PetroSur #18 | Agosto 2016

No.18/AÑO:03/AGOSTO 2016

“La carrera por el gas” w Oil & Gas Trade Show expone la transformación energética en el país, del 24 al 26 de agosto

en Coatzacoalcos, Veracruz.

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Págs. 11, 12 y 13

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Editorial Coatzacoalcos en la agenda

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oatzacoalcos será el escaparate entre el 24 y 26 de agosto en lo que al tema de los hidrocarburos ocupa a México, como una de sus pujantes industrias que le significan por historia un importante aporte a su Producto Interno Bruto.

Una economía que, aun en la depreciación actual por el bajo costo rentabilidad en el ámbito internacional, implica una pieza fundamental en la economía del país que igual impacta al resto de los sectores de negocios dentro del polígono de este energético regional, incluida la zona sur veracruzana hacia donde se enfocan todos los esfuerzos posibles en el desarrollo y crecimiento socioeconómico.

El gas y el petróleo son un binomio que sin lugar a dudas representa trascendental para hacer una asociación mutua del Gobierno Federal con el sector privado extranjero, en su caso por la vanguardista tecnología de punta con que cuentan que permite hacer aún más provechosos los dividendos para ambos.

La reforma energética de 2013 en acompañamiento con la ley reglamentaria permitirá que más actores del mercado de los hidrocarburos se interesen en participar en esta industria dentro de un territorio todavía con mucho por explorar y explotar en el sur-sureste mexicano, sobre todo en aguas profundas donde esas zonas son vírgenes.

Resulta indiscutible la importancia que reviste el petróleo y el gas, ambos como un polo para detonar la economía regional, particularmente de este territorio geográfico del Estado de Veracruz, en donde igual se tiene una coaligada hermandad con las vecinas ciudades de Minatitlán y Cosoleacaque.

Hay la confianza depositada por parte de los inversionistas del exterior por hacer equipo con los nacionales, porque se cumpla con el objetivo del marco jurídico, orientado a busca obtener un mayor provecho de esta vertiente importante de los negocios.

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Contenido Abre Trion la historia en aguas profundas… Págs. 8,

Perforación

9 y 10

de shale gas… Pág 16

Grandes negocios

OPEP ve equilibrio

en el Oil & Gas Trade Show, Coatzacoalcos … Pág. 11

“La carrera del gas”

… Págs. 12 y 13

El polémico fracking

… Pág. 14

en producción de petróleo antes de 2017… Pág

8-9-10

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En preparativos PECOM 2017

… Pág. 19

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DIRECTORIO CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN Eduardo del C. Hernández Hernández

Nuby K. Velazco Zurita

DIRECTOR EDITORIAL eduhdez@yahoo.com eduardohernandez.petrosur@gmail.com

DIRECTOR GENERAL nuby.petrosur@gmail.com

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Rosario Zurita Hidalgo rosario.petrosur@gmail.com PUBLICIDAD

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Juan Carlos Montejo Ramos ARTE & DISEÑO eagleheart71@hotmail.com

PetroSur, Año 03 No. 18 publicación: AGOSTO 2016. REVISTA TRIMESTRAL

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SOCIOS DE PEMEX INVERTIRÁN 11 MIL MDD PARA EXPLOTACIÓN DEL BLOQUE

ABRE TRION LA HISTORIA EN AGUAS PROFUNDA S

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Staff PetroSur

uego de que el pasado 10 de junio el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos autorizó solicitar a la Secretaría de Energía (Sener) la primera migración con socio de las asignaciones para exploración y extracción en aguas profundas, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó hoy las bases de la convocatoria de la licitación para las asignaciones que incluyen el bloque Trion.

Este es un día histórico para Pemex. Trion es un campo estratégico para la empresa, para la industria y para el país. Las inversiones que se requieren para explotarlo productivamente son cercanas a los 11 mil millones de dólares. Estos recursos se traducirán en el desarrollo de infraestructura y detonarán el empleo en la región.

