment and activity has emerged as an exception to the rule as operators have scaled back spending and increased their choosiness about projects in a world with sharply lower oil prices over the past twoand-a-half years. “Mexico is a real shining star at the moment in the oil and gas industry, in terms of the energy reform process and the activity they’re going to generate in the near term,” Lorna Campbell, Mexico exploration manager for US supermajor ExxonMobil, said recently at the Offshore Technology Conference in Houston. Clock is ticking
But time is of the essence for reform supporters, as the clock is ticking for President Enrique Pena Nieto, whose term is up in 2018. Mexico has a six-year presidential term with no reelection. “This administration is moving at a very fast pace,” said Nicolas Borda, a partner with Haynes & Boone in Mexico City. “Everybody knows that this year is critical to try to accomplish as much as possible... next year there is an election (and) things will obviously slow down.” In 2013, Pena Nieto pulled off the grand political bargain that modified Mexico’s constitution to open up the oil and gas sector to private participants for the first time since the industry was nationalised in 1938. However, his Institutional Revolutionary Party (PRI) has since struggled with declining popularity amid continued violence from drug cartels, concerns about corruption and perceived weakness in the face of US President Donald Trump. It has also faced criticism from leftist presidential contender
Mexico’s President Enrique Pena Nieto
Andres Manuel Lopez Obrador and his Morena party, seen as mounting a stiff challenge to the establishment in the forthcoming elections. Accordingly, the PRI will be aiming to sell its record of accomplishments, including on energy reform, and make the case to the Mexican people that their efforts are paying dividends. Mexico’s Round 1, which took place in four phases over 2015 and 2016, was one for the record books, with 39 of 55 available areas awarded, 70% of the total. From a previously monopolistic market, it brought in 49 companies from 14 countries into Mex-
ico, either as independent operators or financial partners. Between open bidding for shallow-water, deep-water and onshore fields, as well as the first farm-out of the deep-water Trion field, investment could amount to more than $50 billion over the life of the contracts. Companies said a range of factors helped sell them on Mexico as an investment destination, including the willingness of the government and regulators to listen to industry feedback, the proximity to proven US Gulf fields and the opportunity to enter a less-explored part of a basin with a known source rock. “We’re very
MEXICO ROUND 1 RESULTS Round 1.1 Round 1.2 Round 1.3 Round 1.4 Trion
Investment
Reserves* Max average output**
$2.7 billion $3.1 billion $1.1 billion $34 billion $11 billion
244.8 471 68 8400 485
23.6 90 77 120
Total $51.9 billion 9668.8 310.6 * Proven, probable and possible, or median prospective resource in million barrels of oil equivalent ** Projected, in thousand barrels of oil equivalent per day
excited, we’re pleased with the way things are going,” says Stan Franklin, general manager for frontier exploration and appraisal for Chevron’s Africa & Latin Amer-
ica business. “All the players are there, and there’s a huge amount of gravity pulling towards Mexico.” Elsewhere along the value
The Upstream CMP 2017 Supplement is published by Upstream, an NHST Media Group company, Christian Krohgs gate 16, PO Box 1182, Sentrum, N-0107 Oslo and printed by Elemental Media/Editorial 500, Global Energy, Mexico City. This edition was printed on 5 June 2017. © All articles appearing in the Upstream CMP 2017 Supplement are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited.
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nto high gear
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La reforma energética de México se acelera LA reforma energética de México se acelera aún más en el 2017. Los entes reguladores están avanzando con una segunda ronda de licitaciones, mientras que la paraestatal Pemex ha lanzado una tercia de contratos de asociación estratégica en preparación a la escalada de asociaciones que prevén en sus planes de negocio. Los nuevos operadores que ganaron acceso a bloques en la Ronda 1 están incrementando las perforaciones y empiezan a ver los primeros resultados mientras que los recién llegados al sector de aguas profundas están sentando las bases para sus operaciones. Ese nuevo surgimiento de inversiones y actividad esta manifestando como una excepción al ambiente global de bajas precios de petróleo, en la medida que los operadores han disminuido el gasto y han aumentado su selectividad acerca de los proyectos en un mundo con marcados precios bajos durante los últimos dos años. “México es la estrella en este momento en la industria del petróleo y gas, en términos del proceso de la reforma energética y la actividad que van a generar a corto plazo,” Lorna Campbell, gerente de exploración en México para ExxonMobil, dijo recientemente en el Offshore Technology Conference (OTC) en Houston. Pero el tiempo apremia para los defensores de la reforma, ya que el tiempo se acaba en la gestión del Presidente Enrique Pena Nieto, cuyo gobierno termina en el 2018. Los presidentes de México se eligen por un término de seis años sin reelección. “Esta administración se mueve muy aprisa,” dijo Nicolás Borda, socio de Haynes Boone en la
Ciudad de México. “Todos saben que ese año es crítico para tratar de lograr lo más posible antes del año electoral del próximo año; las cosas se harán más lentas.” En el 2013, Peña Nieto logró una gran negociación política que modificó la constitución de México y abrió el sector del petróleo y gas a la inversión privada por primera vez desde que se nacionalizó la industria en 1938. Sin embargo, el Partido Revolucionario Institucional (PRI) del presidente ha sufrido una pérdida en popularidad debido a la violencia continua de los cárteles de la droga, la corrupción y la percepción de debilidad frente al nuevo presidente de los Estados Unidos, Donald Trump. También ha enfrentado críticas severas por parte de Andrés Manuel López Obrador candidato de izquierda a la presidencia con su partido Morena y quien es visto como un serio contendiente al régimen establecido en las próximas elecciones. De igual manera, el PRI buscará vender su record de logros, incluyendo la reforma energética y presentarle al pueblo de México que sus esfuerzos están brindando frutos. La Ronda 1 de México, la cual se llevó a cabo en cuatro fases durante el 2015 y el 2016, fue una para los libros de records, con 39 de 55 de las áreas disponibles asignadas, 70% del total. De un mercado que antes era monopólico, atrajo 49 compañías de 14 países hacia México ya sea como operadores independientes o socios financieros. Desde la licitación abierta para los campos de aguas someras, terrestres y de aguas profundas, así como también el primer contrato de asociación estratégica del campo de aguas profundas
Trion, la inversión pudiera sumar más de $50 mil millones durante la vida de los contratos. Las compañías dijeron que una variedad de factores les ayudaron a investir en México, incluyendo la apertura del gobierno y ente reguladores para escuchar las observaciones de la industria, la proximidad al lado estadounidense del Golfo de México y la oportunidad de entrar a una parte menos explorada de la cuenca que se sabe cuenta con una buena roca generadora. “Estamos muy entusiasmados. Estamos contentos de la manera que van las cosas,” dijo Stan Franklin, gerente general para Chevron de exploración y evaluación de nuevos negocios para África y América Latina. “Todos los participantes involucrados están allí, y hay una gran fuerza gravitacional jalando hacia México.” En otras partes de la cadena de valor, hay un gran incremento en la construcción de nuevos ductos y el principio de nuevos actores en el mercado de las estaciones de gasolina donde previamente solo estaba Pemex. BP dice que su nueva estación de servicio allí ha visto el incremento de sus ventas al doble desde que inició operaciones. Sin embargo, a pesar de la buena opinión por parte de los inversionistas y la comunidad financiera mundial, las reformas no han gozado de popularidad universal a nivel nacional. Las medidas para liberar los precios se han traducido en un aumento al precio de las gasolinas y se han enfrentado a protestas a lo largo del país. La reforma también coincide con los recortes en la paraestatal Pemex, y falta ver que tan pronto los empleos y la actividad por parte de los nuevos operadores se filtrarán hacia el sector servicios.
ONSHORE. OFFSHORE. EVERY SHORE.
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IT ALL STARTS WITH THE Photo:AFP/SCANPIX AFP/SCANPIX Photo:
chain, there has been a huge boost in the construction of new pipelines and the debuts of new players in the previously all-Pemex petrol station market. BP said its new service station there has seen sales double since taking over. However, despite rave reviews from investors and the global financial community, the reforms have not been universally popular at home. Measures to liberalise prices have translated into fuel cost increases that have been met with protests across the country. The reform has also coincided with a global plummeting in oil prices and cuts to the bone at state oil company Pemex, and it remains to be seen how quickly the employment and activity from new operators will filter down to the service sector.
Mexico’s Round 1 was one for the record books, with 39 of 55 of available areas awarded, 70% of the total.
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Elecciones serán importantes para la reforma LAS elecciones presidenciales de 2018 en México siguen siendo un gran comodín político para la reforma energética del país en el futuro, indican los observadores del sector. Muchos están vigilando de cerca al populista resurgente Andrés Manuel López Obrador, quien está haciendo una tercera campaña para la presidencia de México en 2018 a través de su partido político Morena, después de no alcanzar los votos suficientes como candidato en 2006 y 2012. Los candidatos de los demás partidos aún no se han elegido, incluyendo al sucesor del titular, Enrique Peña Nieto, del Partido Revolucionario Institucional (PRI). Sin embargo, el político conocido como AMLO ha saltado al frente en encuestas de votación conforme Morena ha ganado fuerza en las carreras políticas estatales en medio del descontento de los votantes. “Sin duda construirá a partir de una base que está frustrada con el estado actual de las cosas”, indicó John Padilla, director general de IPD Latin America, en una entrevista con Upstream. “Nadie puede descartar a AMLO. En este contexto real, es algo que se debe tomar con seriedad”. López Obrador, un populista consagrado en cuerpo y alma, generalmente ha adoptado una visión más tradicional y populista de Pemex, proclamándose a sí mismo como un incansable defensor de la soberanía nacional de México. Hace varios años, se opuso a la reforma energética de México considerándola como “anticonstitucional” y pronunciándose en contra de la “privatización” del petróleo y gas del país a través de la explotación por parte de “extranjeros”. Recientemente, ha sugerido que la reforma se someta a un referéndum nacional, asimismo, un asesor político dijo que los convenios de asociación estratégica podrían ser “revisados” para asegurar que estuvieran conforme a los intereses de la nación. A pesar de la retórica, pocos piensan que, de ser elegido, López Obrador podría reunir los votos para revertir de manera efectiva la reforma, la cual cambió la constitución mexicana para poner fin a la prohibición de la explotación de petróleo y gas del país por parte de empresas privadas, después de que se expropiara a las multinacionales en 1938. Los cambios tuvieron que pasar una gran barrera: una mayoría de en el Congreso y una mayoría de los gobiernos estatales de México. Los defensores dicen que la revisión de la política en materia energética se diseñó para ser duradera entre administraciones, habiendo construido instituciones diseñadas para ser independientes. Algunos organismos, como el regulador del petróleo en México a cargo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, tienen condiciones de nombramiento
escalonados entre los mandatos presidenciales sexenales. Sin embargo, un nuevo presidente aún podría dejar su huella en las instituciones, incluyendo la empresa petrolera estatal Pemex, la secretaría de energía que se encarga de determinar el calendario y ritmo de las rondas de licitación y los organismos ambientales que otorgan los permisos – decisiones que podrían hacer que el mercado se vea sustancialmente diferente con un líder que tenga una ideología distinta. “Si un partido de extrema izquierda llegara al poder, cualquier tipo de función del sector ejecutivo podría detenerse de repente y sería mucho más difícil hacer negocios”, comentó Steven Otillar, socio de Akin Gump Strauss Hauer & Feld. “Si es difícil hacer negocios, el dinero se irá a otra parte”. No obstante, cualquier presidente entrante, incluyendo a López Obrador, también enfrentará el mismo dilema que llevó a Peña Nieto a impulsar la reforma energética en primer lugar: la caída de la producción de gas y petróleo en México debido a que gigantes como Cantarell se están agotando. Eso significa una pérdida de ingresos para los presupuestos gubernamentales que dependían en gran medida del negocio petrolero, aunado a una mayor reducción hoy en día debido a la baja en los precios de la materia prima. “Es una cuestión sobre cómo equilibrar ese populismo y la plataforma central que te ha llevado ahí con las duras realidades de la producción y las reservas”, señaló Padilla. “La pregunta es qué tan radical puede ser él económicamente si quisiera”. Por otra parte, otra fracción resurgente en México ha sido el Partido Acción Nacional (PAN), partido de centroderecha, que en 2016 alcanzó las gubernaturas de Tamaulipas y de Veracruz, otro bastión del PRI. El PAN, sin embargo, se considera más orientado hacia el mercado y fue un miembro clave en la coalición política que impulsó la reforma energética y, en consecuencia, posiblemente podría seguir su trayectoria, si no adopta un enfoque aún más favorable a las empresas que Peña. Todos los ojos ahora están puestos en el siguiente elemento clave para la política nacional, las elecciones del 4 de junio para la gubernatura del Estado de México. Tradicionalmente, el área es un bastión para el PRI, pero la candidata de Morena, Delfina Gómez, con el apoyo de López Obrador, está en una carrera extremadamente reñida contra Alfredo del Mazo del PRI, primo de Enrique Peña Nieto. A pesar de las ventajas estructurales, la consultoría política Eurasia Group aún ve al PRI como vulnerable, señaló el grupo en una nota. “Los peligros del PRI son los logros de Morena, el descontento generalizado hace a las posibilidades de victoria de Morena un riesgo significativo”.
POLITICS
Elections remain Industry keeps close watch on next year’s Mexican presidential contest, with future of energy reforms high on agenda for candidates KATHRINE SCHMIDT Houston
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EXICO’S 2018 presidential election remains a major political wild-card for the country’s energy reforms, writes Kathrine Schmidt. Many observers are closely watching resurgent populist Andres Manuel Lopez Obrador, who is making a third run at Mexico’s presidency in 2018 under his Morena party ticket after coming up short as a candidate in 2006 and 2012. Candidates from the other parties have not been chosen, including the successor to incumbent Enrique Pena Nieto of the Institutional Revolutionary Party (PRI). However, Morena — known locally as AMLO — has jumped to the front in early polling, having gained traction in state races amid voter discontent. “He will certainly build off of a base that is frustrated with the
status quo,” says John Padilla, managing director with IPD Latin America. “Nobody can discount AMLO. It’s in that context that it’s real, something to take a serious look at.” A dyed-in-the-wool populist, Lopez Obrador has generally taken a more traditional vision of Pemex, casting himself as a tireless advocate for Mexico’s national sovereignty. Several years ago, he was railing against Mexico’s energy reform as “anti-constitutional”, spoke out against the privatisation of the country’s oil and gas by and exploitation by “foreigners”. More recently, he has suggested that the reform be put to a national referendum, and a policy advisor said farm-out deals could be “reviewed” to be sure they were in the interests of the country. Despite the rhetoric, few think
that, if elected, Lopez Obrador could muster the votes to actually reverse the reform, which changed Mexico’s constitution to end its ban on the exploitation of the country’s oil and gas by private companies following expropriation from multinationals in 1938. High bar
The changes took a high bar to pass — a two-thirds majority in Congress and a majority of Mexico’s state governments. Proponents said the energy policy overhaul was designed to be durable across administrations, having built institutions designed to be independent. Some agencies, such as Mexico’s National Hydrocarbons Commission oil regulator, have appointment terms staggered between the six-year presidential terms. However, a new president could
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It’s a question of how do you balance that populism and the core platform that has got you there with the stark realities of production and reserves.
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IPD Latin America manging director John Padilla
“Es una cuestión sobre cómo equilibrar ese populismo y la plataforma central que te ha llevado ahí con las duras realidades de la producción y las reservas.”
Candidate: Presidential hopeful Andres Manuel Lopez Obrador greets supporters as he arrives at a campaign rally Photo: AP/SCANPIX
the great variable nonetheless put his mark on institutions, including state oil company Pemex, the Energy Ministry — which determines the schedule and pace of bid rounds — and environmental agencies that grant permits. These are all decisions that could change the market look substantially with a leader of a different mind. “If a far-left party comes into power, all of a sudden any sort of executive branch function could grind to a halt and it would become a lot more difficult to do business,” says Steven Otillar, partner with Akin Gump Strauss Hauer & Feld. “If it’s hard to do business, the money will go elsewhere.” However, any incoming president, including Lopez Obrador, will also face the same problem that drove Pena Nieto to push through the energy reform in the
first place — Mexico’s declining oil and gas output as giants like Cantarell are being depleted. That means lost revenue for government budgets that depended heavily on the oil business, with further depletion today due to lower commodity prices. “It’s a question of how do you balance that populism and the core platform that has got you there with the stark realities of production and reserves,” Padilla says. “The question is how radical can he be economically if he wanted to.” On the other hand, another resurgent faction in Mexico has been the centre-right National Action Party (PAN), which in 2016 won the governorships of Tamaulipas and another PRI stronghold, Veracruz. The PAN, however, is seen as more market-oriented, and was a key member in the political coali-
tion that pulled off the energy reform. Accordingly, it would presumably continue its trajectory, if not take an even more business-friendly approach than Pena Nieto. All eyes are now trained on the next key bellwether for national politics, the 4 June election for the governorship of the State of Mexico. The area is traditionally a stronghold for the PRI, but Morena candidate Delfina Gomez, with support from Lopez Obrador, has pulled into an extremely tight race against the PRI’s Alfredo de Mazo, a cousin of Pena Nieto. Despite structural advantages, the Eurasia Group political consultancy still sees the PRI as vulnerable, the group said in a note. “The PRI’s perils are Morena’s gains, and the widespread discontent makes Morena’s chances of victory a significant risk.”
