NOTICIAS DE HIDROCARBUROS NOVIEMBRE 2017
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
Ingenieros Químicos (UNI-Perú) M.S.in ChE (University of Wisconsin Madison y University of Illinois at Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.co
INTRODUCCION
Sea esta una oportunidad para agradecer a los lectores de la página web www.ssecoconsulting.com ya que durante el último año diciembre 2016 noviembre 2017 hemos recibido un poco más de 100,000 visitas, tal como se muestra.
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Las estadísticas al 25-11-17 son
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Las visitas ya llegaron a 100 mil el último año. Esta página web no persigue ningún fin utilitario, nació como una forma de permanecer comunicados con nuestros antiguos ex alumnos y con colegas y amigos de las diversas instituciones, universidades y empresas en las que hemos laborado.
Muchas gracias por su constante lectoría.
UNA MIRADA EN PARALELO A NOTIICIAS DEL UPSTREAM DE PERU Y BOLIVIA EN NOVIEMBRE DEL 2017.
EN BOLIVIA BUENAS NOTICIAS
Muchas gracias por su constante lectoría.
UNA MIRADA EN PARALELO A NOTIICIAS DEL UPSTREAM DE PERU Y BOLIVIA EN NOVIEMBRE DEL 2017.
EN BOLIVIA BUENAS NOTICIAS
El 21 de noviembre 2017 la Agencia Reuters informaba (Ver https://es.reuters.com/article/businessNews/idESKBN1DM0JD-OESBS ) que el Gobierno de Bolivia había firmado acuerdos de exploración y producción de gas natural con la española Repsol, la brasileña Petrobras, Royal Dutch Shell y Pan American Energy, que se esperaba (según mencionó el Presidente Evo Morales) trajeran cerca de 1.600 millones de dólares en inversión al sector.
Para la firma de los Acuerdos hubo una cumbre en Santa Cruz, Bolivia, el 21 de noviembre de 2017 donde estuvo el presidente Evo Morales y el presidente de Repsol, Antonio Bufrau.
Reuters informó que los acuerdos cubren bloques en las áreas de gas Iñiguazú, San Telmo Norte y Astillero.
Repsol, Shell y Pan American Energy participarán en el consorcio Iñiguazú, mientras que Petrobras será socio en los otros dos. Varias filiales de la estatal boliviana YPFB participarán en todos los proyectos.
Reuters también informó que “el presidente de Repsol, Antonio Brufau, dijo en la ceremonia que espera que el proyecto de Iñiguazú sea exitoso. “Como existe una infraestructura (cerca de Iñiguazú), si la fase de exploración tiene éxito, podremos suministrar gas al mercado muy rápido”, refirió”.
Repsol, Shell, Pan American y YPFB extendieron el año pasado un contrato anterior para producir gas en los campos de Caipipendi por 15 años más hasta el 2046, lo que implica una inversión de 980 millones de dólares. Los bloques producen unos 8,6 millones de metros cúbicos por día de gas.
Por su parte el medio la Razón Digital de Bolivia informó (ver http://www.la-razon.com/economia/Gas-Bolivia-firma-Repsol-Petrobras-exploracion-3-areas-20-000MM-renta_0_2823917648.html ) en un titular que “Bolivia firma tres contratos exploratorios con Repsol y Petrobras en pos de US$ 20.000 MM de renta.”
La Razón Digital informó que “Iñiguazu fue concedido a Repsol, mientras que San Telmo Norte y Astillero a la brasileña Petrobras. De ser exitosos los proyectos gasíferos, el Gobierno calcula que la renta petrolera estará "sobre $us 20.000 millones" y prevén sumar hasta 6 TCF.”
Se transcribe la nota del medio digital del 21-11-17.
“Bolivia firmó este martes tres contratos con los consorcios liderados por la empresa española Repsol y la brasileña Petrobras para la exploración y explotación de tres áreas en el sur del país mediante las cuales se garantizó una inversión de US$ 1.582 millones en pos de conseguir una renta petrolera de $us 20.000 millones.
Las áreas Iñiguazu, San Telmo Norte y Astillero ubicadas en Tarija fueron concedidas a las trasnacionales que también tienen como socios a las subsidiarias de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Chaco y Andina.