Dichas bases contienen los criterios de precalificación de las empresas interesadas, los términos para la obtención de la licencia que otorga la Sener y el Acuerdo Conjunto de Operaciones (JOA, por sus siglas en inglés) que firmará nuestra empresa con los socios que resulten ganadores. La CNH ya publicó en el Diario Oficial de la Federación y abrió un espacio para que los interesados puedan enviar comentarios

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w Se busca que

la petrolera mexicana mantenga una participación de alrededor de 45 por ciento con la convocatoria de la licitación para asignaciones aprobada por la CNH

y consultas a las reglas y las especificaciones técnicas y financieras.

Al evento en el que se anunció la convocatoria, asistieron el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell; el director general de Pemex, José Antonio González Anaya; el presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda; la subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar, y el subsecretario de Ingresos de la SHCP, Miguel Messmacher.

Con respecto al Acuerdo Conjunto de Operaciones, González Anaya destacó que se busca mantener una participación para la petrolera mexicana de alrededor de 45 por ciento. Precisó que los socios deberán acreditar capacidad en proyectos de aguas profundas con un promedio de producción anual igual o mayor a 50 mil barriles diarios de petróleo crudo equivalente en el periodo 2011-2015 y contar con experiencia en temas de seguridad industrial y protección al medio ambiente.

Asimismo, deberán acreditar un capital contable de al menos 5 mil millones de dólares, con activos totales con valor mínimo de 25 mil millones de dólares.

Se fijará un carry (inversión que hará el socio por cuenta y orden de Pemex) por 464 millones de USD como mínimo, lo que implica que Petróleos Mexicanos

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EL PROYECTO TRION Trion es un campo estratégico para la empresa, para la industria y para el país.

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11 MIL MDD

Inversiones requeridas para explotar productivamente el bloque.

2 POZOS

delimitadores a perforar con el plan de trabajo mínimo, además de un pozo exploratorio y la adquisición de 1,250 kilómetros cuadrados de sísmica multi-acimut.

45%

de las participaciones las mantendría Pemex.

30 Y 45%

participación que podrá tener el socio operador.

10 Y 2%

participación para el otro socio operador.

10%

participación para el socio no operador. de los resultados el 5 de diciembre.

En su oportunidad, Lourdes Melgar presentó los criterios de la asociación y coincidió en que fortalecer a Pemex es darle las herramientas para aprovechar las reservas que tiene México. Indicó que el proceso para adquirir las licencias de exploración y extracción serán las mismas que aplican al resto de los participantes en la ronda 1.4 para aguas profundas.

Por su parte, Miguel Messmacher presentó las condiciones económicas y los términos fiscales y financieros.

Destacó que a diferencia de lo previsto para la ronda 1.4 en este proceso se prevé una regalía adicional que estará topada, de tal modo que el criterio de desempate será la inversión adicional que los socios estén dispuestos a hacer a cuenta de Pemex. Una parte de los recursos que se obtengan se destinarán a las entidades federativas más cercanas a la zona en beneficio de las comunidades, tal y como ha venido sucediendo en todos los procesos de licitación.

El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, consideró que éste es un gran día para el sector y para Pemex, que marca un hito en la historia de la larga y fecunda trayectoria de Petróleos Mexicanos.

Los mexicanos, agregó, estamos orgullosos de que Pemex sea la mayor potencia mundial en extracción en aguas someras y ahora, en el siglo XXI, el reto es que se consolide también como líder en aguas profundas, para lo cual la Reforma Energética ha puesto esa posibilidad a su alcance.

Aseveró que nuestra empresa productiva del Estado ha obtenido por fin la valiosa herramienta de asociarse con otras grandes petroleras, como lo hacen todas las empresas a nivel mundial, y ser así más competitiva.

Enfatizó que Pemex es un socio muy atractivo por su gran experiencia, su capital humano, su conocimiento del acervo y su mística de servicio.

Este anuncio ocurre sólo siete semanas después de la decisión del Consejo de Administración de autorizar la solicitud a SENER.

quedará exento de realizar cualquier aportación a la cuenta conjunta hasta que las inversiones acumuladas asciendan a cuando menos esta cantidad. La variable a licitar será la regalía adicional que le ofrezca al gobierno federal, el cual tendrá un tope y el criterio de desempate será el carry adicional.