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EXPLORATION
Plans in place for Round 2 bonanza
Centre stage: Mexico’s Undersecretary of Hydrocarbons Aldo Flores Quiroga at OTC in Houston Photo: OTC
Regulators finishing off details for shallow-water and onshore offerings
KATHRINE SCHMIDT Houston
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EXICO has a full schedule for oil and gas acreage offerings in 2017, with regulators wrapping up details for second rounds for shallow water and onshore fields that are set to open bids this summer. The country also plans to launch its second deep-water bid offering in December, with the exercise set to feature its first-ever process for leasing in unconventional fields. Regulators are currently soliciting input from industry regarding which fields they would like to see in both processes, with the detailed lineup of blocks to be announced in June. “Right now we are open for nominations,” Mexico’s Undersecretary for Hydrocarbons Aldo Flores Quiroga told an audience last month at the Offshore Technology Conference in Houston. Flores did not elaborate on how many blocks were expected to be chosen, but said the nomination timeline will give companies a full six months to evaluate the final line-up. Globally competitive
As for the unconventional round, regulations have been finalised and regulators are still polishing the contract with the aim to make it globally competitive, Flores said. The country’s regulators are now pushing ahead to make the work that was groundbreaking in Round 1 — the award of oil and gas blocks to new players — a predictable routine going forward. Mexico’s Energy Ministry (Sener) this March also reworked the country’s five-year plan for oil and gas leasing, publishing the details to standardise the format for bid rounds each year. This would include a single event covering both shallow water and conventional onshore fields to take place in one half of the year, while a second covering deep-water and unconventionals will be scheduled for the other. For 2018, that tentatively puts the bid opening for Round 3.1 in February for shallow water and conventional acreage, while
Round 3.2, pencilled in for October 2018, will give companies a third chance at deep-water acreage and a second at unconventionals. The Energy Ministry has also opted to standardise block sizes — 1000 square kilometres for deep-water, 400 square kilometres for shallow water, 300 square kilometres for onshore unconventional fields and 200 square kilometres for onshore conventional fields. The plan contemplates 119 blocks in deep waters, 112 in shallow waters, 150 for unconventional onshore and 128 for conventional onshore. For each round, potential bidders will have a three-month nomination period to suggest blocks from this broad pool. Once that lineup is finalised, companies will have a six-month period to review and study the areas. Overall the plan includes 579 contractual areas, covering more than 239,000 square kilometres. That includes estimated prospective resources of 42.6 billion barrels of oil equivalent, with original remaining volumes estimated at 47.5 billion barrels of oil equivalent. “These changes are in line with the purpose of the energy reform, to in this way reverse production declines, increase reserves and generate jobs and investments,” Sener said. Positive early well results from operators like Eni and Pan American Energy have helped stoke enthusiasm for Mexico’s second round of shallow-water leasing, with Round 2.1 due to open bids on 19 June. The process has attracted much the same mix of companies it did for shallow-water rounds last year, with 27 companies requesting pre-qualification. They include European giants BP, Shell, Statoil and Total, US supermajor Chevron, Asian players China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) and Petronas, and a range of independents including US players ConocoPhillips, Murphy, Noble Energy and Hunt Oil. Companies are to bid on 15
ROUND 2 SCHEDULE ■ 19 June: Bid opening for Round 2.1, shallow waters ■ 30 June: Farm-outs pre-qualification deadline ■ 12 July: Bid opening for Rounds 2.2 and 2.3, onshore ■ 4 October: Bid opening for farm-outs at Ayin-Batsil, Cardenas-Mora, Ogarrio ■ December: Bid opening for Round 2.4, deep water and unconventionals
blocks with both exploration and production potential in the Sureste, Veracruz and Tampico-Misantla areas. On 12 July, bids will be opened for rounds 2.2 and 2.3, offerings for onshore acreage on a licence contract, with a mix of gas-prone and oil-prone areas. However, the process aims to
attract companies of somewhat larger size than the country’s first onshore bid round last year, which imposed very low barriers to entry. Regulators this year have set the company criteria for bidding significantly higher in order to weed out less-experienced players and start-ups that flooded Round
1.3, setting the equity bar at $100 million. Round 2.2 includes 12 blocks — nine in the Burgos basin, two in the Chiapas foldbelt and one in the south-eastern basin. A total of nine companies have requested pre-qualification, a list headlined by France’s Total and Argentina’s Tecpetrol and rounded out by a range of local and international independents. Round 2.3 includes 14 blocks in the areas of Burgos, TampicoMisantla, Veracruz and the south-eastern basins. A wider range of 23 companies have requested pre-qualification, including giants BP, Chevron and CNOOC in addition to the smaller companies.
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7 to 10 June 2017
México está preparando para las siguientes rondas
MÉXICO tiene la agenda llena de oportunidades de exploración y extracción de petróleo y gas en el 2017. Los entes reguladores están revisando los últimos detalles para la segunda ronda de licitaciones para aguas someras y campos terrestres, con aperturas de propuestas este verano. El país también tiene previsto iniciar en diciembre su segunda licitación de aguas profundas, así como su primer proceso de campos no convencionales. Los entes reguladores actualmente están solicitando información a las compañías de la industria sobre qué les gustaría ver en ambos procesos, ya que la lista detallada de bloques y la convocatoria para licitación serán anunciadas en junio. “Ya estamos abiertos para nominaciones,” comentó el mes pasado Aldo Flores Quiroga, Subsecretario de hidrocarburos de México en la Conferencia de Tecnología Marina (OTC en ingles) en Houston. Flores no dio mayor detalle de cuántos bloques se seleccionarían, pero dijo que las compañías tendrían seis meses para evaluar la lista final. En cuanto a la ronda no convencional, se terminaron las regulaciones y los entes reguladores siguen afinando el contrato para que sea globalmente competitivo, dijo Flores. Los entes reguladores continúan con el trabajo que rompió paradigmas en la Ronda 1 – otorgar los bloques de petróleo y gas a nuevos actores – lo que se prevé que continuará. La Secretaría de Energía de México (Sener) en marzo también modificó el plan a cinco años de arrendamiento de petróleo y gas del país, publicando los detalles para estandarizar el formato para las rondas de licitaciones de cada año. Esto incluirá un solo evento que cubrirá a ambos, aguas someras y campos terrestres convencionales, para llevarse a cabo en una mitad del año; mientras la segunda que cubrirá aguas profundas y campos no convencionales será programada para la otra mitad. Para el 2018, la licitación inicial para la Ronda 3.1 se programa tentativamente para febrero para aguas someras y campos convencionales; mientras que la Ronda 3.2 programada para octubre del 2018, brindará a las compañías una tercera oportunidad para campos de aguas profundas y una segunda a los campos no convencionales. Sener también ha optado por estandarizar el tamaño de los bloques: 1000 kilómetros cuadrados para aguas profundas, 400 kilómetros cuadrados para aguas someras, 300 kilómetros cuadrados para campos terrestres no convencionales y 200 kilómetros cuadrados para campos convencionales terrestres. El plan contempla 119 bloques en aguas profundas, 112 en aguas somera, 150 para terrestres no convencionales y 128 para terrestres convencionales. Para cada ronda, los posibles licitadores tendrán un periodo de nominación de tres meses para sugerir bloques de esta lista. Cuando ya se tenga la lista completa, las compañías
tendrán un periodo de seis meses para revisar y estudiar las áreas. En total, el plan incluye 579 áreas contractuales que cubren una superficie de más de 239,000 kilómetros cuadrados. Eso incluye recursos probables estimados en 42.6 billones de barriles equivalente de petróleo, con los volúmenes originales estimados en 47.5 billones de barriles de equivalente de petróleo. “Estos cambios están alineados con los propósitos de la reforma energética, para revertir así las reducciones en producción, aumentar las reservas y generar empleo e inversión,” Sener comentó en un comunicado. Los resultados positivos de la primera ronda de licitaciones de México han ayudado a generar
entusiasmo para la segunda oferta de aguas someras del país, que abrirá la convocatoria de la Ronda 2.1 el 19 de junio. El proceso de licitación ha atraído compañías similares a la de los eventos de aguas someras en el 2015, con 27 compañías que solicitaron su pre-calificación. Entre esas, se encuentran los gigantes europeos BP, Shell, Statoil y Total, la super compañía estadounidense Chevron, las asiáticas CNOOC y Petronas y una variedad de compañías independientes, incluyendo a las estadounidenses ConocoPhillips, Murphy, Noble Energy y Hunt Oil. Las compañías deben presentar su propuesta de licitación para 15 bloques con potencial tanto de exploración como de producción en el área
del sureste, Veracruz y TampicoMisantla. Posteriormente, el 12 de julio, la convocatoria de licitación se abrirá para las Rondas 2.2 y 2.3 de oferta de superficie terrestre bajo contrato de licencia, con una mezcla de áreas propensas a gas y petróleo. Sin embargo, el proceso busca atraer compañías un tanto más grandes que lo que produjo la primera ronda de licitaciones del país el año pasado, la cual impuso barreras muy bajas de entrada. Los entes reguladores han establecido los criterios de precalificación considerablemente más altas para poder descartar a las compañías con menor experiencia y las de reciente creación que proliferaron en la
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Ronda 1.3, fijando el capital en $100 millones. La Ronda 2.2 incluye 12 bloques: Nueve en la Cuenca de Burgos, dos en el cinturón plegado de Chiapas y uno en la cuenca sureste. Nueve compañías han solicitado su precalificación. La lista la encabeza la compañía francesa Total y la argentina Tecpetrol, seguida por una variedad de compañías independientes locales e internacionales. La Ronda 2.3 incluye 14 bloques en las áreas de Burgos, TampicoMisantla, Veracruz y las cuencas del sureste. Una cantidad mayor de compañías, 23, han solicitado su pre-calificación, incluyendo a los gigantes BP, Chevron y CNOOC, además de las compañías más chicas.
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DEEPWATER
New operators are getting to know the neighbourhood A dozen players have committed to eight wells over initial four-year exploration period
KATHRINE SCHMIDT Houston
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HE new operators that won blocks in Mexico’s Round 1.4 last December are getting to work on their new areas. The dozen new players have committed to eight wells over the initial four-year exploration period, with contracts signed in March. Initial drilling plans are to be submitted to Mexico’s oil regulator, the National Hydrocarbons Commission, in September. Work is set to include heavy-duty seismic reprocessing to mature various prospects over the large blocks, both in the Perdido foldbelt and the more frontier Salina del Istmo basin. Companies say drilling is likely to begin in late 2018 or 2019, a timeframe confirmed by early inquiries to contractors. Operators are also tackling environmental and social impact studies to prepare for those initial wells, and looking at their service options. Many will bring their experience from the US side of the Gulf of Mexico, where exploration and development activities have gone on for decades. “This is a giant superbasin and we finally have the opportunity to explore the other half of it, which is very exciting,” Lorna Campbell, Mexico exploration manager for ExxonMobil, told an audience recently at the Offshore Technology Conference in Houston. “The next few years are really going to be exciting to watch, to see what comes out of those early exploration programmes.” Round 1.4 was by far the most anticipated and highest-dollar phase of Mexico’s inaugural public
MEXICO ROUND 1.4 BLOCKS Area
Winner
Min work Wells Additional Area Median programme royalty (%) (sq km) prospective ($ million) resource*
Maximum Main possible prospective estimated hydrocarbons production**
Perdido Area 1 Area 2 Area 3 Area 4
CNOOC Total/ExxonMobil Chevron/Pemex/Inpex CNOOC
$129.4 $129.0 $3.4 $33.6
2 2 0 1
17.01 5 7.44 15.01
1678 2977 1687 1877
625.8 1,439.00 1,304.00 540.5
91,700 125,200 50,100 50,100
Superlight oil Superlight oil, light oil, wet gas Light oil, superlight oil Superlight oil, light oil
Statoil/BP/Total No bids Statoil/BP/Total Sierra/Petronas Sierra/Petronas/ Murphy/Ophir No bids
$4.2
1
10
2381
1,851.90
107,700
Light oil, ultralight oil
$17.7 $13.1 $14.1
1 0 1
10 22.99 26.91
3287 2359 2573
1,668.90 392.1 621.4
213,100 50,100 88,100
Wet gas, light oil Light oil, wet gas, heavy oil Light oil, wet gas, heavy oil
Salina Area 1 Area 2 Area 3 Area 4 Area 5 Area 6 Total * boe **boepd
bid offering, with eight of 10 blocks awarded. The areas awarded represent a prospective resource of about 8.4 billion barrels of oil equivalent, with investments seen reaching as high as $34 billion over the life of the contracts. Longer timescale Operators committed to minimum work programmes of at least $344.5 million. The breadth and extent of the opportunity in the market was a key selling point, according to Felipe Arbelaez, Latin America regional president for BP. “What we’re looking for in BP is scale,” he says. “We think there is the running room… to establish that sort of business in Mexico.” While on a longer timescale than other projects, the deep-water sector in the medium to long term is
$344.5
also seen as a key area for Mexico to ramp up its declining production, as giants like the Cantarell field have dwindled. Campbell of ExxonMobil noted how dispersed and varied the offers were in Round 1.4, with many of the blocks going uncontested. “We all obviously saw something that we really thought was different and unique, and met our respective technical and commercial thresholds,” she said. “And it was different for the different players. That’s really the beauty of this reform, it’s about bringing in the new ideas and we’ll see how that pans out over the next few years.” The Perdido fold-belt area of the Gulf of Mexico is the better known of the two areas where blocks were awarded, due both to exploration on the US side and the number of suc-
cessful wildcats drilled by Mexican state player Pemex in the area. The top investor of the round was China’s CNOOC, which as a sole bidder took Blocks 1 and 4. It committed to two wells and a minimum $129.4 million spend on the first block, as well as one well and spending of at least $33.6 million on the second. The other top player in Perdido is set to be the coalition between ExxonMobil and Total, which committed to a two-well programme of at least $129 million to drill a pair of wells on Block 2. US supermajor Chevron also teamed up with Pemex and Japanese player Inpex to further study Block 3, the state player’s first joint contract for an open block, with a minimum investment of $3.4 million. The subsalt mini-basin in that play has made for “very difficult
imaging” on that block, said Stan Franklin, general manager for frontier exploration and appraisal for Africa and Latin America, expressed during an OTC panel. That means heavy study by a team of people and large and powerful computers, striving to tease out the images through time and persistence. “It looks like a TV late at night,” Franklin joked. “We’ve got to turn that into something that we can drill.” Pre-salt potential
Projects in the Salina del Istmo part of the basin — which is far more frontier-oriented and seen as having pre-salt potential — are also on the menu. Statoil led a consortium including BP and Total to take Areas 1 and 3 in the sector, committing one well on each. Part of that
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ExxonMobil Mexico exploration manager Lorna Campbell Photo: OTC
preparation for drilling also includes scoping out areas for ports and logistics. The Norwegian player has not yet come to a decision but is weighing a range of factors, including water depth, security considerations and access to service providers, says Helge Hove Haldorsen, general director of Statoil Mexico. “Mexico has a tremendous number of ports,” Haldorsen says. “There are so many choices.” Statoil has said it expects to drill no earlier than 2019 on its block. The final Salina del Istmo area to see drilling will be operated by US player Murphy on Block 5, the most contested of the round, with one well committed. Murphy has a 30% stake in the block and is partnered by Mexican private equity player Sierra Oil &
Gas, Malaysia’s Petronas and London-listed Ophir. The consortium expects to drill in late 2018 to fulfil its one-well commitment. Murphy chief executive Roger Jenkins told investors on a recent conference call that the company has recently purchased new wide-azimuth seismic, giving it “new positive insight into prospectivity on this block”. “It would have classic Gulf of Mexico attributes, such as amplitude plays, three-way plays against salt, four-way closure,” he said. “It would have every play type that we’ve seen in the Gulf of Mexico including sub-salt, which is very unexplored in (Mexico) compared to the US.” Sierra and Petronas on their own will also complete seismic work on Area 4, with a minimum investment of $13.1 million.
