Petroleras

El consorcio de la compañía British Petroleum y China National Petroleum Co es el principal candidato para comprar los activos energéticos de Devon Energy Corp.

Informa The Wall Street Journal que BP-PCL se quedarían por unos U$S 5.000 millones con los activos de la empresa estadounidense en gas y crudo. La operación le permitiría al consorcio británico-chino acceder a la región petrolera en las proximidades de la costa brasileña, afirman fuentes cercanas a la operación, agrega el Journal

La BP ya es el mayor productor del Golfo de México, con una capacidad de producción de unos 500.000 barriles diarios y en 2009 descubrió un yacimiento petrolero de grandes dimensiones, Tiber, después de perforar el pozo más hondo del mundo, a unos 10.700 metros de profundidad, señala el reporte del Journal.

Pero la petrolera británica, sin embargo, no tiene presencia en la producción offshore en Brasil, país que ha producido algunos de los principales descubrimientos de crudo de las últimas décadas, algo que cambiaría ahora.

Fuente: Publimetro.cl

En el mar del Norte, entre Gran Bretaña, Noruega y Holanda, se acumulan casi 1.000 plataformas desde las que se extrae gas o petróleo del subsuelo marino. Suele haber pocos incidentes, porque no están expuestas a riesgos extremos: la gran mayoría se apoya en un fondo a menos de 55 metros de profundidad. En el golfo de México hay menos plataformas, pero las perforaciones son extremas por la gran hondura que alcanzan. El riesgo de accidente en esas instalaciones se multiplica, tal como se ha visto en el desastre de la Deepwater Horizon, cuya rotura se produjo a ras del lecho del mar, a 1.500 metros de profundidad. Y de ahí al yacimiento, llamado Macondo, hay otros 5.500 metros bajo el suelo marino.

Hace tan solo 10 años, era impensable alcanzar esas profundidades en busca del oro negro. Pero ahora el sector ya está yendo más allá. El pasado 31 de marzo, Shell comenzó a sacar el primer petróleo del yacimiento Perdido, en el golfo de México, con la boca de extracción a casi 2.400 metros. A esa profundidad la presión del agua aplastaría a un submarino normal, la temperatura es de tres o cuatro grados, no llega ni el más mínimo destello de luz.

Todo eso aumenta las dificultades. Sucede que ya no hay petróleo fácil; todos los yacimientos sencillos ya están descubiertos. En Estados Unidos las exploraciones en tierra están en declive desde los años 70 y, de las marinas, las más cercanas a la costa y menos profundas se están agotando. Así que las petroleras se arriesgan e invierten en busca de tesoros en zonas cada vez más peligrosas. British Petroleum (BP) pagó 29 millones de euros por la licencia para poder explorar la zona Macondo y abonaba cada día entre 200.000 y 300.000 euros de leasing a la propietaria de la Deepwater Horizon, Transocean, que posee en estos momentos otras 39 plataformas que exploran a grandes profundidades.

A medida que se desarrollan grandes campos petroleros y se planifican refinerías y un oleoducto hasta la costa, se prevé que grandes cantidades de petrodólares comenzarán a llegar en breve a Uganda. Pero la falta de transparencia económica y la administración de las finanzas públicas plantea problemas ante la posible “maldición del petróleo” en Uganda.

Uganda ya ha comenzado a extraer petróleo, aunque a una escala muy reducida. Pero aparte de eso, no hay nada a pequeña escala en la nueva era del petróleo que acaba de comenzar en Uganda.

Las compañías petroleras hablan ya de algunos de los mayores yacimientos de petróleo hallados en África, situados alrededor del lago Albert, en Uganda. El potencial de los yacimientos de petróleo de Uganda destaca por el interés que despierta en algunas de las compañías petroleras más importantes del mundo. Exxon Mobil (EEUU), Total (Francia), ENI (Italia) y la Compañía Nacional de Petróleo de China, todas quieren formar parte de este desarrollo.

Las grandes inversiones en las infraestructuras de Uganda ya se han realizado o están previstas. Dentro de algunos años, varias refinerías y un gran oleoducto desde Uganda a los puertos en la costa de Kenia estarán alimentados por los campos de petróleo. Y ya se han firmado acuerdos valorados en varios miles de millones de dólares.

Pero existen grandes preocupaciones. La mayor preocupación es que Uganda y sus limitaciones financieras no están preparadas para convertirse en una economía petrolera. En concreto, crece el temor de que Uganda pueda seguir el camino de Nigeria en la denominada “maldición del petróleo”, alimentando la corrupción y el abuso de poder, en lugar de financiar el desarrollo del país.

El Parlamento en Kampala comparte estas preocupaciones, o al menos así lo hace la minoría de oposición. Los diputados han exigido transparencia y la posibilidad de estudiar los numerosos contratos ya firmados con distintas empresas petroleras internacionales.

Fuente: Afrol

Una resolución de la secretaría de Energía de la Nación obliga a las concesionarias a utilizar sistemas de telemedición digital en sus yacimientos para cuantificar la extracción. Ya hay contactos con las empresas para definir dónde se instalarán los puntos de medición. En un año el sistema estará en funcionamiento.
Las empresas petroleras deberán informar su producción en tiempo real mediante la instalación en los yacimientos de nuevos sistemas de telemedición digital de manera de cuantificar la extracción de crudo y gas. La decisión, adoptada mediante la resolución 318 de la secretaría de Energía de la Nación, se originó a raíz de un pedido de las provincias integrantes de la Ofephi (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos).

Los datos de producción de los pozos serán transmitidos en forma inmediata a la cartera energética nacional en Buenos Aires y a las provincias productoras, que son respectivamente la autoridad de aplicación y las propietarias de los recursos. Según informó Héctor Mendiberri, subsecretario de Hidrocarburos, Energía y Minería, hay un plazo de un año para la puesta en marcha del sistema mientras que, en la etapa actual, se comenzó a definir con las empresas dónde se instalarán los puntos de medición en los yacimientos.

Mendiberri dijo que la resolución será aplicada con “gradualidad”, desde los puntos más importantes a los menos importantes”. El criterio es “ir de aguas abajo hacia aguas arriba”, esto es, no ubicar los puntos en los pozos sino en las piletas de tratamiento, “de donde el crudo sale con poca agua o prácticamente sin ella”. Por el contrario, en boca de pozo, la proporción de agua es mayor y resulta más difícil medir con precisión, indicó el funcionario.