El plan de trabajo mínimo contempla la perforación de dos pozos delimitadores, un pozo exploratorio y la adquisición de 1,250 kilómetros cuadrados de sísmica multi-acimut.

González Anaya puntualizó que el Acuerdo Conjunto está basado en un modelo estándar aprobado internacionalmente (AIPN) que da certeza a los participantes y protege los intereses de Pemex, que son los de México.

A su vez, Juan Carlos Zepeda subrayó que las empresas interesadas pueden calificar para esta asociación como operadores o no operadores, pero sólo pueden participar en un consorcio, el cual debe tener al menos dos operadores.

Con respecto a los socios, precisó que el socio operador podrá tener una participación de entre 30 y 45%, el otro operador entre 10 y 2% y el no operador un máximo de 10 por ciento. Finalmente, explicó el cronograma del proceso que concluye con el anuncio 09 PetroSur #18 Rebsase.indd 9

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RESERVAS DEL BLOQUE EQUIVALEN A LAS ASIGNADAS EN LAS RONDAS PREVIAS DE LA REFORMA ENERGÉTICA

Tiene Trion 485 millones de barriles de petróleo crudo

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Staff PetroSur

rion fue descubierto en 2012 y se ubica a 200 kilómetros al este de Matamoros y a 40 kilómetros de la frontera de aguas territoriales, con un tirante de agua de más de 2,500 metros de profundidad.

A diferencia de otros campos petroleros, no solamente tiene recursos prospectivos sino reservas totales 3P, las cuales suman 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Se requieren inversiones por alrededor de 11 mil millones de dólares para su exploración y explotación.

Para poner en perspectiva la cantidad de barriles que ello significa, en las rondas previas se asignaron áreas con un volumen aproximado de 500 millones de barriles, cantidad similar a las de las reservas de Trion.

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DEL 24 AL 26 DE AGOSTO, LAS OPORTUNIDADES PARA INVERTIR EN LA INDUSTRIA ENERGÉTICA REGIONAL

Grandes negocios en el Oil & Gas Trade Show, Coatzacoalcos

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Eduardo del C. Hernández PetroSur

oatzacoalcos albergará el Oil & Gas Trade Show, Transformando la Energía de México, entre el 24 y 26 de agosto próximos que, en acompañamiento con el Gobierno de Veracruz, se ha fijado el propósito de atraer la inversión extranjera a esta región en virtud de las amplias perspectivas para detonar el desarrollo y crecimiento en el sector, informó Jalil Alva Monterrubio, Director General de Grupo Alba, organizador del evento.

Destacó el interés porque el Oil & Gas Trade Show sea la plataforma que permita impulsar la industria energética en esa zona del sur veracruzano, en consideración a las grandes oportunidades de invertirle con capital extranjero y recursos humanos calificados como principales activos para la obtención de la rentabilidad en el mercado de los hidrocarburos de México.

Dijo que entre los objetivos se plantea dar a conocer al mercado internacional las oportunidades que representa incursionar en la industria energética de la región, en donde el Secretario de Energía del Gobierno de la República, Pedro Joaquín Coldwell, será el personaje más representativo en el Congreso para promover las bondades que ofrece el sector mexicano.

w Expositores y

congresistas de Estados Unidos, en su mayoría, abordarán la transformación industrial del país y el desarrollo energético de zonas económicas industriales, entre otros

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Jalil Alva Monterrubio, Director de Grupo alba, detalló que como parte del programa se abordarán entre las temáticas la transformación industrial del país, proyectos de la Comisión Federal de Electricidad, eficiencia energética, desarrollo energético de zonas económicas industriales, acciones para fortalecer el mercado de combustible en México, sistemas catalíticos para operación integrada, y compromisos de México ante las Naciones Unidas para el cambio climático.

Indicó que serán en su mayoría empresarios estadounidenses la mayoría de los expositores y congresistas al Oil & Gas Trade Show, Transformando la Energía de México, que tendrá como su sede permanente anual la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, en razón de su perfil como polo de atracción para el desarrollo de negocios.