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Los nuevos operadores de aguas profundas empiezan a trabajar
LOS nuevos operadores de México que ganaron bloques en la Ronda 1.4 del pasado diciembre ya empezaron a trabajar en sus respectivas áreas. Esta docena de nuevos participantes, se comprometieron a ocho pozos en el periodo de exploración inicial de cuatro años en los contratos firmados en marzo. Los planes de exploración inicial se deben entregar en septiembre al ente regulador de petróleo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México. El trabajo incluye un fuerte reprocesamiento sísmico para madurar distintos prospectos en los bloques grandes, tanto en el Cinturón Plegado Perdido como en la cuenca Salina del Istmo, una nueva frontera de exploración en aguas profundas. Las compañías dicen que es probable que se inicien los trabajos de perforación en el periodo del 2018 al 2019, un plazo confirmado por preguntas hechas a las empresas de perforación. Los operadores también están realizando los estudios de impacto ambiental y social para prepararse para esos pozos iniciales, y están viendo sus opciones de servicios. Muchos también aportarán su experiencia obtenida del lado estadounidense del Golfo de México, en donde muchos han estado explorando y desarrollando petróleo y gas durante décadas. “Ésta es una cuenca enorme y al fin tenemos la oportunidad de explorar la otra mitad, lo cual es muy emocionante,” comentó al público recientemente Lorna Campbell, gerente de exploración en México de ExxonMobil, en la Conferencia de Tecnología Costa Afuera (OTC) en Houston. “Los siguientes años van a ser muy emocionantes para ver qué resulta de esos programas iniciales de exploración.” La Ronda 1.4 fue por mucho la fase más anticipada y de mayor valor en dólares de la oferta inaugural de licitación pública, con ocho de los diez bloques otorgados. Las áreas que se otorgaron representan un recurso posible de cerca de 8.4 billones de barriles de crudo equivalente, con inversiones previstas de hasta $34 billones durante la vigencia de los contratos. Los operadores se comprometieron a programas mínimos de trabajo de por lo menos $344.5 millones. El alcance y extensión de la oportunidad en el mercado fue uno de los factores esenciales en la decisión, de acuerdo a Felipe Arbelaez, presidente regional de BP para Latinoamérica. “Creemos que hay espacio…para
establecer ese tipo de negocio en México.” Aunque en una escala de tiempo un poco mayor que los otros proyectos, el de aguas profundas en el mediano a largo plazo también es visto como un área clave para que México renueve su producción en declive, ya que gigantes como Cantarell se han ido reduciendo. Campbell de ExxonMobil notó lo disperso y variado de las ofertas en la Ronda 1.4, con muchos de los bloques sin competencia. “Obviamente todos vimos algo que en realidad pensamos que era diferente y único, y que cumplió con nuestros respectivos límites técnicos y comerciales,” dijo. “Y fue diferente para los distintos participantes. Esa es la belleza de esta reforma, se trata de traer las nuevas ideas y ya veremos cómo resulta en los próximos años.” El área del Cinturón Plegado Perdido del Golfo de México es el área más conocida de las dos que se otorgaron, debido tanto a la exploración del lado estadounidense como al número de perforaciones exploratorias con éxito perforadas por la paraestatal mexicana Pemex en el área. El mayor inversionista de la ronda fue la compañía china CNOOC, a la cual se le otorgaron los Bloques 1 y 4 en la ronda ya que fue la única que presentó su oferta de licitación. Se comprometió a dos pozos y gastar un mínimo de $129.4 millones en el primer bloque, así como un pozo y gastar cuando menos $33.6 millones en el segundo. El otro participante principal en el Cinturón Perdido es el consorcio entre ExxonMobil y Total, la cual se comprometió a un programa de dos pozos de cuando menos $129 millones para perforar un par de pozos en el Bloque 2. La estadounidense Chevron también se unió a Pemex y a la empresa japonesa Inpex para estudiar el subsuelo de Bloque 3, el primer contrato conjunto para la paraestatal para un bloque abierto con una inversión mínima de $3.4 millones. La mini-cuenca subsalina en esa extensión productiva ha hecho “muy difícil obtener las imágenes” en ese bloque, dijo Stan Franklin, gerente general de exploración y evaluación de nuevos negocios de África y América Latina durante un panel de la citada conferencia. Eso implica estudios minuciosos por un equipo de gente y computadoras de gran capacidad que buscan obtener las imágenes con el tiempo y mucha perseverancia. “Parece una pantalla de
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televisión en la noche,” bromeó. “Tenemos que hacer que se convierta en algo que podamos perforar.” Los proyectos en la parte de la cuenca Salina del Istmo – la cual está más orientada hacia lo inexplorado y se ve que tiene potencial subsalino – también forman parte del menú. Statoil lideró un consorcio compuesto por BP y Total para obtener las Áreas 1 y 3 en el sector, comprometiéndose a un pozo en cada uno. Parte de esa preparación para la perforación también incluye buscar áreas para puertos y logística. El competidor noruego todavía no se decide, pero está considerando una variedad de factores, incluyendo la profundidad del agua, cuestiones de seguridad y acceso a los proveedores de servicios, dijo Helge Hove Haldorsen, director general de Statoil Mexico. “México tiene un número tremendo de puertos ,” dijo Haldorsen. “Existen muchas opciones.” Statoil ha dicho que no espera perforar antes del 2019 en su bloque. La última área de Salina del Istmo que será perforada será operada por la compañía estadounidense Murphy en el Bloque 5, la más competida de la ronda con un pozo comprometido. La compañía independiente tiene un interés del 30% en el bloque y tiene como socio a la compañía mexicana privada Sierra Oil & Gas, Petronas de Malasia y a la londinense Ophir. El consorcio espera perforar a finales del 2018 para cumplir con su compromiso de un pozo. El Director Ejecutivo de Murphy, Roger Jenkins, dijo recientemente a los inversionistas en una llamadaconferencia que la compañía recién había comprado un tomógrafo azimut amplio que le daría a la compañía “una nueva perspectiva positiva en los prospectos de este bloque”. “Tendría los atributos clásicos del Golfo de México, como amplitud en la extensión productiva, extensiones productivas de tres lados contra sal, cierres estructurales de cuatro lados,” dijo. “Tendría todos los tipos de cuencas que hemos visto en el Golfo de México, incluyendo la subsalina, la cual no está muy explorada en (México) en comparación con los Estados Unidos.” Por su cuenta, Sierra y Petronas también llevarán a cabo trabajo sísmico en el Área 4, con una inversión mínima de $13.1 millones.
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DEEP-WATER
Hopes spur output options New operators weigh up possible scenarios in anticipation of exploration success
Infrastructure: Chevron’s Stan Franklin
KATHRINE SCHMIDT Houston
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HOUGH production is years away, Mexico’s new deep-water operators have also begun to think about production options if their drilling campaigns turn out as hoped. While the US side of the Gulf of the Mexico is catacombed with pipelines that extend well into the deep — including a Williams pipeline near the US-Mexico border within the Perdido foldbelt — Mexico’s deep-water production sector is a near-blank canvas. “We’re going to need a lot more infrastructure,” Stan Franklin, general manager for frontier exploration and appraisal for Chevron’s Africa and Latin America business, said at an Offshore Technology Conference panel in Houston last month. “What we’re going to need is a couple of major discoveries, that’s going to bring that major infrastructure.” Those large-scale developments would then be able to open the door for smaller discoveries close by, as they have in the US Gulf, according to Franklin. Operators in the northern Perdido area in Mexican waters will have the option of tying into the aforementioned US pipeline, or producing via floating production, storage and offloading units that
could transport oil to shore via tanker. The option also exists to build a pipeline to shore on the Mexican side, though this is seen as a costly proposition given the other options. The volumes could become significant, especially between both the open-bidding blocks and farmouts by Pemex – including Trion – already in process. Perdido potential A 2012 Pemex study stated that the Perdido area could have potential for more than 500,000 barrels per day of output. Meanwhile, Mexican regulators estimate maximum production from the four blocks in the region that were dealt out in Round 1.4 could exceed 300,000 barrels per day. The Salina del Istmo basin farther south is a more classic frontier area, envisaged as someplace where FPSOs might be the better fit. The concept is well-tested in the shallow waters of that region, where giant FPSOs have produced from fields like Cantarell and Ku-Maloob-Zaap for many years. Regardless, Chevron said it is “very impressed” with the local construction facilities in Mexico, with mature sectors to provide the kind of production facilities expected to be needed over the medium to long term.
Photo: OTC
Los nuevos operadores buscan infraestructura necesaria AUNQUE la producción no está muy próxima, los nuevos operadores en aguas profundas de México ya empezaron a pensar en sus opciones de producción si las campañas de perforación resultan como se espera. Mientras que el lado estadounidense del Golfo de México contiene ductos que se extienden hacia muy adentro en la profundidad, incluyendo los ductos Williams que se extienden cerca de la frontera entre Estados Unidos y México en el sector estadounidense del Cinturón Plegado Perdido, el sector de aguas profundas de México es casi una pizarra en blanco. “Necesitaremos muchísima más infraestructura,” dijo Stan Franklin, gerente general para Chevron de exploración y evaluación de nuevos negocios de África y Latinoamérica, en un panel de la Offshore Technology Conference (OTC). “Lo que vamos a necesitar son varios grandes descubrimientos que traerán consigo esa gran infraestructura.” Esos desarrollos a gran escala entonces podrían abrir la puerta a descubrimientos cercanos más pequeños, como lo han hecho en el lado estadounidense del Golfo de México, según Franklin. Los operadores en el área norte del Cinturón Plegado Perdido del Golfo de México tendrán la opción de conectarse a los citados ductos estadounidenses, o producir por unidades flotantes de producción,
almacenaje y descarga (FPSO) que pudieran transportar el petróleo a la costa con buques. También existe la opción de construir un oleoducto hasta la costa del lado mexicano, aunque esto se considera una propuesta costosa dadas las otras opciones. El volumen sería considerable, especialmente entre los bloques de licitación abierta y las asociaciones estratégicas de Pemex, incluyendo a Trion, ya en proceso. Un estudio de Pemex del 2012 estableció que el área del Cinturón Plegado Perdido pudiera tener el potencial para más de 500,000 barriles por día de producción. Mientras tanto, los entes reguladores calculan que la producción máxima de los cuatro bloques en la región otorgada en la Ronda 1.4 pudiera exceder los 300,000 barriles por día. La cuenca Salina del Istmo más al sur es un área clásica sin explorar, prevista como un lugar en donde las unidades FPSO pudieran funcionar mejor. El concepto está bien probado en las aguas someras de esa región, en donde las unidades FPSO gigantes han producido de campos como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap durante décadas. Sin embargo, Chevron dijo que está “muy impresionado” con las instalaciones locales de construcción en México, con sectores maduros para proveer el tipo de instalaciones de producción que se espera necesitar en el mediano a largo plazo.
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DEEP-WATER
BHP forging ahead at Trion Company ‘very pleased’ with progress after it became Pemex’s first farm-in partner KATHRINE SCHMIDT Houston
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HP Billiton was undaunted by the prospect of pursuing the opportunity to become state oil company Pemex’s first farm-in partner. Last December the diversified Australian miner achieved that goal with a $624 million bonus offer to clinch a share in the Trion field, one of the crown jewels of the Mexican giant’s deep-water exploration portfolio in the southern region of the Perdido foldbelt. BHP’s director general for Mexico, Timothy Callahan, says the company has faced some questions about the Pemex partnership, but has been “very pleased” with the collaboration so far. “We were really wanting to get some of the benefits of Pemex’s knowledge of the basin and how things work here in Mexico,” Callahan tells Upstream. “That has proven already in many ways to be of tremendous value to us. “We are looking forward to a very long and prosperous relationship with Pemex and the nation as we look to build our business here in Mexico.” BHP opened up a representative office in Mexico in 2015 following the country’s energy reform to open the sector, its curiosity piqued from its experience in the US Gulf. In particular, the acreage position it built in the western US Gulf stoked interest in the southern reaches of the Perdido foldbelt. Industry feedback
The company joined Mexico’s new association for upstream operators, Amexhi, and contributed to industry feedback on terms proposed by regulators. In the end, the company was satisfied with the contract, and outbid fellow contender BP. “We think that the Round 0 acreage Pemex retained is quite prospective and we’re interested in that,” Callahan says. As for Trion, “we believe it could be one of the top 10 discoveries in the Gulf of Mexico (in the last decade) once it’s appraised and proven down”. The companies signed the contract in March. BHP is taking on a 60% stake as operator of the licence-style agreement, while Pemex has the remaining 40% interest. Development of Pemex’s 2012 discovery, with a resource estimated at 485 million barrels of oil equivalent, is expected to cost up to $11 billion over the life of the contract. The Mexican company says the project is targeted for first oil in 2023, with production reaching a
BHP sigue adelante con Pemex en Trion BHP Billiton estuvo impávido ante la posibilidad de perseguir la oportunidad de convertirse en el primer socio del petrolera estatal Pemex y trabajar juntos en una licencia de exploración y producción. En diciembre pasado, la empresa minera australiana diversificada consiguió este objetivo con una oferta adicional de $624 millones para asegurar una participación en el campo Trion, una de las joyas de la corona de la exploración en aguas profundas del gigante mexicano en la región sur del cinturón plegado Perdido. Timothy Callahan, director general de BHP en México, manifestó que la empresa ha enfrentado algunas dudas acerca de la asociación con Pemex, pero ha estado “muy complacido” con la colaboración hasta ahora. “Realmente queríamos obtener algunos de los beneficios del conocimiento que Pemex tiene sobre la cuenca y sobre cómo funcionan las cosas aquí en México”, indicó Callahan en una entrevista con Upstream. “Esto ya ha demostrado de muchas formas ser de gran valor para nosotros” . “Deseamos que nuestra relación con Pemex y esta nación sea muy larga y próspera mientras desarrollamos nuestra empresa aquí en México ”. BHP abrió una oficina representativa en el país en 2015 después de la reforma energética para abrir el sector, su curiosidad despertó a partir de su experiencia en la zona estadounidense del Golfo de México. En
particular, la posición de la superficie construida en el Golfo occidental avivó el interés en los tramos del sur del cinturón plegado Perdido. La empresa se unió a la nueva asociación mexicana de operadores de exploración y producción, Amexhi, y contribuyó a la retroalimentación de la industria sobre las condiciones propuestas por los organismos reguladores. Al final, la empresa se mostró satisfecha con el contrato y presentó una mejor oferta que su competidor BP. “Creemos que la superficie de la Ronda 0 que Pemex conserva tiene mucho potencial y estamos interesados en ella ”, comentó Callahan. En cuanto a Trion, “Creemos que podría ser uno de los 10 mejores hallazgos en el Golfo de México una vez que se evalúe y se demuestre”. Las empresas firmaron el contrato en marzo. BHP está asumiendo una participación del 60% como operador del contrato tipo licencia, mientras que Pemex tiene el 40% restante. Se espera que el desarrollo del descubrimiento de Pemex de 2012, que cuenta con un recurso estimado de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, tenga un costo de hasta $11 mil millones durante la vigencia del contrato. La empresa mexicana dice que el proyecto está dirigido para el aceite de primera en 2023, con una producción que alcanzaría una “meseta” de unos 120,000 barriles por día para el año 2025. Trion se localiza en más de 2500 metros de agua a unos 200
plateau of some 120,000 barrels per day by 2025. The Trion field lies in more than 2500 metres of water, about 200 kilometres off the state of Tamaulipas. BHP held a launch event in Houston following the contract signing, with the teams meeting
much of a barrier given strong bilingual members of both teams, with some proceedings in Spanish, some in English and some switching back and forth, according to Callahan. “There is free flowing communication between the two organi-
for the first time outside of Mexico. Teams from different areas – such as drilling, exploration and subsurface – have also been holding integration planning meetings to move the project forward. Language has not been
sations that is adding tremendous value,” he explains. BHP also hints that it may not be finished seeking new opportunities in Mexico’s deep-water sector, especially given potential “synergies” with US operations. “We hope to have another
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discovery
Rig tender on the agenda BHP Billiton is preparing a rig tender for the drilling of its first appraisal well on the Trion discovery in 2018, according to Timothy Callahan, the company’s director general for Mexico. The Australian company’s rig of choice in the Americas lately has been the Transocean drillship Deepwater Invictus. The rig is currently drilling the Wildling well in the US Gulf of Mexico and has also recently been used for deep-water wildcatting off Trinidad. However, that contract, which expires this November, is significantly above current market levels at a dayrate of $592,000. BHP is also weighing its port options and has recently had logistics staff scouting out the possibilities. “There’s pluses and minuses to each,” Callahan
tells Upstream. “We will need the port to be ready to meet our needs. We’re on a very tight timeframe.” Pemex has traditionally used the port of Tampico in the state of Tamaulipas to service its deep-water operations in the Perdido area. The port in Matamoros, in northern Tamaulipas, is an ideal location because it is so much closer to the drilling area, Callahan said. However, it is short on infrastructure, and the current water depth does not accommodate the vessels needed. Dredging has been discussed but this may or may not fit the timeline. Other possibilities are Altamira, just north of Tampico, with Tuxpan seen as the farthest south being considered.
BHP planea licitacion para servicios de perforación BHP Billiton está preparando una licitación para la plataforma que utilizará en la perforación de su primer pozo de evaluación en el hallazgo de Trion en 2018, según el director general de la empresa para el mercado mexicano. La plataforma minera australiana de recién preferencia en América ha sido el buque de perforación Deepwater Invictus de Transocean, que actualmente está perforando el pozo Wildling en la zona estadounidense del Golfo y que también se utilizó recientemente para realizar un pozo de exploración en aguas profundas en Trinidad. Sin embargo, ese contrato, que vence este noviembre, se encuentra muy por encima de los niveles actuales del mercado con un costo diario de $592,000. La empresa también está sopesando sus opciones portuarias y recientemente ha tenido personal de logística explorando posibilidades. “Hay pros y contras para cada caso”, señaló el
director general en México, Timothy Callahan, a Upstream en una entrevista. “Necesitaremos el puerto para estar listos y satisfacer nuestras necesidades. Contamos con un plazo ajustado”. Tradicionalmente, Pemex ha utilizado el puerto de Tampico en el estado de Tamaulipas para dar servicio a sus operaciones en aguas profundas en el área del cinturón plegado Perdido. El puerto de Matamoros, al norte de Tamaulipas, es un lugar ideal debido a que se encuentra mucho más cerca del área de perforación, indicó Callahan. Pero su infraestructura es reducida y la profundidad actual del agua no permite distribuir los buques necesarios. El dragado ha sido discutido pero puede o no ajustarse al cronograma del proyecto. Otras posibilidades son Altamira, justo al norte de Tampico, siendo Tuxpan el punto cuya ubicación se considera más al sur.
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Booth #407
Flashback: from left, Mexican Energy Minister Pedro Joaquin Codwell, BHP representative Timothy Callahan, Pemex president Jose Antonio Gonzalez and CNH president Juan Carlos Zepeda after BHP won the Trion auction
Expand your understanding of Mexico Basins with TGS TGS introduces its multi-client reprocessing project in Mexico’s Southern Basins, delivering the E&P industry the most comprehensive regional subsurface framework from the Sierra Madre foothills through the marine transition zone.
Photo: AFP/SCANPIX
kilómetros del estado de Tamaulipas. BHP declaró que celebró un evento inaugural en Houston tras la firma del contrato en donde los equipos se reunieron fuera de México por primera vez. Los equipos de diferentes áreas como perforación, exploración y subsuelo también han estado celebrando reuniones de planificación e integración para mover el proyecto hacia adelante. El idioma no ha sido una gran barrera gracias a la fuerte presencia de miembros bilingües en ambos equipos, con algunos procedimientos en español, algunos en inglés o incluso intercalando ambos idiomas, según Callahan. “Existe una comunicación libre y fluida entre las dos organizaciones, lo cual está aportado un tremendo valor”, señaló. BHP también insinuó que tal vez no deje de buscar una nueva oportunidad en el sector de aguas profundas en México, especialmente por las posibles “sinergias” con sus operaciones en los Estados Unidos. “Continuaremos evaluando las oportunidades de aguas profundas en México tan pronto como estén disponibles ”. Cuando se le preguntó acerca de las elecciones del próximo año en el país, el ejecutivo dijo que el proceso sigue en sus primeros días, no predijo una revocación estructural de la reforma. “México ha sido un entorno estable para hacer negocios y esperamos que siga así”, declaró Callahan. heartland on the Mexico side of the Gulf of Mexico in the future,” Callahan says. “We’ll continue to assess deep-water opportunities in Mexico as soon as they become available.” Asked about the country’s elec-
tions next year, the executive says the process remains in its early days and he does not expect a structural reversal of the reform. “Mexico’s been a stable environment to do business in, and we expect that to continue going forward,” Callahan says.
The Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) data selected by TGS ties in with the largest offshore Mexico 2D dataset, Gigante, expanding the basin knowledge and enhancing interpretation capabilities from deep water to onshore across Mexico’s prolific petroleum provinces. With over 45,000 km of reprocessed data in Tampico-Misantla and Sureste Basins, our customers are able to evaluate regional prospectivity and prepare for lease rounds in the SENER five year plan, including upcoming rounds 2.1, 2.2 and 2.3.
CNH 5 Year Plan TGS Reprocessing Projects TGS Data
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STATE OIL COMPANY
Stable finances: Pemex chief executive Jose Antonio Gonzalez Anaya Photo: REUTERS/SCANPIX
Pemex steadies financial ship Spending cuts and focus on profitable capital projects stabilises the balance sheet KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICAN state oil company Pemex has stabilised its balance sheet in the last year with dramatic cuts in spending, a laser focus on its most profitable capital projects and a moderate recovery in the oil price. It has also struck the first partnerships in its history, including the high-profile farm-out of the deep-water Trion block with Australian oil company BHP Billiton, as well as a tie-up for another block in the Perdido foldbelt, with more to come shortly. But observers say that the deep structural changes to refine the way the company does business are only just beginning. Budget fixer
Chief executive Jose Antonio Gonzalez Anaya was brought in as a big-picture budget fixer after having engineered a similar turnaround at Mexico’s social security administration, to generally positive reviews from the investment community. “Today we can say that Pemex has stable finances. Improveable, but stable,” Gonzalez Anaya said during an address at the Offshore Technology Conference in Hou-
ston. “We couldn’t say this a year ago, there were lots of challenges.” Measures introduced last year to bring the company out of crisis included a spending cut of 100 billion pesos (about $5 billion), a short-term cash influx from the government that was used to square contractor bills, and a deal for the central government to shoulder some of the company’s overwhelming pensions liability. The company posted a small net profit in the first quarter of 2017 after years of red ink, and the changes saw positive reactions from markets, such as the maintenance of investment ratings from agencies like Moody’s. “In the medium term, Pemex operating cash flow will be higher and external funding needs will be lower than what Moody’s had anticipated in early 2016, given better prospects for oil prices and the company’s focus on reducing operating expenses and capital investments,” the ratings agency said in a statement. Moody’s added that its outlook on Pemex’s farm-out strategy improved after the success of the Trion block. There are also signs that Pemex, which has historically faced heavy oversight and taxation
from the federal government, is being allowed a greater degree of autonomy in certain areas, says Pablo Medina, Latin America upstream senior research analyst at Wood Mackenzie. He sees one example as the recent hedging programme by the company to lock in prices of $42 per barrel for the May-through-December period, a move aiming to insulate against dramatic changes in oil prices. In another case, regulators and Pemex recently signed a deal to “migrate” its contract from the Ek-Balam field to the post-reform financial framework. While the migration can be done alongside a partner, the company also has the option to take on the new terms on its own, an option permitted by regulators. “They realise that perhaps in some cases Pemex does not require a partner just to be able to improve the way they operate,” Medina says. “What they need is to be charged less taxes.” Pemex also made a similar request to regulators for the giant Ku-Maloob-Zaap field. Though rejected on a technicality, the request could be re-filed. But the real fundamental
change hangs on Pemex’s dramatic target to farm down assets, which outlines over 100 opportunities in the company’s 2017 to 2021 business plan. Much of that drive has to do with revitalising slumped production, which fell to 2.01 million barrels of oil per day at the end of the first quarter, off 9.5% from a year ago and down well over a million bpd since the mid 2000s. Work programmes
The company is also fast coming up against deadlines for minimum work programmes that it is required to carry out on the vast portfolio of acreage it was granted in Round 0. The assignment process determined which fields could be kept by the former monopoly and which could be opened up for public bids. Farm-outs definitively planned for this year, with bid openings scheduled for October, include the shallow-water Ayin-Batsil field and the onshore Cardenas-Mora and Ogarrio areas. The second deep-water process, for the Maximino-Nobilis field, is set to open for offers in December. Medina says it is notable that Pemex is offering opportunities of
significant size, but there are still unanswered questions pending the release of final details of the terms and contract, which will play a key role in determining competitiveness. With tweaks to production practices, particularly from the know-how of outsiders experienced with enhanced oil recovery, those fields have the potential to help drive production improvements, he suggests. Also for 2017, the company’s business plan lists possible farmouts in the Chicontepec region, the Ayatsil-Tekel-Utsil complex and seven onshore fields. Looking ahead to 2018, the company has planned six shallowwater fields, 64 onshore tracts in the northern and southern areas and as many as 86 gas-prone fields in the Burgos and Veracruz areas. Despite the company’s bigpicture financial improvements, the required process for farm-outs via an open public bid round remains complex and could slow progress, especially on the downstream side, the Eurasia Group consultancy said. While advances are notable, the group said: “Bureaucratic hurdles and inefficiencies persist.”
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Pemex está encontrando su equilibrio LA paraestatal mexicana Pemex logró estabilizar su balance general en el último año gracias a fuertes recortes en gastos, concentrarse en sus proyectos más rentables y una recuperación moderada del precio del petróleo. Además, por primera vez en su historia, firmó un contrato de asociación estratégica con la compañía petrolera australiana BHP Billiton para exploración del bloque de aguas profundas Trión, así como una asociación para otro bloque en el Cinturón Plegado Perdido, y otras le seguirán en corto tiempo. Los observadores dicen que los profundos cambios estructurales que revolucionarán la manera de trabajar solo van iniciando. El director general José Antonio González Anaya entró para arreglar el presupuesto desde una perspectiva general, después de haber sido responsable de un cambio similar en la administración del Seguro Social de México, recibiendo en su mayoría buenos comentarios de la comunidad inversionista. “Hoy podemos decir que las finanzas de Pemex son estables. Son mejorables, pero son estables,” dijo González Anaya durante su discurso en la Conferencia de Tecnología Marina en Houston. “Hace un año no podíamos decir esto; teníamos muchos retos.” Las medidas que se introdujeron el año pasado para sacar a la compañía de la crisis incluyeron un recorte de gastos de 100 billones de pesos (cerca de $5 billones), una inyección de efectivo a corto plazo del gobierno que se usó para liquidar facturas a contratistas, y un acuerdo para que el gobierno central cargue con parte del enorme pasivo de pensiones de la compañía. La compañía presentó una pequeña utilidad neta trimestral en el primer trimestre del 2017, después de llevar años en números rojos, y los cambios causaron reacciones positivas en los mercados, tal como el mantenimiento de las clasificaciones de inversión de agencias como Moody’s. “A mediano plazo, el flujo de operación de Pemex será mayor y las necesidades de fondos externos menor de lo que había anticipado Moody’s a principios del 2016, gracias a los mejores prospectos del precio del petróleo y que la compañía está concentrada en reducir los gastos de operación e inversiones de capital,” dijo la agencia de clasificación en una declaración, también diciendo que veía un mejor panorama para la estrategia de Pemex de asociarse con otras compañías después del éxito del bloque Trión. También hay señales de que Pemex, que históricamente ha estado sujeta a una intensa supervisión y fuertes impuestos del gobierno federal, se le está permitiendo un mayor grado de autonomía en ciertas áreas, dijo Pablo Medina, analista de investigación senior de exploración y producción de América Latina en Wood Mackenzie. Un ejemplo es el reciente
programa de protección de la compañía para amarrar el precio de $42 por barril para el periodo de mayo a diciembre, como medida para protegerse contra cambios bruscos en el precio de petróleo. En otro caso, recientemente los entes reguladores y Pemex firmaron un acuerdo para “migrar” su contrato del campo Ek-Balam al marco financiero post-reforma. Aunque la migración se puede hacer junto con un socio, la compañía también tiene la opción de asumir los nuevos términos por su propia cuenta, una opción permitida por los entes reguladores. “Están conscientes de que tal vez en algunos casos Pemex no requiera un socio solo para mejorar la forma en que opera,” dijo Medina. “Lo que necesitan es que les cobren menos impuestos.” Pemex también hizo una petición similar a los reguladores para el campo gigante de Ku-Maloob-Zaap. A pesar de que
se rechazó por un tecnicismo, se pudiera volver a solicitar. Pero los verdaderos cambios fundamentales estriban en el impresionante objetivo de Pemex de buscar asociaciones estratégicas para sus activos, con más de 100 oportunidades descritas en el plan de negocios 2017-2021 de la compañía. Gran parte de este impulso tiene que ver con la revitalización de la decreciente producción, que cayó a 2.01 millones de barril de petróleo al final del primer trimestre, una baja de 9.5% comparada con el año pasado y una reducción de más de un millón de barriles desde mediados del 2000. A la compañía pronto se le vencerán los tiempos para los programas de trabajo mínimos que se le requiere llevar a cabo en el vasto portafolio de superficie que se le otorgó en la Ronda 0. El proceso de asignación determinó cuales campos podía mantener el antiguo monopolio, y cuales se podían abrir para licitación pública.
Los contratos de asociaciones estratégicas planeados con certeza para este año incluyen el campo de aguas someras AyinBatsil y las superficies terrestres Cardenas-Mora y Ogarrio. La apertura de la convocatoria de licitaciones está programada para octubre. El segundo proceso de aguas profundas, para el campo Maximino-Nobilis, está programado para abrir la convocatoria en diciembre. Medina dijo que llama la atención que Pemex esté ofreciendo oportunidades de tamaño considerable, pero aún se tienen dudas pendientes de resolver hasta que se liberen los detalles finales de los términos y del contrato, que jugarán un papel clave para determinar la competitividad. Con ajustes a las prácticas de producción, particularmente con el know-how de externos con experiencia en recuperación mejorada de petróleo, esos campos tienen el potencial de ayudar a impulsar las mejoras en
producción, sugirió. Asimismo, para el 2017, el plan de negocios de la compañía también detalla posibles asociaciones estratégicas en la región Chicontepec, el complejo Ayatsil-Tekel-Utsil y siete campos terrestres. Viendo hacia el 2018, la compañía tiene planeado seis campos de aguas someras, 64 tramos terrestres en las áreas del norte y del sur, y hasta 86 campos propensos al gas en las áreas de Burgos y Veracruz. A pesar de las mejoras financieras en el panorama general, el proceso que se requiere para los contratos de asociaciones estratégicas a través de una ronda de licitaciones públicas abiertas es complejo, y pudiera hacerlo lento, especialmente en el lado de refinación y comercialización, dijeron los consultores de Eurasia Group. Aunque los avances son notorios, el grupo afirmó: “Persisten las barreras e ineficiencias burocráticas.”
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STRATEGY STRATEGY
Pemex to pick up farm-out pace Companygears gearsup upto totake takeon on Company partnersin indozens dozensof ofresource resource partners opportunities opportunities KATHRINESCHMIDT SCHMIDT KATHRINE Houston Houston
P
EMEXhas haslaunched launchedplans plans EMEX forits itssecond seconddeep-water deep-water for farm-out,asaswell wellasasits its farm-out, firstininshallow shallowwater waterand and first onshoresectors, sectors,moves movesthat thatthe the onshore companysees seesasaskey keysteps steps toto company bringingininnew newinvestment investmentand and bringing technologytotothe thefields. fields. technology Thoseprocesses processes——due duetotoaccept accept Those bidsthis thisDecember Decemberand andthis thisOctoOctobids ber,respectively respectively——are areseen seenasaskey key ber, templatesfor forthe theMexican Mexicanstate state templates playerasasititgears gearsup uptototake takeon on player partnersinindozens dozensofofresource resource partners opportunitiesenvisaged envisagedtototake take opportunities placelate latethis thisyear yearand andinto into2018, 2018, place laidout outininits its2017-to-2021 2017-to-2021busibusiasaslaid nessplan. plan. ness “Thesignal signalthat thatwe wewant wanttoto “The sendisisthat thatwe’re we’reactively activelylooking looking send forpartners partnersininall allthe theareas,” areas,”chief chief for executiveJose JoseAntonio AntonioGonzalez Gonzalez executive Anayatold tolda alunch lunchatatOTC OTCininHouHouAnaya stonlast lastmonth. “Once month. “Oncewe’ve we’vedone done ston oneeach eachofofthe themajor majortypes, types,we we one can accelerate the pace.” can accelerate the pace.”
linefor forsuch suchaareaction, reaction,too, too,with with line similarattributes attributesincluding includingan an similar estimatedresource resourceofofover over 500 500 estimated millionbarrels barrelsofofoil oilequivalent equivalent million andanother another250 250million millionboe boeseen seen and further upside. upside. Pemex Pemex estiestiininfurther matesthat, that,given givenboth bothdevelopdevelopmates ments, the the area’s area’s production production ments, potentialcould couldreach reach300,000 300,000boe boe potential perday dayover overeight eightyears. years. per Theshallow-water shallow-waterand andonshore onshore The farm-outs, however, however, will will be be farm-outs, breakingnew newground. ground.Both Bothhave have breaking deadlineofof30 30June Junetotorequest request aadeadline pre-qualification and and envisage envisage pre-qualification openingbids bidson on44October. October. opening The Ayin-Batsil Ayin-Batsil process process had had The originallybeen beenplanned plannedfor forJune, June, originally parallelwith withthe theopen openshalshalininparallel low-waterbid bidround rounddue duetototake take low-water placethen. then. place However,Mexico’s Mexico’sCNH CNHearlier earlier However, this year year opted opted toto delay delay until until this Octoberininorder ordertotogive givecompacompaOctober niesmore moretime timetotoevaluate evaluatethe the nies data, as only one company — pridata, as only one company — private equity player Sierra Oil & Gas vate equity player Sierra Oil & Gas Key strategy — had signed up to bid. Key strategy — had signed up to bid. Pemex has set up farm-outs as a The Ayin-Batsil tract lies off Pemex has set up farm-outs as a The Ayin-Batsil tract lies off key strategy to ramp up invest- Tabasco state, spanning over 1000 key strategy to ramp up invest- Tabasco state, spanning over 1000 ments and projects amid sharply square kilometres in about 160 ments and projects amid sharply square kilometres in about 160 lower oil prices and steep budget metres of water. lower oil prices and steep budget metres of water. cuts from the government. Pemex would take a 50:50 split cutsAccording from the government. Pemex would take a 50:50 split to Mexico’s petro- on the area alongside a partner According to Mexico’s petroon the area alongside a partner leum law, as a transparency meas- under a production-sharing conleum as a transparency meas- under production-sharing ure,law, Pemex cannot negotiate tract. aThe area has combinedconposure, Pemex cannot negotiate tract. area has combined sible The reserves of 297.2 millionposboe, directly to take on partnerships of 297.2 million boe, directly to take onoffer partnerships but instead must up a public sible withreserves a further median prospecbut instead must offer up a public with a further median prospecbid event organised by Mexican tive resource at 224 million boe. bid event regulator organised the by Mexican resource at plays 224 million boe. include Plioenergy National tiveProspective Prospective plays include Plioenergy regulator the National Hydrocarbons Commission. cene, fractured Cretaceous and Hydrocarbons Commission. cene, fractured Cretaceous and The inaugural process for the Jurassic Kimmeridgian, with The inaugural process for the Jurassic Kimmeridgian, with Trion farm-out with BHP Billiton main targets being heavy oil, Trion with BHP Billiton main targets being heavy oil, was farm-out well received by industry, medium oil and dry gas. was receivedbidding by industry, and dry gas. withwell competitive leading medium The oil two onshore fields, with leading The two fields, Moraonshore and Ogarrio, will to a competitive $624 million bidding offer, adding to a CardenasMoraaand Ogarrio, will topre-established a $624 million offer, adding tofor a Cardenasminimum be bid under licence contract pre-established minimum bidaunder a licence contract investments of $1.19 billion. for be with 50:50 stake between Pemex investments of $1.19 billion. stake between Pemex Maximino-Nobilis may be in with and aits50:50 partners. Both have existMaximino-Nobilis may be in and its partners. Both have existPEMEX FARM-OUTS 2017
Primefind: find:aaworker workeron on Prime thesemisub semisubCentenario, Centenario, the drillingat atthe theNobilis Nobilis drilling prospectoff offMexico Mexico prospect
Photo: REUTERS/SCANPIX Photo: REUTERS/SCANPIX
Thestate-led state-led oil oil company company has has The setup up farm-outs farm-outs as as aa key key set strategy to to ramp ramp up up investments investments strategy and projects. and projects. ing discoveries and are located in ing discoveries and are located in Tabasco state. Cardenas-Mora has Tabasco state. Cardenas-Mora has targets in both the Upper Jurassic targets in both the Upper Jurassic Kimmeridgian and Lower CretaKimmeridgian and Lower Cretaceous zones, and is prospective for ceous zones, and is It prospective volatile light oil. lies aboutfor 35 volatile lightsouth-east oil. It liesofabout 35 kilometres the city kilometres south-east the city of Comacalco and spansof168 square ofkilometres. Comacalco and spans 168 square kilometres. Remaining possible reserves Remaining possible reserves are estimated at 93.19 million boe are estimated 93.19 million boe from the two at fields. from the two fields. Ogarrio is the smaller of the two Ogarrio is the smaller thekilotwo opportunities, and liesof100 opportunities, and lies kilometres north-east of 100 Villahermetres mosa. north-east of Villahermosa. It is prospective for a formation It is prospective a formation called Encanto infor both Neogene called Encanto in bothwith Neogene and Palaeogene zones, black and Palaeogene with black oil as the target.zones, Estimated possioil as the target. Estimated possi-
ble reserves remaining are 54 milble reserves remaining are 54 million boe. Overall, Gonzalez Anaya lion boe. Overall, Gonzalez Anaya has continued to be tough about has continued to be tough about the economic realities of Pemex’s the economic realities of Pemex’s limited budget and the costs limited and theproduccosts needed tobudget truly revitalise needed tion. to truly revitalise production. While many in Mexico have While many in Mexico have historically favoured a go-it-alone historically favoured a go-it-alone approach for the company as a approach the company a source offornational pride, as any source of national pride, anya return to that approach under return to administration that approach under a different may be different administration stymied by the economic may facts.be stymied by the economic “My successor, if he facts. doesn’t “My successor, if hehe’d doesn’t believe in these things, better believe in these things, he’d have $11 billion to develop better one of have billion to develop one of these$11fields because otherwise these fields otherwise he’s not goingbecause to be able to do it,” he’s not going to besaid able to it,” Gonzalez Anaya at doOTC. Gonzalez Anaya said at OTC.
PEMEX FARM-OUTS 2017
Field Field Ayin-Batsil Ayin-Batsil
Bid Bid Opening Opening 4 Oct 4 Oct
Cardenas Mora 4 Oct Cardenas 44Oct Ogarrio Mora Oct Ogarrio Oct Maximino-Nobilis 4TBD Maximino-Nobilis TBD
Prequal Type of Field Location Prequal Location Deadline Type of Field Deadline 30 June Shallow-water South-eastern basin 30 June Shallow-water South-eastern basin
Pemex % Pemex %
Contract Contract
50% 50%
PSC PSC
30 June 30 30June June 30 June TBD TBD
50% 50% 50% 50% TBD TBD
Licence Licence Licence Licence Licence Licence
Onshore Onshore Onshore Onshore Deep-water Deep-water
Possible Prospective Hydrocarbon Possible Reserves* Prospective Resource** Hydrocarbon Type Reserves* Resource** Type 297.2 224 Heavy oil, 297.2 224 Heavy oil,oil, dry gas medium medium oil,oil dry gas Cardenas, Tabasco 93.19 Extra-light Cardenas, Tabasco Extra-light Huimanguillo, Tabasco 93.19 54 Light oil oil Huimanguillo, Tabasco 54 Light oil Perdido foldbelt 500 250 Extra-light oil Perdido foldbelt 500 250 Extra-light oil
* Proven, probable and possible in million barrels of oil equivalent * ** Proven, probable and possible in million barrels of oil equivalent Million boe ** Million boe
“Reality hits hits in in pretty pretty quickly.” quickly.” “Reality Maximino-Nobilis is is another another Maximino-Nobilis deep-water jewel. jewel. Pemex Pemex has, has, deep-water with the the Maximino-Nobilis Maximino-Nobilis field, field, with again chosen chosen to to seek seek out out aa partner partner again for one of its prime deep-water for one of its prime deep-water finds. finds. The area lies about 230 kiloThe area lies about 230 kilometres off the coast of Tamaulipas metres off the coast of Tamaulipas state, with water depths between state, with water depths between 2900 and 3100 metres. 2900 and 3100 metres. Maximino was originally Maximino was originally drilled by Pemex in 2013 to a total drilled by Pemex in 2013 to a total depth of 6621 metres in the Lower depth 6621 metres in the Lower EoceneofWilcox, and flow-tested at Eocene Wilcox, and per flow-tested at about 3802 barrels day of oil about 3802million barrels cubic per day ofper oil and 13.25 feet and 13.25 day of gas.million cubic feet per dayAn of gas. appraisal well, MaximiAn appraisal well, no-1DL, was drilled in Maximi2015 and no-1DL, wasatdrilled 2015 and flow-tested a rate ofin4575 bpd of flow-tested at a rate of 4575 bpd of oil and 7.4 MMcfd of natural gas, oil and 7.4 MMcfd of natural gas, though another appraisal well though another appraisal well was non-commercial. The possible was non-commercial. The possible resource at Maximino is estiresource at million Maximino mated at 439 boe. is estimated at 439 million boe. Nobilis was drilled in 2016 in Nobilis drilled in 2016and in about 3000was metres of water, about metres ofthe water, and Pemex3000 said it showed greatest Pemex said thickness it showed yet the found greatest oil column in oil thickness yethas found in thecolumn area. An appraisal been the area. An appraisal has been under way this year. under this year. The way possible resource is estiThe possible resource is estimated at between 140 million and mated at between 160 million boe. 140 million and 160The million boe. well came upon extra-light well came extra-light oilThe of more thanupon 40 degrees API, oil of production more thanpotential 40 degrees API, with of up to with production potential of up to 15,000 bpd. It initially flow-tested 15,000 bpd. It of initially at 16,899 bpd oil andflow-tested 27.7 MMcfd at bpd oil andWilcox-aged 27.7 MMcfd of 16,899 gas from anofEocene of gas from an Eocene Wilcox-aged interval. interval.
CMP 2017 19
7 to 10 June 2017
Pemex busca aumentar el ritmo de la asociaciónes estratégicas PEMEX dio a conocer planes para su segunda asociación estratégica en aguas profundas, así como su primera en aguas someras y sectores terrestres, movimientos que la empresa ve como pasos clave para atraer nueva inversión y tecnología a los campos. Estos procesos –debido a la aceptación de licitaciones este diciembre y octubre, respectivamente– se visualizan como modelos clave para la empresa, conforme se prepara para contratar socios en docenas de oportunidades de recursos previstos a que se efectúen a finales de este año y en 2018, establecido en su plan de negocios 2017‑2021. “La señal que queremos enviar es que estamos buscando activamente socios en todas las áreas”, señaló el director ejecutivo José Antonio González Anaya en un almuerzo durante la Conferencia de Tecnología Costa Afuera. “Una vez que hayamos hecho uno de los modelos principales, podremos acelerar el ritmo”. La empresa petrolera estatal ha establecido asociaciones estratégicas como una estrategia clave para acelerar las inversiones y proyectos en medio de la considerable baja en los precios del petróleo y los elevados recortes presupuestarios del gobierno. De acuerdo con la Ley de Petróleos Mexicanos, como una medida de transparencia, Pemex no puede negociar de manera directa para lograr asociaciones, sino que debe ofrecer un evento de licitación pública organizado por el regulador de energía de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. El proceso inaugural para la asociación estratégica del bloque Trion con BHP Billiton fue bien recibido por la industria, con una licitación competitiva que condujo a una oferta de $624 millones, sumando un mínimo preestablecido para inversiones de $1.19 mil millones. El bloque Maximino‑Nobilis puede
estar en fila para una reacción similar, con atributos similares, incluyendo un recurso estimado de más de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y 250 millones de barriles de petróleo crudo equivalente que se perciben a la alza. Pemex estima que, con los dos descubrimientos, el potencial de producción del área podría alcanzar los 300,000 barriles de petróleo crudo equivalente por día durante un periodo de ocho años. Sin embargo, las asociaciones estratégicas para aguas someras y costa adentro seguirán abriendo nuevos terrenos. Ambos tienen una fecha límite del 30 de junio para solicitar la precalificación y anticipar la apertura de licitaciones que se llevarán a cabo el 4 de octubre del año en curso. El proceso para el bloque Ayin‑Batsil originalmente se planificó para el mes de junio, para echarlo a andar de forma paralela con la ronda de licitación abierta para aguas someras que se llevará a cabo entonces. No obstante, a principios de este año, la CNH de México optó por aplazar la fecha hasta octubre con el fin de brindar a las empresas más tiempo para evaluar los datos, ya que sólo una empresa, el operador de capital privado Sierra Oil & Gas, se había inscrito para licitar. El tramo Ayin‑Batsil se encuentra en el estado de Tabasco, abarcando más de 1000 kilómetros cuadrados en unos 160 metros de agua. Pemex podría tomar una división de 50‑50 en el área junto con un socio mediante un contrato de producción compartida. El área ha acumulado posibles reservas que ascienden a 297.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una mediana adicional de recursos prospectivos de 224 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los escenarios prospectivos incluyen el Plioceno, el Cretácico fracturado y el
Jurásico kimmeridgiano, cuyos objetivos principales son el crudo pesado, el crudo mediano y el gas seco. Los dos campos terrestres, Cárdenas‑ Mora y Ogarrio, se licitarán bajo un contrato de licencia con una participación de 50%‑50% entre Pemex y sus socios. Ambos tienen hallazgos existentes y se ubican en el estado de Tabasco. Cárdenas‑Mora tiene objetivos tanto para el Jurásico superior kimmeridgiano como para las zonas del Cretácico inferior, y es prospectivo para el aceite ligero volátil. Esto se encuentra aproximadamente a 35 kilómetros al sureste de la ciudad de Comacalco y abarca 168 kilómetros cuadrados. Las reservas remanentes posibles se estiman en 93.19 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de ambos campos. Ogarrio es el más pequeño de los dos, y se encuentra aproximadamente 100 kilómetros al noreste de Villahermosa. Éste es prospectivo para una formación llamada Encanto que se ubica en las zonas del Neógeno y Paleógeno, en donde el objetivo es el aceite negro. Las reservas remanentes posibles que se estiman son de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En general, González Anaya continúa estableciendo una mano firme en lo que respecta a las realidades económicas del limitado presupuesto de Pemex y los costos necesarios para en verdad desarrollar las áreas y revitalizar la producción. Mientras que muchos en México han favorecido históricamente el enfoque unilateral en la empresa como un medio de orgullo nacional, cualquier regreso a ese enfoque bajo una administración diferente puede verse obstaculizado por los hechos económicos. “Mi sucesor, si no cree en estas cosas, es mejor que tenga $11,000 millones para desarrollar uno de estos campos
porque, de lo contrario, no va a ser capaz de hacerlo”, señaló González Anaya en la OTC. “La realidad llega muy rápido”. Pemex volvió a elegir al campo Maximino ‑Nobilis con el objetivo de buscar un socio para uno de sus primeros hallazgos en aguas profundas hasta la fecha. El área se encuentra a unos 230 kilómetros fuera de la costa del estado de Tamaulipas, y las profundidades del agua oscilan entre 2900 y 3100 metros. Originalmente, Pemex perforó el bloque de Maximino en 2013. La sonda inicial se perforó a una profundidad total de 6621 metros en el Wilcox del Eoceno inferior y se sometió a una prueba de flujo en aproximadamente 3802 barriles de petróleo crudo por día y 13.25 millones de pies cúbicos de gas por día. En 2015 se perforó un pozo de evaluación, Maximino‑1DL, y se sometió a una prueba de flujo a una tasa de 4575 barriles de petróleo crudo por día y 7.4 millones de pies cúbicos por día de gas natural, aunque el otro pozo de evaluación no era para actividad comercial. El recurso posible en Maximino se fijó en 439 millones de barriles de petróleo equivalente. En 2016, Nobilis se perforó en aproximadamente 3000 metros de agua y Pemex señaló que dicho bloque mostró el mayor espesor de columna de aceite encontrada hasta el momento en el área. Pemex recientemente ha estado perforando una delimitador, Nobilis 101. El recurso posible se estima entre 140 y 160 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En el pozo se encontró aceite extra ligero de más de 40 grados API con un potencial de producción de hasta 15,000 barriles por día, así como un análisis de flujo inicial de 16,899 barriles por día y 27.7 millones de pies cúbicos por día desde un intervalo fechado en el Wilcox del Eoceno.
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20 CMP 2017
7 to 10 June 2017
SERVICE CONTRACTS Finish line: Petrofac chief executive Ayman Asfari
Contractors looking to complete migrations
Photo: REUTERS/SCANPIX
Santuario field deal expected to be signed off next month as industry hopes to see more movement through summer
KATHRINE SCHMIDT Mexico City
P
EMEX is showing new openness and has been seeking input from its contractors on how best to rework its legacy service contracts known as CIEPS and COPFs for the post-energy reform era, a process that has been stalled for more than three years, companies involved in the process say. Pemex’s board and Mexican regulators earlier this year issued approvals for the first so-called “migration” of the service contract for the Santuario field to a production-sharing contract with UK player Petrofac. Chief executive Ayman Asfari said earlier this year the company expects to sign a deal in June, and industry observers are hoping to see more movement from the process this summer. “Some contracts are very close to the finish line,” one contractor said at a recent industry forum. “How to increase production — that’s the grand prize.” The 22 deals in question date back more than a decade, and in
the past served as a way for Pemex to partner with outside companies in a limited fashion when Mexico’s constitution forebade ownership outside the government’s monopoly. Present output is relatively modest but untapped potential is seen, especially in areas designed to produce from the Chicontepec area, where contractors had long lobbied to use a wider range of techniques than envisaged under the contract. Historical estimate
According to one historical estimate from Sener, Mexico’s energy ministry, production from 11 initial deals slated for migration was about 39,000 barrels of oil and 345 million cubic feet of natural gas per day. But total possible reserves were estimated at 1 billion barrels of oil equivalent, with another 1.2 billion barrels of prospective resource. Following the signing of implementation laws for the reform in
2013 it was assumed the migrations would take place quickly, but the issue quickly grew complex and stretched to cover the terms of multiple Pemex chief executives. Part of the hang-up has stemmed from a provision in Mexico’s law that requires the new contract, after migration, to provide an equivalent or better take to the government than it did previously. That has proved a tough sell for contractors, especially for gasprone fields where commodity prices have tumbled since the shale boom to the north in the US. “If you’re not making any money, or barely making money, it’s hard to give a greater percentage share to the government,” says Steven Otillar, a partner with Akin Gump, Strauss, Hauer & Feld, also the incoming president of the Association of International Petroleum Negotiators (AIPN). “That’s why those contracts have stalled, because the demands have been somewhat unrealistic.” Among the contractor sugges-
tions has been to allow for cost recovery and simplify the administrative burden for the companies. “The reality of the gas price is obligating us to look at this cost model,” argues one contractor. It has also been proposed that the contracts — which were bid on a fee-for-barrel basis — be reworked to take into account new investment and seek out new resources, with the ultimate aim to incorporate more resources and increase production. One goal is “finding a role for exploration wells,” one contractor says, as there is “no incentive to do that under current contracts”. Another challenge for the production-sharing model, a second contractor says, is that Pemex, given its monopolistic history, is generally lacking in systems that can measure and separate production streams close to the field. Despite the challenges, one player says his company remains “hopeful” for the process and “is committed to staying in the con-
tract”. Other companies — which had signed on to the contracts as service providers — had not been especially keen to move into the operator role and some, including Petrofac, explored options to sell out of or farm-down the projects. Ultimately this proved difficult, however, given that the final terms were still in flux. One exception, however, came in the form of Lukoil, which picked up the service contract on the Amatitlan block in late 2015 and has recently brought in Canadian independent Renaissance Oil as a partner. The newcomer has employed a range of US shale experts and aims to test the Jurassic shale potential of Mexico’s TampicoMisantla basin under the new framework, expecting to complete the migration later this year.
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Pemex
CMP 2017 21
7 to 10 June 2017
Los operadores buscan completar migraciones PEMEX está mostrando una nueva actitud receptiva y ha estado solicitando aportaciones de sus contratistas acerca de cuál es la mejor forma de reelaborar sus contratos de servicios existentes, conocidos como CIEP y COPF, en la era posterior a la reforma energética, un proceso que ha estado estancado durante más de dos años según las empresas involucradas en el proceso. La directiva de Pemex y las autoridades reguladoras mexicanas emitieron a principios de este año las aprobaciones para la primera presunta “migración” del contrato de servicios para el campo de Santuario a un contrato de producción compartida con el operador británico Petrofac. El director ejecutivo Ayman Asfari dijo a principios de este año que la empresa pretende firmar un contrato en el mes de junio y que los observadores de la industria esperan ver más movimiento en el proceso este verano. “Algunos contratos están muy cerca de la meta”, comentó un contratista en un foro reciente de la industria. “Cómo incrementar la producción, ese es el gran premio”. Los 22 contratos en cuestión datan de más de una década, en el pasado constituyeron un mecanismo para que Pemex se asociara con empresas externas de forma restringida cuando la Constitución de México prohibía la exploración de hidrocarburos fuera del monopolio del gobierno. La producción actual es relativamente modesta, pero se observa un gran potencial sin explotar, especialmente en áreas diseñadas para producir del área de Chicontepec, donde los contratistas presionaron durante mucho tiempo para utilizar una variedad más amplia de técnicas además de las que se consideraron en el contrato. De acuerdo con una estimación histórica de la Secretaría de Energía de México (SENER), la producción de los 11 contratos iniciales que se programaron para migración fue de aproximadamente 39,000 barriles de petróleo crudo y 345 millones de pies cúbicos de gas natural por día. Sin embargo, las reservas totales posibles se estimaron en 1,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, junto con otros 1.2 mil millones de barriles de recursos prospectivos. Tras la firma de las leyes de implementación para la reforma en 2013, se asumió que las migraciones se llevarían a cabo de manera pronta, pero el asunto rápidamente se complicó y se prolongó para satisfacer las condiciones de varios directores ejecutivos de Pemex. Parte de la prolongación proviene de una disposición en la normativa de México, que requiere que el nuevo contrato, después de la migración, proporcione al gobierno un ingreso equivalente o mejor al anterior. Esto ha demostrado ser complicado para los contratistas, especialmente en los campos potencialmente gasíferos, donde los precios de las materias
primas han caído desde el auge del esquisto en el norte de los Estados Unidos. “Si tú no generas dinero, o lo haces de manera escasa, es complicado darle un porcentaje mayor al gobierno”, explica Steven Otillar, socio de Akin Gump, Strauss, Hauer & Feld, y también nuevo presidente de la Asociación Internacional de Negociadores del Petróleo (AIPN, por sus siglas en inglés). “Por este motivo esos contratos se han estancado, ya que las demandas han sido poco realistas”. Entre las sugerencias de los contratistas, está permitir la recuperación de costos y simplificar la carga administrativa para las
empresas. “La realidad del precio del gas nos obliga a considerar este modelo de costos”, dijo un contratista. También se ha propuesto que los contratos, que se licitaron con una base de retribución por barril, se vuelvan a elaborar para tomar en cuenta la nueva inversión y buscar nuevos recursos con el objetivo final de incorporar más recursos e incrementar la producción. Un objetivo es “encontrar una función para los pozos de exploración”, señaló un contratista, ya que “no hay incentivos para hacerlo conforme a los contratos vigentes”. Otro desafío para el modelo de producción compartida, comentó
otro contratista, es que Pemex, dada su historia monopolística, por lo general carece de sistemas que puedan medir y separar los flujos de producción cercanos al campo. A pesar de los desafíos, señaló un contratista, sigue siendo “prometedor” para el proceso y “está comprometido a permanecer en el contrato”. Otros operadores de servicios, quienes firmaron los contratos en calidad de proveedores de servicios, no habían estado especialmente interesados en pasar al cargo de operador y algunos, incluyendo a Petrofac, exploraron opciones para vender o subcontratar los proyectos. Sin embargo, a la larga esto
demostró ser difícil ya que las condiciones finales aún estaban en fluctuación. No obstante, surgió una excepción en la forma de Lukoil, que retomó el contrato de servicios en el bloque de Amatitlán a finales de 2015 y ha traído recientemente a la empresa canadiense privada Renaissance Oil como socio. La recién llegada ha empleado a una serie de expertos estadounidenses en lutitas cuyo objetivo es poner a prueba, conforme al nuevo contexto, el potencial de las lutitas jurásicas de la cuenca de TampicoMisantla en México, esperando completar la migración a finales de este año.