Dijo que a la zona se le buscará dar un impulso como foro de convenciones y congresos que por ahora no se tiene, para que allí también se lleven a cabo eventos internacionales, además de la atracción de inversión extranjera en la industria petrolera.

Confió que el evento de los hidrocarburos sea el principio de varios, que detone la industria para el desarrollo académico y de negocio.

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RÁPIDA EXPANSIÓN MUNDIAL DEL MERCADO PARA LAS PRÓXIMAS DOS DÉCADAS POR ELECTRICIDAD

“LA CARRERA DEL GAS”

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Staff PetroSur

l mercado del gas de la Unión Europea (UE) está experimentando una rápida expansión que se espera continúe en las dos próximas décadas, como consecuencia de la “carrera del gas” en el ámbito de la producción de electricidad. Con todo, las previsiones indican que la contribución de la UE al consumo mundial de gas disminuirá de manera constante.

Las reservas mundiales de gas son abundantes, si bien están concentradas en dos regiones, la Comunidad de Estados Independientes (CEI) y el Oriente Medio, cuya producción de gas crecerá considerablemente durante los próximos treinta años, con arreglo a las proyecciones. En cambio, los recursos de gas con que cuenta Europa son limitados y hay una disminución constante de la producción desde el 2010, lo cual trae consigo una dependencia cada vez mayor de los suministros exteriores.

Según las proyecciones, la demanda de gas natural también aumentará en las demás regiones del mundo.

Algunas de ellas cuentan con reservas limitadas o decrecientes de gas y se convertirán en importadores AGOSTO 2016/VILLAHERMOSA, TABASCO.

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w Las reservas

mundiales de gas son abundantes, si bien están concentradas en dos regiones, la Comunidad de Estados Independientes (CEI) y el Oriente Medio

netos, provocando con ello importantes cambios en los modelos del comercio mundial del gas. Por ejemplo, se espera que en 2030 el rápido crecimiento de la demanda de gas en Asia tenga cierta influencia en el modelo de abastecimiento de la UE, ya que, al tiempo que se prevé que Asia utilizará predominantemente suministros procedentes de Oriente Medio, existe la posibilidad de que la UE y los países candidatos a la adhesión importen de la CEI más de la mitad del gas natural que necesiten.

Esta situación puede provocar un mayor riesgo de abastecimiento para la UE. Sin embargo, el riesgo podría limitarse mediante la adopción de diversas medidas a las que se refiere el Libro Verde de la CE, como son la multiplicación de las rutas de transporte, la mayor integración de la red europea del gas y el diálogo continuado con los países productores. Con arreglo a las proyecciones, aumentarán los suministros contractuales de gas natural licuado (GNL) a largo plazo, aunque de forma más moderada y de fuentes más variadas situadas en África y Oriente Medio.

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FRACKING DEMANDA 10 VECES MÁS USO DE AGUA

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Staff PetroSur

l proceso de extracción del gas natural entraña una serie de problemas en cuanto al impacto sobre el medio ambiente. Las nuevas técnicas de perforación y la fractura hidráulica han cambiado la escena energética en Estados Unidos, pero estudios científicos han puesto en evidencia la contaminación Se espera que en 2030 del agua en suelo y subsuelo y en general el rápido crecimiento efectos sobre la calidad del agua relaciode la demanda de gas nada con la explotación del shale gas. en Asia tenga cierta inUno de los principales problemas que genera la producción del gas de lutitas es fluencia en el modelo la gran cantidad de agua que demanda, de abastecimiento de en detrimento de usos alternativos que se la Unión Europea. le puede dar a la misma, como el consumo humano o la actividad agrícola. En términos generales, mientras la perforación convencional demanda agua para enfriar y lubricar el cabezal de perforación así como eliminar el lodo resultante, la fracturación hidráulica demanda alrededor de diez veces más.

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regiones concentran en abundancia las reservas mundiales de gas: la Comunidad de Estados Independientes (CEI) y el Oriente Medio.

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INDISPENSABLE AVANZAR EN UNA MEJOR INFORMACIÓN Y MAYOR TRANSPARENCIA EN TÉCNICAS EXPLOTACIÓN

Gas natural y el polémico fracking

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Staff PetroSur

l gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. Se compone principalmente de gas metano en 95%, con cantidades variables de etano, propano, butano y otros gases. Es ampliamente utilizado a nivel mundial en los sectores eléctrico, petrolero, industrial, residencial, servicios y transporte.

La producción y exploración de gas se clasifica en yacimientos convencionales y no convencionales. Considerando las características geológicas, en los yacimientos convencionales el gas se encuentra atrapado en una estructura de roca porosa limitada por una capa de roca impermeable que evita que el gas escape a la superficie.

Los yacimientos no convencionales son más extendidos y consisten en una acumulación de capas sedimentarias de baja permeabilidad que atrapan el gas entre ellas.

Las características geológicas de los yacimientos no convencionales hacen difícil la extracción, por lo que

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w Producción

de shale gas en cantidades comerciales demanda técnicas de fracturación para aumentar su permeabilidad y poder llegar a los poros que almacena el gas

su producción no es económicamente rentable a menos que se utilicen tratamientos de estimulación y tecnologías especiales para su recuperación.

El shale gas se encuentra en yacimientos compuestos predominantemente por esquistos o pizarras, que son rocas de baja permeabilidad, por lo que su producción en cantidades comerciales demanda técnicas de fracturación para aumentar su permeabilidad y poder llegar a los poros que almacena el gas. Por todo ello, el shale gas se clasifican entre los recursos no convencionales.

Un estudio realizado en Estados Unidos (Freyman Monika, 2014) sobre 39 294 pozos de petróleo y gas de lutitas, fracturados entre febrero de 2011 y mayo de 2013, pone en evidencia hechos alarmantes. Alrededor de la mitad de esos pozos se encuentran en regiones con una “alta o extremadamente alta” tensión por el agua y más de 55% en regiones que experimentan sequía. En algunos estados como Colorado o California, la proporción de pozos en zonas con extremadamente alta tensión por el agua llegó a 97% de los pozos. En Texas, el estado con la más elevada concentración de la actividad del fracking, 52% de los pozos se encontraban en ese tipo de regiones.

A lo anterior se agrega que el desarrollo del shale gas depende en gran parte de agua subterránea, generalmente menos regulada que la de la superficie: 36% de los pozos fracturados, según el mencionado estudio, se sitúan en regiones que experimentan ya agotamiento de agua subterránea.

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RETOS AMBIENTALES Y SOCIALES, DIVIDE ACEPTACIÓN PARA UNA SEGURIDAD ENERGÉTICA

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Shale gas

en el debate

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Staff PetroSur

n estudio realizado en la Universidad de Cornell (Howarth R. W., Santoro R., 2011) concluyó que en un horizonte de 20 años, el impacto de gases de efecto invernadero (GEI) por el shale gas podría ser por lo menos 20% mayor que el del carbón. Inclusive se ha estimado que cuando se considera en conjunto la extracción, procesamiento y transporte de gas natural, y se compara con otros combustibles en términos de emisiones totales de GEI, el impacto de shale gas es mayor que el del gas convencional, el carbón y el petróleo.

Existen estudios que sostienen que la producción de shale gas no tiene grandes impactos al medio ambiente, al menos no mayores a los que entraña alguna otra actividad ya probada en la producción de hidrocarburos.

Por ejemplo, Jenner y Lamadrid (2012) opinan que en el caso de la sustitución del shale gas por el carbón, el primero genera mayores beneficios en la salud pública, la seguridad de los trabajadores, la protección ambiental, en el consumo del agua y la cantidad de tierras.

Esos autores sostienen, además que la tecnología será capaz de minimizar cada vez más los impactos de la producción del shale gas. Asimismo, productores de shale gas sostienen que el fracking disminuye la necesidad de tener grandes áreas destinadas a la extracción de gas natural. Afirman que los químicos utilizados en el proceso son benignos, las tuberías anticorrosivas y que el agua empleada se puede verter sin problemas

w Entre Polonia

que ha hecho del shale gas una prioridad nacional, y Francia que prohibió la fracturación hidráulica, las controversias no han terminado

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al medio ambiente.