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22 CMP 2017
7 to 10 June 2017
DRILLING CAMPAIGNS
Shallow water gets results Eni’s success at Amoca field points to positives in Contractual Area 1, while other players see good signs KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICO’S first new shallow-water operators are well under way, with drilling campaigns showing positive results and some already talking about early production. Italian major Eni revealed in May that it was considering the “possibility of an early production phase” after well results at the Amoca field showed a “meaningful upside” compared with initial expectations. The topic was discussed at a meeting between chief executive Claudio Descalzi and Mexican president Enrique Pena Nieto. It was not surprising that Eni would find oil in Contractual Area 1, where the company signed on for appraisal work of the Amoca, Mizton and Tecoalli fields discovered by Pemex after placing a high bid in Round 1.2 of 2015. About 65 metres of that pay was in horizons previously untapped by the initial Pemex drilling programme that uncovered the Amoca find, according to the company. Net pay
Amoca-2 was drilled to a depth of about 3500 metres and hit 110 metres of net pay in “several good quality Pliocene reservoir sandstones”. The shallower formations contained oil of 18 degrees API, but the deeper sandstones have “high-quality light oil”, according to the explorer. The probe was drilled by the Seadrill jack-up West Castor, which is on a one-year charter at a dayrate of $110,000. It is part of a multi-well appraisal programme expected to continue through this year. Pan American Energy, an Argentine company that counts UK supermajor BP, Argentina’s Bridas and China National Offshore Oil Corporation among its owners, drilled the first of the new international wells. The company has not released detailed results but has said indications were positive. “We’re very pleased with our results, we’ve just finished testing the third well recently,” Felipe Arbelaez, BP’s regional president for Latin America, told an audience at the Offshore Technology Conference in Houston recently. Once Pan American completes the appraisal programme this year, it will be “looking forward to sanctioning a development there”, he said. Arbelaez echoed industry
Testing: BP’s Latin America regional president Felipe Arbelaez
sources who suggested Pan American had already begun preliminary engineering studies. At least some of that work is understood to be with Mexico’s National Institute of Petroleum, even as the appraisal work at the field continues. The executive declined to elaborate on the expected development, but said the ongoing activities aim to firm up the extent of the field. “Once we have clarity on the size of the resource and potential, we’re going to be testing wells to have a better view of production... and a development scheme,” he told Upstream on the sidelines of OTC. “We’ll be doing that work in the second part of this year and early next… If the results look positive, we’ll obviously try to bring that to production as soon as we can.”
Photo: OTC
MEXICO ROUND 1.1 AWARDED NOT AWARDED MEXICO
13 11 8
9 10
14
12
GULF OF MEXICO
7
5
6
4 3 2
CAMPECHE
TABASCO
1
VERACRUZ
Source: CNH Graphics: pixelshop.graphics
KM
MEXICO ROUND 1.2
Investment plan
The company’s four-well programme is part of a two-year, $212.9 million investment plan to appraise the initial Hokchi discovery made by Pemex. US independent Fieldwood Energy began drilling in mid-February at its Ichalkil 2DEL well in Contractual Area 4, in partnership with local start-up Petrobal. The latter company has the backing of one of Mexico’s top conglomerates and is led by former Pemex exploration and production chief Carlos Morales Gil. Work on the first well is being performed by the Diamond Offshore jack-up Ocean Scepter, about 30 miles (48 kilometres) offshore in 150 feet of water. Work is still under way there, with no results divulged yet. The company plans to spud its second well, Pokoch 1DEL, in June with the COSL jack-up Hai Yang
4 POKOCH
GULF OF MEXICO
ICHALKIL
3 5 XULUM
2
MISON
NAK
HOKCHI, PB HOKCHI, PA
1
TECOALLI, PA MIZTON
TECOALLI, PB
AMOCA
TABASCO
VERACRUZ
Shi You 936. Fellow US player Talos Energy also spudded its Zama-1 in the last week of May, in Contractual Area 7 that was bid in the exploration-focused Round 1.1
CAMPECHE
Source: CNH Graphics: pixelshop.graphics
in partnership with Mexican private equity player Sierra Oil & Gas. Following reforms in recent years to open the sector, the four
consortia are the first independent operators to drill off Mexico since the country’s oil industry was nationalised in 1938.
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7 to 10 June 2017
Los operadores de aguas someras ven avances
LOS primeros operadores de aguas someras de México están bastante encaminados con sus campañas de perforación obteniendo algunos resultados positivos, algunos de ellos ya están hablando de producción temprana. La empresa italiana Eni reveló en el mes de mayo que estaba considerando la “posibilidad de una fase de producción temprana” después de que los resultados del pozo ubicado en el campo de Amoca mostraran un “alza significativa” en comparación con las expectativas iniciales. El tema se discutió en una reunión que se celebró entre el director ejecutivo Claudio Descalzi y el presidente de México Enrique Peña Nieto. En sí, no era de extrañar que la compañía petrolera internacional pudiera encontrar petróleo en el Área Contractual 1, donde la empresa fue contratada para efectuar trabajos de evaluación de los campos de Amoca, Mizton y Tecoalli descubiertos por Pemex después de presentar una oferta alta en la Ronda 1.2 de 2015. Aproximadamente 65 metros de esa zona productiva se encontraban en horizontes no explorados previamente por el programa inicial de perforación de Pemex que develó el hallazgo de Amoca, según la empresa. Amoca-2 se perforó a una profundidad de aproximadamente 3500 metros y alcanzó 110 metros de zona productiva neta en “varias areniscas de buena calidad del yacimiento del Plioceno”. Las formaciones someras contenían aceite de 18 grados API, pero las areniscas más profundas tienen “aceite ligero de alta calidad”, de acuerdo con el explorador. La sonda se perforó con la plataforma autoelevable West Castor de Seadrill, la cual se arrendó por un año con una tarifa diaria de $110,000. Esto es parte de un programa de evaluación de varios pozos que se pretende continuar durante este año. Pan American Energy, una empresa argentina que entre sus propietarios se encuentran la compañía petrolera británica BP, la argentina Bridas y la china CNOOC, perforó el primero de los nuevos pozos internacionales. La empresa no ha dado a conocer resultados detallados, pero ha dicho que los indicios fueron positivos. “Estamos muy satisfechos con nuestros resultados, recientemente terminamos de analizar el tercer pozo”, comentó Felipe Arbelaez, presidente regional de BP en Latinoamérica, al público de la Conferencia de
Backing: Petrobal chief executive Carlos Morales Gil Photo: BLOOMBERG
Tecnología Costa Afuera (OTC, por sus siglas en inglés) que se celebró en Houston, la semana pasada. Una vez que Pan American complete el programa de evaluación este año, estará “esperando autorizar un desarrollo en ese sitio”, exclamó. Arbelaez evocó a las fuentes de la industria que sugirieron que Pan American ya había comenzado estudios preliminares de ingeniería. Se entiende que al menos parte de ese trabajo será en colaboración con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), a pesar de que el trabajo de evaluación en el campo continúa. El ejecutivo se negó a dar detalles sobre el desarrollo esperado, pero señaló que las
actividades en curso tienen como objetivo consolidar el alcance del campo. “Una vez que tengamos claridad sobre el tamaño del recurso y su potencial, haremos análisis en los pozos para tener una mejor visión de la producción… y un esquema de desarrollo”, indicó a Upstream en una entrevista durante OTC. “Estaremos haciendo ese trabajo durante el segundo semestre del año y principios del próximo… Si los resultados pintan positivos, obviamente trataremos de llevar esto a producción tan pronto como podamos”. El programa de cuatro pozos de la empresa es parte de un plan de inversión de $212.9 millones a dos años para evaluar
el descubrimiento inicial de Hokchi, hecho por Pemex. La empresa privada estadounidense Fieldwood Energy comenzó a perforar a mediados de febrero en su pozo Ichalkil 2DEL, ubicado en el Área Contractual 4, en colaboración con la empresa local emergente Petrobal. Esta última empresa cuenta con el respaldo de uno de los principales conglomerados de México y está dirigida por el ex jefe de exploración y producción de Pemex, Carlos Morales Gil. El trabajo en el primer pozo lo efectúa Diamond Offshore con la plataforma autoelevable Ocean Scepter, aproximadamente a 30 millas costa afuera en 150 pies de agua. El trabajo ahí aún sigue en marcha y todavía no se dan a
conocer los resultados. La empresa planea perforar su segundo pozo, Pokoch 1DEL, en el mes de junio con la plataforma autoelevable HYSY 936 de COSL. El operador estadounidense Talos Energy también empezó perforar en la ultima semana de Maio su primer pozo, Zama-1, ubicado en el Área Contractual 7; el cual se licitó en la Ronda 1.1 enfocada en la exploración, en alianza con el operador mexicano de capital privado Sierra Oil & Gas. Después de las reformas que se hicieron en los últimos años para abrir el sector, los cuatro consorcios son los primeros operadores independientes para perforar libremente en México desde que la industria petrolera del país se nacionalizó en 1938.
24 CMP 2017
7 to 10 June 2017
ONSHORE
Onshore players commit to work programmes Round 1.3 plans get the go-ahead as development and evaluation of mature fields get investment boost
KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICO’S National Hydrocarbons Commission (CNH) has approved evaluation and development plans representing about $303 million worth of investments from new operators that entered the market in the country’s inaugural bid offering for mature fields. The plans getting the go-ahead come from the first 19 operators to sign deals in the Round 1.3 phase, with about $192 million pledged to 19 evaluation plans and $111 million to 13 development plans. Fields not producing at the time of the bid round are starting with evaluation operations only. Another six blocks went to second-place finishers, but their timeline is running a few months later. Facilitation
The goal of the mature-fields round held in December 2015 was to help facilitate development of Mexico’s domestic petroleum industry, allowing longtime service players to make their mark and fully operate their own fields for the first time. The top investor of the group is Servicios de Extraccion Petrolera Lifting, a subsidiary of Mexican service player Cotemar, which has pledged investment of $70.64 million over the next two years or so at the Cuichapa Poniente block, according to CNH data. The tract in the Cinco Presi-
ONSHORE MEXICO ROUND 1.3 AWARDS Area
Fiel;d
7 Cuichapa Poniente* 2 Benavides-Primavera 22 Secadero 9 Fortuna Nacional 23 Tajon* 16 Paraiso 13 Mayacaste 11 Malva 3 Calibrador 12 Mareografo 1 Barcodon* 14 Moloacan* 6 Catedral 25 Topen 8 Duna 18 Pena Blanca 4 Calicanto 5 Carretas 15 Mundo Nuevo * Larger type 2 fields ** $ millions
TOP INVESTORS
Operator
Evaluation**
Development**
Total**
Lifting MX (Cotemar) Consorcio 5M del Golfo (Nuvoil) Grupo R Perseus Perseus Roma Diarqco Renaissance Consorcio Manufacturero Mexico Consorcio Manufacturero Mexico Diavaz Canamex/Perfolat/American Oil Tools Diavaz Renaissance Construcciones y Servicios Strata Campos Diarqco Strata Campos Diavaz
$11.741 $8.866 $23.325 $20.544 $19.137 $16.042 $15.683 $12.798 $8.380 $8.380 $8.472 $3.410 $8.280 $6.926 $4.456 $1.633 $6.276 $1.193 $6.761 $192.303
$58.904 $24.839
$70.645 $33.705 $23.325 $20.544 $19.137 $16.042 $15.683 $13.919 $11.678 $11.398 $8.855 $8.504 $8.371 $8.036 $7.146 $6.295 $6.276 $6.089 $7.955 $303.60
dentes area of Veracruz was one of the biggest prizes of Round 1.3. The company is planning an “intense” programme to revitalise production in the area, which has over 250 existing wells. Of those, 88 are shut in with the possibility for exploitation, and part of the initial plan will be to review the closed wells to see which present the best opportunities. The plans are also to include seismic reprocessing, geological characterisation and discovery modelling, which will aim to chart the area’s long-term potential. The project is designed to
$1.121 $3.298 $3.018 $0.383 $5.094 $0.091 $1.110 $2.690 $4.662 $4.896 $1.194 $111.300
Source: CNH
increase production over the next 22 months to average 1665 barrels per day and 4 million cubic feet of natural gas. The company also said it is making available a mobile medical clinic to offer nonprofit health services to the population — from preventive care to dentistry. Another of the larger projects is at the Benavides-Primavera field in Nuevo Leon state, which was won by Consorcio 5M del Golfo, led by service company Nuvoil. It has pledged a total of $33.7 million for initial evaluation and development plans, including seven major and eight minor workovers. Meanwhile, Grupo R
has committed $23.3 million thus far on its evaluation plan for the Secadero field in the state of Chiapas, contemplating the drilling of three wells in addition to geological and core studies. “The company will begin to drill in three locations with the main objective to determine the potential of the area and prove the existence of commercial discoveries of oil and gas, also generating access roads to the locations,” the company says. Compania Petrolera Perseus has also pledged investments totalling $39.68 million for two fields in Tabasco state — $20.5 million for the Fortuna Nacional block and
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Lifting MX Perseus Nuvoil Diavaz Grupo R CMM Diarqco Rennaisance Roma Strata
$70.65 m $39.681 m $33.71 m $25.18 m $23.33 m $23.08 m $21.96 m $21.96 m $16.04 m $12.38 m
$19.12 million for Tajon area. The first field was initially discovered in 1926 and began producing in 1949 with up to 28 wells, but production halted in 2014. Workovers
The plan more than doubles the minimum work programme, and intends to drill a single well as well as carrying out six major workovers and five minor ones. The company also proposes to drill a single well on its second block, with four major and four minor workovers in addition to geological work. Another project comes from Grupo Diarqco, a longtime Mexican service provider that committed $15.68 million to the Mayacaste tract and $6.2 million to the Calicanto area, both in Tabasco state. At the first block, the company aims to drill a pair of wells that will go below the existing Lower Cretaceous layers tapped by existing drilling, instead targeting Tertiary
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Programmes: onshore drilling in Mexico Photo: DIAVAZ
CNH aprueba planes terrestres EL organismo regulador de México, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, aprobó planes de evaluación y desarrollo que representan inversiones de aproximadamente $303 millones por parte de los nuevos operadores que entraron al mercado durante la oferta de campos maduros en la licitación inaugural del país. Los planes que ganaron la lu verde vienen de los primero 19 operadores que firmarán convenios en la fase de la Ronda 1.3, con $192 millones comprometidos para 19 planes de evaluación y $101 millones para 13 planes de desarrollo. Los campos que no estaban produciendo al momento de la ronda de licitación están dando inicio sólo a operaciones de evaluación. Los otros seis bloques fueron para los finalistas que quedaron en segundo lugar, pero su cronograma se estará ejecutando unos meses más tarde. El objetivo de la ronda de campos maduros que se llevó a cabo en diciembre de 2015 fue ayudar a facilitar el desarrollo de la industria petrolera nacional de México, lo que permitió a los operadores de servicio veteranos hacer su evaluación de formaciones y operar plenamente por primera vez sus propios campos. El principal inversionista del grupo es Servicios de Extracción Petrolera Lifting, una subsidiaria del operador mexicano de servicio Cotemar, que se comprometió a invertir $70.64 millones durante los próximos 22 meses en el bloque de Cuichapa Poniente, de acuerdo con los datos de la CNH. El tramo en el área Cinco Presidentes de Veracruz fue uno
objectives that are productive at the Tupilco field to the south. Drilling costs are estimated at about $13 million for the pair.
considerando la perforación de tres pozos además de los estudios geológicos y de núcleo. “La empresa comenzará a perforar en tres sitios con el objetivo principal de determinar el potencial del área y demostrar la existencia de hallazgos comerciales de petróleo y gas, además de la generación de vías de acceso a los sitios”, declaró la compañía en un comunicado. Compañía Petrolera Perseus también ha comprometido inversiones que ascienden a un total de $39.68 millones para dos campos en el estado de Tabasco, $20.5 millones para el bloque Fortuna Nacional y $19.12 millones para el área de Tajón. El primer campo se descubrió originalmente en 1926 y comenzó a producir en 1949 con hasta 28 pozos, pero la producción se detuvo en 2014. El plan de trabajo equivale a más del doble del programa mínimo de trabajo y está destinado a perforar un solo pozo, así como llevar a cabo seis trabajos principales de reacondicionamiento y cinco más secundarios. La empresa también propone perforar un solo pozo en su segundo bloque, con cuatro trabajos principales y cuatro más secundarios de reacondicionamiento, además del trabajo geológico. Otro proyecto viene por parte del Grupo Diarqco, un proveedor mexicano y veterano de servicios que destinó $15.68 millones al tramo Mayacaste y $6.2 millones al área de Calicanto, ambos en el estado de Tabasco. En el primer bloque, la empresa pretende perforar un par de pozos que se extenderán por debajo de las capas existentes del Cretácico inferior, las cuales
se están explotando mediante la perforación actual, en vez de dirigir los objetivos del Terciario que son productivos en el campo Tupilco hacia el sur. Los costos de perforación se estiman en aproximadamente $13 millones para ambos pozos. La empresa mencionó también que planea utilizar métodos artificiales de levantamiento en el campo para impulsar la recuperación secundaria y reducir los costos al emplear operaciones centralizadas, tecnología nueva y monitoreo remoto. Con miras hacia el futuro, la empresa también tiene como objetivo atar su nivel de inversiones a los precios del petróleo. El mexicano Diavaz ha comprometido un gasto total de $25.18 millones en el campo Barcodón, en Tamaulipas, así como en los campos Catedral y Mundo Nuevo, en Chiapas. Otro importante inversionista es el Consorcio Manufacturero México, que está gastando un total de $23.08 millones en los bloques Calibrador y Mareógrafo, ambos en la cuenca de Burgos potencialmente gasífera del estado de Nuevo León. El operador Canamex Dutch, junto con Perfolat de México y American Oil Tools, se comprometió a cumplir con los programas de trabajo mínimo y gastar $9.47 millones en el campo Moloacán de Veracruz durante sus etapas iniciales. Muchos de los otros programas para los demás bloques siguen siendo modestos con menos de $10 millones; no obstante, están en marcha con los aumentos de producción que se tienen previstos para el petróleo y gas.