Los países que disponen de recursos, han tomado diferentes posturas. Algunos, como Estados Unidos, consideran que los impactos ambientales del shale gas pueden ser minimizados con una adecuada regulación de los procesos involucrados. Otros, como Francia, han frenado la exploración y producción de shale gas, aunque en este caso y en otros que se orientan en el mismo sentido continúa el debate debido a un motivo esencial: la seguridad energética.

El debate sobre las implicaciones medio ambientales del shale gas está presente, ya sea en Estados Unidos, donde el desarrollo de la industria ha crecido fuertemente los últimos años, o en países donde se puede producir shale gas pero deben enfrentar retos medioambientales y la oposición de buena parte de la sociedad. En aquellos donde la balanza se ha inclinado a favor de la producción de shale gas, han iniciado procedimientos regulatorios en materia de medio ambiente, mientras que otros han optado por no desarrollar este tipo de recursos.

En Europa, entre Polonia, que ha hecho del shale gas una prioridad nacional, y Francia, que prohibió la fracturación hidráulica, las controversias no han terminado. En el año 2000 fueron otorgados los primeros permisos de exploración y desde entonces ha habido progresos en Polonia, Reino Unido y Dinamarca. A partir de ellos, algunos se interrogan acerca del posible surgimiento de un modelo europeo para la explotación de shale gas, una de cuyas condiciones sería lograr la aceptación de la sociedad.

En las circunstancias señaladas y diversidad de situaciones, los estudios legales y regulatorios tienen una gran importancia para prevenir y mitigar los riesgos para el ambiente. Marcos regulatorios dinámicos, flexibles e innovadores son los que más posibilidades tendrán para la gestión de los riesgos vinculados a la explotación de shale gas.

A una regulación con esas características se agregan responsabilidades legales para obligar a las empresas a que reduzcan los riesgos que entraña su actividad.

Según esos autores, en Estados Unidos muchas de las actividades relacionadas con la perforación no están reguladas o sólo lo están ligeramente; pero las empresas siempre tienen presente la amenaza de una demanda, en caso de que su actividad se traduzca en daños a personas o al medio ambiente. Regulación y responsabilidad legal no son excluyentes: pueden trabajar juntas para dar forma a patrones de comportamiento e incidir en la reducción de riesgos.

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EXTRACCIÓN DEMANDA MAYORES INVERSIONES

PERFORACIÓN DE SHALE GAS EN CUATRO PASOS Staff PetroSur

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a tecnología y el proceso de producción de shale gas son singulares y complejos cuando se les compara con los yacimientos convencionales. En términos generales el proceso puede describirse de la siguiente manera.

1.- Para extraer shale gas, el primer paso es la

evaluación de los recursos o exploración; inicia recopilando datos geológicos, geoquímicos y sísmicos existentes para analizarlos. De ser necesario se analizan investigaciones sísmicas complementarias para afinar las conclusiones, decidiendo la perforación de sondeo o el abandono de la zona sino se considera apropiada. La perforación de investigación es el único medio fiable para poder determinar la presencia de hidrocarburos y la viabilidad de su extracción.

w Tecnología

y procesos de producción singulares y complejos en comparación con yacimientos convencionales

2.- El segundo paso es la perforación, misma que se hace verticalmente hasta alcanzar la capa de gas. Dependiendo del espesor de ésta, se decide la conveniencia de perforar más pozos verticales o de hacerlo horizontalmente (en trayectorias que superan los 1 000 metros en línea horizontal) a fin de aumentar el contacto con la capa de gas.

Para minimizar el riesgo de contaminación se introduce en el pozo una tubería de acero desde la superficie hasta el final del pozo y posteriormente se inyecta cemento entre el espacio que queda entre la tubería y las paredes del pozo, de tal suerte que el pozo queda aislado de todas las rocas y acuíferos que haya atravesado. Cabe mencionar que los acuíferos se encuentran en promedio a 500 metros de profundidad, mientras que los pozos de shale gas están a 1 500 y 2 000 metros.

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3.- Asegurado el aislamiento del pozo, el tercer paso consiste en el proceso de estimulación mediante la fracturación hidráulica (fracking). Este procedimiento consiste en que una vez que la perforación ha alcanzado la capa de gas, se inyecta una mezcla de grandes cantidades de agua, arena y químicos a alta presión (98% de agua y arena y 2% de aditivos, en promedio) conocida como fluido de fracturación. Esta acción provoca pequeñas fracturas en las lutitas y libera el gas atrapado en la roca.

4.-Finalmente el cuarto paso consiste en la extracción.

Una vez que la presión del agua inyectada se reduce, el agua residual contiene fragmentos de metales pesados y radioactivos que se mezclan con los reflujos de la roca, llevándolos a la superficie con el gas extraído.

La mayor parte del reflujo de la fracturación, se transporta desde las plataformas de perforación hacia los puntos de tratamiento y eliminación. En la actualidad está presente el reto por desarrollar nuevas y más eficientes técnicas para procesar el fluido in situ a fin de reducir los costos y los impactos ambientales.

La perforación horizontal y la fracturación hidráulica han ampliado significativamente la capacidad de recuperación de plays de baja permeabilidad. Sin embargo, en estos yacimientos el factor de recuperación se sitúa entre 4 y 10%, que contrasta con 70 u 80% que alcanzan los yacimientos convencionales. En este mismo sentido, los yacimientos de shale gas presentan tasas anuales de declinación altas, del orden de 29 y 52% anual ya que con el tiempo el gas tiende a quedarse atrapado nuevamente y exige seguir repitiendo el proceso de manera regular a fin de evitar la caída acelerada de la producción. El proceso de extracción demanda entonces inversiones cada vez mayores para extraer cada vez menos producción.

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ALCANZÓ EN JUNIO DE ESTE AÑO SU PUNTO MÁS ALTO EN LA HISTORIA RECIENTE

OPEP VE EQUILIBRIO EN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ANTES DE 2017 L Staff PetroSur

a producción de petróleo de la OPEP alcanzó en junio 2016 su punto más alto en la historia reciente, debido a la recuperación parcial de la industria petrolera de Nigeria y por una mayor oferta en los países del Golfo Pérsico.

El aumento de suministros en los principales productores de Oriente Medio, excepto Irak, señala el enfoque de estos países en la participación de mercado.

Las discusiones en torno a una propuesta para congelar el bombeo fracasaron en abril y no han sido retomadas desde entonces debido a que el repunte del barril a 50 dólares reduce la urgencia por apuntalar al mercado.

Los suministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo se incrementaron a 32,82 millones de barriles por día (bpd) durante el junio 2016, desde una cifra revisada de 32,57 millones de bpd en mayo.

En un reporte mensual, la OPEP pronosticó que el mercado petrolero global alcanzará un mayor equilibrio en el segundo semestre del 2016, en momentos en que interrupciones en la actividad en Nigeria y Canadá ayudan a acelerar el desgaste de un exceso de suministros.

La OPEP dijo que su actual producción de crudo es menor que la demanda promedio pronosticada para el crudo de la OPEP en el segundo semestre del 2016. El último trimestre completo en que el grupo bombeó por debajo de la demanda de su crudo fue en 2013.

Los inventarios aún son elevados y la OPEP advirtió que aún hay un fuerte exceso global de abastecimiento.

La OPEP dijo que su producción de crudo bajó en 100.000 barriles por día (bpd) a 32,36 millones de bpd en mayo 2016.

Eso es 500.000 bpd menos que la previsión de la OPEP de la demanda promedio de su crudo en el tercer trimestre y 160.000 bpd por debajo de la prevista demanda promedio de su crudo en el segundo semestre.

La producción de crudo de la OPEP cayó en mayo 2016 desde un nivel cercano a récord, mostró un sondeo de Reuters.

w Interrupciones

en la actividad en Nigeria y Canadá ayudan a acelerar el desgaste de un exceso de suministros, dijo

32,82

millones de barriles por día (bpd) el incremento del suministro durante el junio 2016, reportó la OPEP.