ENVENTURE. PUNCHING THROUGH.
Secondary recovery
The company also says it plans to employ artificial lift methods at the field to boost secondary recovery, and reduce costs by employing centralised operations, new technology and remote monitoring. Looking ahead, the company also aims to tie its level of investments to oil prices. Mexican stalwart Diavaz has committed to total spending of $25.18 million on the Barcodon field in Tamaulipas and the Catedral and Mundo Nuevo fields in Chiapas. Another major investor is Consorcio Manufacturero Mexico, which is spending a total of $23.08 million on the Calibrador and Mareografo blocks, both in the gas-prone Burgos basin in the state of Nuevo Leon. Operator Canamex Dutch, alongside Perfolat of Mexico and American Oil Tools, has pledged to meet minimum work programmes and spend $9.47 million at the Moloacan field in Veracruz in its initial stages. Many of the other programmes for the other blocks remain modest at less than $10 million but are proceeding, with production increases planned for both oil and gas.
de los mayores premios de la Ronda 1.3. La empresa está planeando un “intenso” programa para revitalizar la producción en el área, que cuenta con más de 250 pozos existentes. De los cuales, 88 están cerrados con posibilidad de explotación, y parte del plan inicial será revisar los pozos cerrados para ver cuáles presentan las mejores oportunidades. Los planes también incluirán el reprocesamiento sísmico, la caracterización geológica y el modelado de hallazgos, cuyo objetivo será modelar el potencial a largo plazo del área. El proyecto está diseñado para incrementar la producción durante los próximos 22 meses a un promedio de 1665 barriles por día y 4 millones de pies cúbicos de gas natural. La empresa también mencionó en un comunicado que está poniendo a disposición una clínica médica móvil para ofrecer servicios de salud sin fines de lucro a la población: desde cuidados preventivos hasta servicios de odontología. Otro de los proyectos más grandes se encuentra en el campo Benavides-Primavera, en el estado de Nuevo León, el cual lo ganó Consorcio 5M del Golfo, encabezado por la empresa de servicios Nuvoil. Ésta ha comprometido un total de $33.7 millones para la evaluación inicial y los planes de desarrollo, incluyendo siete trabajos principales de reacondicionamiento y ocho trabajos secundarios de reacondicionamiento. Grupo R ha destinado $23.3 millones hasta ahora en su plan de evaluación para el campo Secadero en el estado de Chiapas,
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Proveedores miren al futuro
OILFIELD SERVICES
LOS actores en el área de servicios de México hoy tienen una razón para sentirse optimistas ya que los operadores nuevos al país traen consigo flamantes oportunidades posterior a la apertura del sector de petróleo y gas. Pero esas compañías — ya sea de plataformas, embarcaciones o servicios—también se enfrentan a un escenario de negocios completamente distinto. No solo los nuevos clientes potenciales tienen distintas preferencias y estilos de hacer negocios, sino que el actor perene Pemex se encuentra probando distintos modelos de contratos de servicios que permita que los actores compartan tanto el riesgo como las ganancias. A pesar de “sufrir” cortes brutales y demoras en pagos de Pemex el año pasado, los actores también están aprendiendo cómo adaptarse, dijo Alfredo Alvarez Laparte, líder del segmento del petróleo y gas para el norte de Latinoamérica en EY. “Es distinto ahora que tienen que actuar con las principales compañías y todos los nuevos actores y adaptarse a las distintas circunstancias, diferentes clientes, comprender qué es relevante a cada quien,” agregó. Los contratistas no dudaron en satisfacer las necesidades de los nuevos operadores de aguas someras, quienes han contratado un total de cinco plataformas para los contratos tanto del corto como del mediano plazo para arrancar sus campañas iniciales. “Ahora que están subiendo los precios, vemos un nuevo entorno,” dijo un funcionario local de una ciudad petrolera de la costa de Campeche en un foro reciente de la industria. “Los proveedores se sienten mejor. La actividad y las operaciones se están poniendo mejor.” Pemex también recientemente otorgó el primero de sus contratos nuevos a Weatherford, por un valor de $178 millones que abarcará 30 meses, el cual incluye servicios seguros de perforación, servicios de instalación de tubulares, tendido de cables, servicios de perforación, sistemas de adquisición de registros de superficie, fluidos de perforación y soluciones de yacimientos. México también cuenta con una política de contenido local para su nueva reforma energética, la cual inicialmente fijaba una meta de contenido local del 25% para los contratos de exploración y producción, un nivel que se espera que se incremente gradualmente a 35% para el 2025. La excepción son las aguas profundas, puesto que es un área más nueva para la mayoría del sector mexicano, y requiere niveles de contenido local de entre el 3% y el 10% para las distintas etapas de los contratos de exploración y desarrollo. Se pueden satisfacer los
Service players learning to adjust to new business landscape and requirements
requisitos a través de una combinación de seis elementos — compra de bienes domésticos, uso de mano de obra doméstica, servicios, transferencia de tecnología, entrenamiento e infraestructura. Pero a pesar de que las nuevas oportunidades llaman a la puerta, por ahora la carga de trabajo es tan solo una mínima parte de lo que la compañía petrolera estatal necesitaba hace unos cuantos años. Y, como en muchas partes del mundo, el abastecimiento todavía excede por mucho la demanda. En el primer trimestre del 2017 Pemex tenía 20 equipos de perforación tanto para exploración como desarrollo, comparado con 41 en el primer trimestre del 2016 y 149 en el primer trimestre del 2013, de acuerdo a los resultados corporativos. “La demanda reciente de aguas someras en México es prometedora, pero se queda corta para llenar el hueco creado por los fuertes recortes de Pemex en el 2016,” dijo IHS Petrodata en su reporte mensual Offshore Marine Monthly. Igual que tantos otros mercados, los contratistas también ordenaron una serie de plataformas de perforación auto-elevadizas nuevas de altas especificaciones cuando Pemex esperaba tener una mayor necesidad de plataformas, dando inicio a órdenes de actores como Grupo R y Oro Negro. Actualmente, las plataformas de perforación auto-elevables del Grupo R de Cantarell 1 y Cantarell 2 tienen contratos con tarifas diarias de $130,000, respectivamente, hasta julio 2021, pero el Cantarell 3 y 4 permanecen operacionales a la espera, y el Paraíso 1 todavía está pendiente de entrega este año. En otro ejemplo, Oro Negro tiene cuatro plataformas descritas bajo contrato con Pemex. Dos aparecen como que tienen contratos hasta el 2019 pero suspendieron la perforación. Tres plataformas de perforación auto-elevadizas, Decus, Fortius e Impetus, aparecen como activas y bajo contrato hasta febrero del 2021, enero del 2020 y diciembre del 2020, respectivamente. Las tarifas diarias para las dos primeras aparecen como de $116,000. La demanda históricamente robusta de Pemex de floteles también permanece deprimida, especialmente conforme se incorporan las nuevas plataformas. La Reforma de Pemex, construida por el astillero Hijos de las Barreras en Galicia, España, está funcionando en la Bahía de Campeche. La compañía también recibió en febrero al flotel Orgullo Petrolero del astillero Navantia de Galicia, España, pero esa unidad no se ha puesto en funcionamiento todavía.
Contractors have KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICO’S service players currently have reason for optimism, as new operators are bringing fresh opportunities following the opening of the country’s oil and gas sector. However, those companies — whether rig players, vessel companies or service providers — are also looking at a vastly different business landscape. Not only do the new potential clients have varied preferences and styles of doing business, but longtime monopoly Pemex is testing different service contract models to allow players to share both risk and upside. Despite the “suffering” from last year’s brutal cuts and payment delays from Pemex, players are also learning to adjust, says Alfredo Alvarez Laparte, oil and gas segment leader for northern Latin America at EY. “It’s different now that they have to play with the majors and all the new players and adapt to the different circumstances, different clients, (and) understand what is relevant to each,” he says. Rig hires
Contractors leapt to meet the needs of Mexico’s new shallow-water operators, players that have hired a total of five rigs for both short and medium-term contracts to start their initial campaigns. “Now that prices are going up, we see a new environment,” an official from the coastal oil town of Campeche said at a recent industry forum. “The suppliers are getting better feelings. The activity and operations are getting better.” Pemex also recently awarded the first of its new contracts to Weatherford, a $178 million deal spanning 30 months, which includes secure drilling services, tubular running services, wireline, drilling services, surface logging systems, drilling fluids and reservoir solutions. Mexico has a local content policy for its new energy reform, which initially set a local content target of 25% for exploration and extraction contracts, a level envisaged to rise gradually to 35% through 2025. Deep-water is the exception, given that it is a newer area for most of the Mexican sector and requires local content levels of between 3% and 10% over the various stages of exploration and development contracts. Requirements may be satisfied through a combination of six elements — purchase of domestic goods, use of domestic labour, ser-
vices, technology transfer, training and infrastructure. Even as new opportunities beckon, the current workload is just a sliver of what was needed by the state oil company just a few short years ago. And, like many places in the world, supply still vastly exceeds demand. In the first quarter of 2017, Pemex lists 20 drilling teams for both exploration and development, compared with 41 in the first quarter of 2016 and 149 in the first quarter of 2013, according to corporate results. “The fresh shallow-water demand in Mexico is promising, but still falls short of filling the gap created by deep Pemex cuts in 2016,” IHS Petrodata said in its Off-
shore Marine Monthly report. Like many markets, contractors also ordered a raft of newbuild jack-ups when Pemex anticipated increased rig needs, kicking off orders from players like Grupo R and Oro Negro. Jack-ups
Today, Grupo R’s high-spec jackups Cantarell 1 and Cantarell 2 are signed at dayrates of $130,000 until July 2021, but the Cantarell 3 and 4 remain ready-stacked, with the Paraiso 1 still due for delivery this year. In another example, Oro Negro has four rigs listed under contract with Pemex. Two are listed as having contracts through 2019 but suspended drilling. Three jack-
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e reasons to be optimistic Demand: semisubmersible rig Bicentenario Photo: IPC
ups, Decus, Fortius and Impetus, are listed as active and under contract until February 2021, January 2020 and December 2020 respectively. Dayrates for the first two are listed at $116,000. Three more jack-ups, Animus, Supremus and Vastus, are readystacked. Pemex’s historically robust demand for flotels also remains depressed, especially as it incorporates newbuilds. The Reforma Pemex, built by Hijos de las Barreras shipyard in Galicia, Spain, is at work in the Bay of Campeche. The company also took delivery in February of the Orgullo Petrolero flotel from the Navantia shipyard in Galicia, Spain, but that unit has not yet gone to work.
MEXICO OFFSHORE RIG FLEET Owner
Unit type
Unit name
Built
Advanced Energy Cicsa CNOOC CNOOC CNOOC CP Latina CP Latina Diamond Offshore Deep Drilling Inv Deep Drilling Inv Ezion Holdings Ezion Holdings Ezion Holdings Goimar SA Grupo Mexico Grupo Mexico Grupo Mexico Grupo Mexico Grupo Mexico Grupo R Grupo R Grupo R Grupo R Grupo R Grupo R Grupo R Grupo R Swissco Holdings Swissco Holdings Swissco Holdings MenaDrill MenaDrill Nabors Drilling Oro Negro Oro Negro Oro Negro Oro Negro Oro Negro Oro Negro Oro Negro Oro Negro 361 Projects Parker Drilling Paragon Offshore Paragon Offshore Pemex Pemex Pemex Perforadora Central Perforadora Central Perforadora Central Perforadora Central Perforadora Central Perforadora Central Perforadora Central RigMex Seadrill Seadrill Seadrill Seadrill Seadrill Seadrill Seadrill Swissco Marine * Drilling suspended ** Formerly Parden
Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up jack-up Jack-up Semisub Semisub Semisub Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Inland barge Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up Semisub Jack-up Jack-up Jack-up Jack-up
Ben Loyal Independencia 1 COSL Confidence COSL 936 COSL Hunter La Covadonga La Santa Maria Ocean Scepter Deep Driller 1 Deep Driller 7 Atlantic Tiburon 1 Atlantic Tiburon 2 Atlantic Tiburon 3 Goimar-1 Sonora Chihuahua Zacatecas Tabasco Campeche Cantarell I Cantarell II Cantarell III Cantarell IV Paraiso I Centenario GR La Muralla IV Bicentenario GSP Orizont GSP Fortuna GSP Atlas Mena-drill 1 Mena-drill 2 Nabors 659 Primus* Decus Fortius Laurus* Impetus Animus Supremus Vastus Paraiso II Parker 53B Paragon M 531 Paragon M 824 Holkan Kukulkan Yunuen Grijalva Tonala Panuco Tuxpan Papaloapan Coatzacoalcos Uxpanapa Sandunga West Courageous West Defender West Intrepid West Pegasus West Oberon West Titania West Castor Ensco 83
1981 Ready stacked 2012 Pemex 2009 Pemex Active 2010 Ready stacked 2013 Pan American 2013 Pemex 2013 Pemex 2008 Fieldwood 2006 Ready stacked 2008 Ready stacked 1982 Ready stacked 1982 Cold stacked 1982 Pemex 1977 Pemex Active 1979 Stacked 2011 Pemex Active 2012 Pemex Active 2013 Pemex Active 2014 Pemex Active 2015 Pemex 2015 Pemex 2016 Pemex Ready Stacked 2016 Pemex Ready stacked 2016 Pemex Under const 2010 Pemex 2012 Pemex 2011 Pemex 1982 Stacked 1984 Stacked 1987 Stacked 2010 Stacked 2011 Stacked 1980 Stacked 2012 Pemex 2013 Pemex 2013 Pemex 2013 Pemex 2014 Pemex 2015 Avail Stacked 2015 Avail Stacked 2015 Avail Stacked 2016 Under const Ready stacked 1978 Stacked 1972 Stacked 1982 Stacked 1982 Stacked 2015 Pemex Active 2015 Pemex Active Stacked 1980 Pemex 2004 pemex Stacked 2007 Pemex Stacked 2010 Pemex Stacked 2013 Pemex 2014 Pemex Active 2016 Pemex Active 1981 Pemex Active 2007 Pemex 2007 Pemex 2009 Pemex 2011 Pemex Stacked 2013 Pemex 2014 Pemex 2013 Eni 1979 Pemex
FCS 7011: INTEGRATED CREW CHANGE SOLUTION WWW.DAMEN.COM
Operator
Status
End contract Dayrate Feb 2020
$162,000
June 2019 Sept 2021 Aug 2021 Oct 2017
$158,000 $158,000
July 2021 July 2021
$130,000 $130,000
Sept 2017 Jan 2018 July 2017
$461,000 $489,000 $461,000
May 2019 Feb 2021 Jan 2020 March 2019 Dec 2020
$116,000 $116,000 $130,000
Jan 2017
May 2021 July 2020 Dec 2020
$155,000 $155,000 $155,000
April 2020 April 2019 Dec 2019 Oct 2016
$171,000 $171,000 $110,000 $92,000
Source: CLARKSONS
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Actores de aguas profundas están listos para actuar LOS programas de perforación de los nuevos operadores de aguas profundas de México no han pasado desapercibidos por los contratistas globales, destacándose como una de las pocas oportunidades en un mercado de plataformas globalmente deprimido. Los actores que obtuvieron los bloques en la Ronda 1.4 han dicho poco acerca de sus estrategias de contratación, pero los actores globales de plataformas están al pendiente. “La actividad marina para el 2018 está agarrando vuelo con clientes concentrados en planeación logística, preparación de programas de pozos y terminación de los paquetes de licitación,” el vice presidente senior de Transocean, Terry Bonno, les comentó a los inversionistas en la primera conferencia telefónica del primer trimestre del contratista de plataformas. “Esperamos recibir, cuando menos, una oferta de licitación en las próximas semanas. ” Cerca de una docena de compañías nuevas se han comprometido a perforar durante los próximos cuatro años aproximadamente ocho pozos de exploración en los bloques recién otorgados, con planes para iniciar operaciones a finales del 2018 o en el 2019. Simon Johnson, vice presidente senior de mercadotecnia y contratos para Noble Corporation, tuvo observaciones similares en una conferencia telefónica reciente. “En México… se incrementarán las actividades,” les dijo a los inversionistas. “La mayoría de las licitaciones de aguas profundas que generaría la Ronda 1.4 se manifestarán en el 2018, y el trabajo probablemente iniciará en el 2019 y posterior.” A Diamond Offshore también le interesa su presencia de más de una década en el país a través de la plataforma de perforación auto-elevadiza Ocean Scepter, actualmente contratada a Fieldwood Energy, dijo recientemente Marc Edwards, director ejecutivo. “Es obvio para todos que de aquí en adelante México tiene un gran potencial en el campo de aguas profundas,” dijo Edwards a los inversionistas. Además de las compañías globales acostumbradas que andan en búsqueda de ocupar sus unidades en espera – un buen número de las cuales se encuentran en el Golfo de México – el actor mexicano Grupo R también tiene el Bicentenario, construido en el 2011, atracado en Tampico después de que Pemex redujo sus actividades de perforación en el cinturón plegado Perdido. El Bicentenario termina su contrato oficialmente en julio, mientras que los tratos del Grupo R con Pemex para los semi-sumergibles Centenario y Muralla IV también están previstos para terminar su contrato en septiembre del 2017 y enero del 2018, respectivamente, según datos de Clarksons. El BHP Billiton, el cual fue el primero en tener una inversión
OILFIELD SERVICES
Complexity: Scott Munro, McDermott’s vice president for Americas, Europe and Africa Photo: KATHRINE SCHMIDT
conjunta con Pemex para el campo Trion, pudiera iniciar su primera evaluación al final del 2017 o principios del 2018, la primera de un par planeado durante los siguientes 24 meses. Actualmente BHP está preparando una oferta de licitación y espera ofrecer el trabajo en el mercado, le dijo el director general para México, Timothy Callahan, a Upstream. La plataforma preferida de BHP en América recientemente ha sido el buque de perforación Deepwater Invictus de Transocean, la cual ha perforado pozos en Trinidad así como en el Golfo de México. Esa plataforma está contratada hasta noviembre del 2017 a una tarifa diaria de $592,000. Actualmente el Invictus está perforando el pozo Wildling en el lado estadounidense del Golfo, y estaba programado para perforar el prospecto de pozo Scimitar posteriormente en el transcurso del año. Pero esa programación sufrió demoras después de que BHP se vió obligado a volver a iniciar la perforación del pozo Wildling debido a una falla mecánica. Los fabricantes de México también se sienten optimistas acerca del futuro, pero además están manejando las necesidades de los nuevos operadores y preparando su primera licitación de Pemex con un modelo de contrato drásticamente distinto. La paraestatal, en lugar de solicitar una plataforma a suma alzada, les solicitó a los contratistas que propusieran una tarifa diaria que cubriera la construcción y la operación a largo plazo de una nueva plataforma de compresión de gas, CA-KU-A1, en el campo Ku-Maloob-Zaap. En un ejemplo, McDermott International formó equipo con GE Oil & Gas para buscar el proyecto. El contratista global espera ver más contratos de Pemex estructurados de esta misma manera, especialmente para la infraestructura costa fuera para realizar funciones de etapa media como compresión y tratamiento de aguas. “La apertura del mercado en México agrega una gran oportunidad,” dijo Scott Munro, vice presidente América, Europa y África para McDermott International. “Pero también le da algo de complejidad al mercado.”
La nueva estructura de contrato significa que los proveedores tienen que buscar socios, dijo Munro. Es decir, encontrar los socios adecuados que puedan manejar varias funciones como operaciones en la cadena de valor que por lo general no son asumidas por los fabricantes. Pemex tiene en la lista a cinco actores finales para el proyecto CA-KU-A1, el cual además de la conexión McDermott-GE incluye un consorcio dirigido por las compañías acostumbradas como Grupo Carso Cicsa, la unidad local de Dragados, Grupo R y CN Energy Services. McDermott, quien también obtuvo el último proyecto grande de Pemex, Abkatun-A2, para reemplazar su plataforma destruida por un incendio, sigue siendo optimista acerca de la oportunidad mexicana, y espera ver los primeros proyectos de los nuevos operadores para el final de este año. La compañía incrementó su oficina de ingeniería en la Ciudad de México a cerca de 130 personas, del puñado de empleados que tenía en esta época el año pasado. En el patio en Altamira, México, cerca de Tampico, la compañía terminó las mejoras en los patios, como aumentar a 20,000 toneladas la capacidad base para el montaje de la plataforma y la carga. McDermott tiene 900 trabajadores en el patio y pretende agregar cerca de 200 por mes durante los próximos meses conforme aumente la actividad en Abkatun. Pero McDermott no es el único con miras hacia el futuro. La unidad local de Dragados Offshore también está avanzando con los planes de expansión en el Puerto de Altamira. Dragados ya cuenta con instalaciones en Tampico, pero la expansión del norte brindara una mayor capacidad hasta llegar a 600,000 metros cuadrados y un calado más profundo, dijeron los funcionarios oficiales el año pasado. La compañía dijo: “La decisión estratégica de adquirir estas nuevas instalaciones se tomó no solo para satisfacer la mayor demanda en el mercado local, sino también para buscar proyectos en las regiones de América del Norte y de América del Sur.”
Deep-water Mexican drilling programmes stand out in depressed rig market KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICO’S upcoming deep-water drilling programmes from new operators have not gone unnoticed by global contractors, standing out as among the few opportunities in a globally depressed rig market. The players that won blocks in Round 1.4 have said little about their contracting strategies, but global rig players are staying tuned. “Offshore Mexico activity for 2018 is gathering steam, with customers focusing on logistical planning, well program preparation, and completion of tendering packages,” Transocean senior vice president Terry Bonno told investors during the rig contractor’s first-quarter conference call. “We expect to receive at least one tender within the next few weeks.” About a dozen new companies have committed to drill about eight wells — mostly wildcats — in the newly awarded blocks over the next four years, with operations planned to start in late 2018 or 2019. Simon Johnson, senior vice president marketing and contracts for Noble Corporation, had similar observations on a recent conference call. “In Mexico… activity will be rising,” he told investors. “Most of the tenders deep-water Round 1.4 would generate will manifest themselves in 2018, with work likely to commence in 2019 and beyond.” Diamond Offshore is also keen to maintain its decade-plus-long presence in the country via the jack-up Ocean Scepter, currently
contracted to Fieldwood Energy, chief executive Marc Edwards said recently. ”It’s apparent to all that Mexico has a lot of potential in the deepwater space moving forward,” Edwards told investors. In addition to the usual global subjects looking to shop around their idle units — a healthy supply of which are in the US Gulf — Mexican player Grupo R also has the 2011-built semisub Bicentenario moored off Tampico after Pemex scaled back drilling activity in the Perdido fold-belt. Bicentenario is due to officially roll off contract in July, while Grupo R’s deals with Pemex for sister semisubs Centenario and Muralla IV are also set to roll off contract in September 2017 and January 2018 respectively, according to Clarksons data. Preparing tenders BHP, which took on the first joint venture with state player Pemex for the Trion field, is targeting 2018 for its first appraisal well, one of a pair planned over the next 24 months. BHP is currently preparing a tender and does expect to put the work out to the market, Mexico director general Timothy Callahan tells Upstream. BHP’s rig of choice in the Americas recently has been the Transocean drillship Deepwater Invictus, which has drilled wells off Trinidad and also in the US Gulf. That rig is on contract through November 2017 at a dayrate of $592,000. The Invictus is currently drilling the Wildling well on the US side of the Gulf, and had next been
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rig players eye opportunites In action: workers on the La Muralla IV of Mexico Photo: AFP/SCANPIX
scheduled to tackle the Scimitar prospect later this year. However, that schedule has suffered delays after BHP was forced to respud Wildling due to a mechanical failure. Mexico’s fabricators are feeling optimism for the future as well, but are also handling the needs of new operators and working through their first Pemex tender with a dramatically different contract model. The state-led player, instead of requesting a steel platform for a lump-sum price, asked contractors to propose a dayrate that would cover the construction and longterm operation of a new gas-compression platform, CA-KU-A1, at the Ku-Maloob-Zaap field. In one example, McDermott International teamed up with GE Oil & Gas to pursue the job. The global contractor expects to see more Pemex contracts structured like this one, especially for offshore infrastructure to perform midstream-type functions such as compression or water treatment. “The opening of the market in Mexico adds a big opportunity,” says Scott Munro, vice president Americas, Europe and Africa for McDermott International. “But it also adds some complexity to the market.” The new contract structure “just means we need to go dating”, Munro jokes. That is, find the right partners who can handle various functions like operations along the value chain that are not typically undertaken by fabricators. Pemex has shortlisted five players for the CA-KU-A1 project, which beyond the McDermott-GE tie-up includes consortia led by
Mexican stalwarts such as Grupo Carso’s Cicsa, the local unit of Dragados, Grupo R and CN Energy Services. McDermott, which also netted the last major Pemex project of Abkatun-A2 to replace its platform destroyed by fire, remains bullish on the Mexican opportunity, and expects to see the first projects from new operators by the end of this year. The company has ramped up its engineering office in Mexico City to some 130 people, an increase from just a handful at this time last year. In the yard in Altamira, Mexico, near Tampico, the company has completed several yard improvements, such as increasing to 20,000 tonnes the base capacity for the platform assembly and loadout. McDermott has 900 workers at the yard and intends to add around 200 per month over the next few months as activity increases on Abkatun. However, McDermott is not the only one with an eye to the future. The local unit of Dragados Offshore is also proceeding with expansion plans in the port of Altamira. Dragados already has a Tampico facility, but the northern expansion provides more capacity, ultimately up to 600,000 square metres, and a deeper draft, local officials said last year. The company said: “The strategic decision to acquire this new facility was made not only to satisfy growing demand in the local market, but also to further target projects in the North American and South American regions.”
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7 to 10 June 2017
Los organismos reguladores buscan simplificar procesos LOS organismos reguladores del petróleo y gas de México dicen que están empleando una serie de nuevas mejoras y herramientas digitales para facilitar el proceso a los nuevos operadores del país mientras continúan trabajando en las rondas de licitación y los procesos de permisos en sus bloques. Un cambio clave en los trabajos del organismo regulador, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), es desvincular el proceso de precalificación de las rondas de licitación, según el Presidente Comisionado, Juan Carlos Zepeda Molina. Los operadores pueden obtener la verificación para operar en aguas profundas y someras, así como en operaciones costa adentro convencionales o no convencionales, una distinción que es efectiva durante cinco años. Esto le permite al operador evitar atravesar un extenso y detallado proceso para cada evento de licitación individual. “Ahora usted puede venir a la CNH en cualquier momento y precalificar para obtener sus credenciales, como una licencia para conducir”, explicó Zepeda a Upstream en una entrevista a principios de este año. “Así, usted obtendrá esta certificación, o calificación, para un periodo de cinco años y posteriormente sólo necesitará actualizar sus estados financieros”. Los funcionarios también refinaron el proceso para la industria con el fin de enviar a la Secretaría de Energía (SENER) de México nominaciones a los bloques, lo que permite solicitudes en línea en vez de necesitar copias físicas. El nuevo organismo regulador de seguridad y costa afuera de México, Asea, también dio a conocer recientemente un proceso mediante el cual las empresas pueden enviar la
información que se requiere vía electrónica sin necesidad de una visita presencial en la oficina. “A través de esta herramienta de información, Asea está optimizando su servicio a las empresas reguladas, lo que hace que el proceso sea exponencialmente más ágil… beneficiando a los ciudadanos y empresas de todas las entidades del país”, señaló el director Carlos de Regules en un comunicado. Sin embargo, aún quedan retos. Persisten las inquietudes acerca de los niveles de contratación de personal y las cargas normativas de los proyectos existentes, así como la duda de si el escaso personal puede mantenerse al día con los contratos que se consideran demasiado exhaustivos en lo que respecta a supervisión. Otra preocupación emergente es la unitización, o cómo los operadores manejarán los recursos descubiertos en los campos adyacentes a los activos de Pemex, así como los descubrimientos durante la gestión que podrían cruzar la frontera de los Estados Unidos en áreas como el cinturón plegado Perdido. La SENER ha expedido los lineamientos iniciales sobre el asunto que son “ya más detallados y complejos de los que se ve en muchas jurisdicciones”, indicó Steven Otillar de Akin Gump, Strauss Hauer & Feld. “Creo que esto le dice a la industria que México se da cuenta de que la unitización es un asunto importante, veremos si pueden responder a las inquietudes de la industria de la manera en que lo han hecho en la Ronda 1”.
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CNH
Ship Agency, Offshore Logistics, Ship Managers and Operators Efficiently serving the shipping industry and foreign trade in Mexico since 1885. Covering all ports and Maritime Terminals in Mexico. Representaciones Maritimas, S.A. de C.V. www.maritimex.com.mx E-mail: maritimex@maritimex.com.mx Tel: + 52 55 50 89 22 22
REGULATIONS
Innovation key for Oil and gas regulators in Mexico change rules for pre-qualification KATHRINE SCHMIDT Houston
M
EXICO’S oil and gas regulators say they are employing a range of innovative refinements and digital tools to smooth the way for the country’s new operators as they continue to work through bid rounds and permitting processes on their blocks. One key change in the works from the country’s regulator, the National Hydrocarbons Commission (CNH), is to decouple the process of pre-qualification from that of the bid rounds, according to CNH president commissioner Juan Carlos Zepeda Molina.
Operators can be verified to operate in deep waters, shallow waters, onshore conventional or unconventionals, a distinction that is good for five years. That lets the operator avoid going through a lengthy and detailed process for every single bid event. “Now you can come to CNH at any point and pre-qualify and get your credentials, like a driver’s licence,” Zepeda says. “So you will get this five-year certification, or qualification, and then you only need to update your financial statements.”
Officials have also refined the process for industry to submit nominations on blocks to Sener, Mexico’s energy ministry , allowing online submissions instead of requiring paper copies. New process
Mexico’s fledgling offshore and safety regulator, Asea, has also launched a process recently by which companies can submit required information electronically. “Through this information tool, Asea is optimising its service to the regulated companies, making
Land issues a hurdle in Mexico’s MEXICO’S new onshore operators are busy working through the growing pains of ramping up onshore operations in a country with a complex history of land issues, writes Kathrine Schmidt. While the challenges have taken different forms — whether learning arcane local permitting processes, negotiating union disputes or interacting with community activism — onshore players have to some extent faced more hurdles than their new offshore counterparts, according to Nicolas Borda, partner with Haynes & Boone in Mexico City. That means even smaller companies need to
bring in the right expertise that knows the area and can help facilitate the process, Borda says. “It’s very important to engage with the local communities, and that locals also feel that those exploration and production activities will bring benefits to the community,” he adds. Unlike in the US, the government and not individuals hold rights to minerals beneath the land, so locals have often used blockades and protests as leverage. That tendency has, as expected, persisted with new operators. Last November, Cotemar’s Lifting filed a force majeure request to Mexico’s National Hydrocarbons Commission (CNH) on the Cuichapa
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Credentials: CNH president commissioner Juan Carlos Zepeda Molina Photo: REUTERS/SCANPIX
new players the process exponentially more agile... benefitting citizens and companies of all the entities of the country,” says Asea director Carlos de Regules. However, challenges remain. Worries persist about staffing levels and the regulatory burdens of existing projects, and whether limited staff can keep up with contracts seen as fairly intensive in oversight. Another emerging concern is unitisation, or how operators will manage resources discovered in fields adjacent to Pemex assets, as well as management discoveries
that might cross the border into the US in areas such as the Perdido foldbelt. Sener has issued initial guidelines on the matter that are “already more detailed and involved than you see in many jurisdictions”, says Steven Otillar of Akin Gump, Strauss Hauer & Feld. “I think this tells this industry that Mexico realises unitisation is an important issue, and we will see whether they can respond to industry concerns the way that they have done so in Round 1,” he adds.
onshore drive Poniente licence after local blockades at one of the facilities on the tract. Canamex Dutch also filed a similar request on the Moloacan area earlier this year after also encountering blockades, a union dispute, legacy disagreements with prior operator Pemex and “general insecurity”. The CNH has opted to decline the requests and instead instruct its juridical unit to help work with the operators. Part of the reform has included a provision allowing a percentage of profits from the fields to go to affected communities. However, much of that framework remains undefined at the local level. Companies also remain attentive to the threats posed from organised crime groups in certain parts of the country such as the north.
Los asuntos locales sobre el territorio permanecen en cuadro LOS nuevos operadores terrestres de México también están lidiando con las crecientes molestias de aumentar las operaciones costa adentro en un país con una historia compleja en lo que respecta a cuestiones territoriales. Si bien los desafíos han adoptado diferentes formas –ya sea aprendiendo un arcaico proceso local de permisos, negociando disputas sindicales o interactuando con el activismo comunitario– los operadores costa adentro han tenido hasta cierto punto que enfrentar más “tropiezos” que sus nuevas contrapartes costa afuera, según Nicolás Borda, socio de Haynes & Boone en la Ciudad de México. Esto significa que incluso las empresas más pequeñas necesitan traer personal con la experiencia adecuada que conozca el área y pueda ayudar a facilitar el proceso, dijo. “Es muy importante involucrarse con las comunidades locales y que los lugareños también sientan que esas actividades de exploración y producción traerán beneficios a la comunidad”, agregó. A diferencia de los Estados Unidos, el gobierno, no las personas individuales, tiene derechos sobre los minerales que están debajo de la tierra, por
lo que los lugareños a menudo utilizan bloqueos y protestas como medio de presión. Esa tendencia ha persistido con los nuevos operadores, como se esperaba. En noviembre pasado, Lifting de Cotemar presentó una solicitud de fuerza mayor a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de México en lo que respecta al tramo Cuichapa Poniente después de que hubiera bloqueos locales hacia una de las instalaciones del tramo. Canamex Dutch también presentó una solicitud similar en el área de Moloacán a principios de este año, después de enfrentar bloqueos, una disputa sindical, desacuerdos patrimoniales con el operador anterior Pemex e “inseguridad general”. La CNH ha optado por declinar las solicitudes y, en cambio, instruir a su unidad jurídica para que ayude a colaborar con los operadores. Parte de la reforma incluye una disposición que permite que un porcentaje de los beneficios de los campos se destinen a la población local, pero gran parte de ese marco sigue sin definirse a nivel local. Las empresas también siguen atentas de las amenazas que plantean los grupos del crimen organizado en ciertas partes del país, como el norte.
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27th WORLD GAS CONFERENCE J U N E 2 5 -2 9, 2 018 | WA S H I N G TO N D C , U S A
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