100 mil

barriles por día (bpd) a 32,36 millones de bpd en mayo 2016, la baja de producción de crudo.

500 mil

bpd menos que la previsión de la OPEP de la demanda promedio de su crudo en el tercer trimestre.

160 mil

bpd por debajo de la prevista demanda promedio de su crudo en el segundo semestre.

Interrupciones en Canadá y Nigeria -entre otroscontrarrestaron el incremento de suministros en Irán y en miembros del Golfo Pérsico.

Un aumento del suministro de Arabia Saudita, además del de Irán, sugiere que los mayores productores del grupo siguen concentrados en su participación de mercado.

El sondeo mostró que la producción de la OPEP cayó 120.000 bpd en mayo 2016.

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EL REPORTE

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CONFERENCISTAS Y LA IP TIENEN HASTA EL 30 DE SEPTIEMBRE PARA ENVIAR MATERIAL A ATCOMEDIA

En preparativos

PECOM 2017 w Confirmadas hasta el momento 45

empresas del evento que se efectuará del 28 al 30 de marzo en Villahermosa, Tabasco; se espera instalación del pabellón de los Países Bajos

P

Staff PetroSur

ecom se ha comprometido en seguir siendo la plataforma global para las empresas locales, nacionales e internacionales que presentan sus productos y servicios, y a sus 22 años de trabajar en Tabasco, seguirá brindando a las empresas una oportunidad en inmiscuirse dentro del universo cambiante de la energía y petróleo.

“Somos la punta de lanza, por el número de años trabajando en el estado, seguimos contando con la participación de cada uno de los expositores, preocupándonos con su percepción al mundo cambiante del sector”, aseguró Fabián Ojeda, de Atcomedia en el sureste.

Evento a efectuarse del 28 al 30 de marzo del 2017, inicia con 45 empresas confirmadas hasta el momento, las cuales siguen en la confianza por los buenos resultados en la edición del mes abril. Además con la posible confirmación de la asistencia del pabellón de Países Bajos; los cuales en la pasada edición obtuvieron una representación significativa con información y funcionamiento del evento.

Dijo “Nos encontramos en el periodo de análisis de las conferencias, mediante la convocatoria que vence el próximo 30 de septiembre. Donde toda aquella empresa o persona que tenga el interés de poder participar como una voz más dentro los panelistas, talleres o conferencias puede enviar su material a Atcomedia, y posteriormente deslizarse en el proceso de revisión y ser invitados a la próxima edición”.

Considera en promedio la participación de 250 empresas para la edición 23 que van a representar energía y petróleo, y en la espera de la aceptación de la Nave 3 del parque Tabasco para poder realizar fuera de esta exhibición de maquinarias.

“Toda empresa o persona con el interés de poder participar como panelista, en talleres o conferencias puede enviar su material a Atcomedia”.

Fabián Ojeda, representante de Atcomedia en el sureste.

afluencia de visitantes fue muy considerable, que no fue la misma que el año 2015, pero que la calidad no bajo, sino al contrario la asistencia de personas que tienen la decisión de comprar o contratar fue la que se mantuvo durante la exposición” Consideró que “este año no se contó con la presencia de los estudiantes, ya que la cuestión de la materia de petróleo y energía va cambiando, debido a la crisis las empresas del sector están pasando por un mal momento y dado a esto se notó la ausencia de los estudiantes pero no con esto descartamos que más adelante se pueda hacer convenios o tratos con universidades” Por ello PECOM 2017, es la sede ideal para relacionarse con los líderes dentro de la creciente y cambiante industria energética de México, brindándole a su empresa la oportunidad de generar alianzas estratégicas para un mayor crecimiento frente al mercado global.

CAMBIOS EN EL SECTOR “Todos los días en materia de energía y petróleo existen cambios, lo importante de esta pasada edición fue el “cuarto de datos”, donde todos los asistentes tuvieron información relevante y de mayor importancia para poder participar en las nuevas etapas” Sin duda, nos entramos con la respuesta que “la

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