“Quiero decirle al pueblo boliviano, la firma de esos tres contratos de exploración y explotación se estima una inversión de $us 1.582 millones y una renta petrolera que va estar sobre US$ 20.000 millones, una producción de 20 mmcd”, sostuvo el mandatario, quien además garantizó “contratos transparentes” para el beneficio del Estado Boliviano y las transnacionales.
El consorcio liderado por Repsol y del que forman parte Shell y PAE, además de YPFB Andina y YPFB Chaco se harán cargo de Iñiguazu.
Gobierno asegura que actuales reservas de gas garantizan provisión más allá de 2032.
En esta área se estima, dijo Morales, una inversión de US$ 900 millones y una producción de 6.5 millones de metros cúbicos por día (mmcd). Se prevé sumar a las reservas de gas boliviano que hasta 2009 la empresa Ryder Scott cifró en 9.94 trillones de pies cúbicos (TCF), unos 3 TCF “Somos optimistas que además la renta petrolera estará sobre US$ 6.000 millones”, sostuvo.
Para el presidente de Repsol, Antonio Brufau, la, idea de incorporar a las subsidiarias de YPFB es una señal de éxito seguro. “Con un poquito de suerte y si la geología no nos engaña, pues podremos replicar un proyecto como el de Caipipendi (donde está el campo Margarita-Huacaya) que tantos éxitos ha aportado a este país”, sostuvo.
Para este caso, Morales garantizó además la protocolización de los contratos “hasta el 31 de diciembre” próximo. “Hasta el 31 de diciembre todos los contratos están resueltos con Repsol. Saben aquí los bolivianos que Evo cumple y esperamos que Repsol cumpla con el país”, matizó….
Asimismo, YPFB firmó compromisos de inversión de exploración y explotación del área de San Telmo Norte y Astillero con Petrobras Bolivia y su subsidiaria YPFB Chaco.
Según Morales, para el primero que se ubica en la provincia O’Connor de Tarija se estima una inversión de unos US$ 200 millones para una posible producción hasta 2020 o 2021 de 10 mmcd. Esta área aportará entre 1 y 2 TFC y se calcula una renta petrolera de US$ 7.000 millones.
Para Astillero, en el Chaco tarijeño, se proyecta una inversión de US$ 489 millones y se estima una producción de 4.6 mmcd hasta 2020. De ser exitoso el proyecto, sumará 1 TCF y una renta petrolera de más de US$ 6.000 millones…”
Para la firma de los Acuerdos hubo una cumbre en Santa Cruz, Bolivia, el 21 de noviembre de 2017 donde estuvo el presidente Evo Morales y el presidente de Repsol, Antonio Bufrau.
Reuters informó que los acuerdos cubren bloques en las áreas de gas Iñiguazú, San Telmo Norte y Astillero.
Repsol, Shell y Pan American Energy participarán en el consorcio Iñiguazú, mientras que Petrobras será socio en los otros dos. Varias filiales de la estatal boliviana YPFB participarán en todos los proyectos.
Reuters también informó que “el presidente de Repsol, Antonio Brufau, dijo en la ceremonia que espera que el proyecto de Iñiguazú sea exitoso. “Como existe una infraestructura (cerca de Iñiguazú), si la fase de exploración tiene éxito, podremos suministrar gas al mercado muy rápido”, refirió”.
Repsol, Shell, Pan American y YPFB extendieron el año pasado un contrato anterior para producir gas en los campos de Caipipendi por 15 años más hasta el 2046, lo que implica una inversión de 980 millones de dólares. Los bloques producen unos 8,6 millones de metros cúbicos por día de gas.
Por su parte el medio la Razón Digital de Bolivia informó (ver http://www.la-razon.com/economia/Gas-Bolivia-firma-Repsol-Petrobras-exploracion-3-areas-20-000MM-renta_0_2823917648.html ) en un titular que “Bolivia firma tres contratos exploratorios con Repsol y Petrobras en pos de US$ 20.000 MM de renta.”
La Razón Digital informó que “Iñiguazu fue concedido a Repsol, mientras que San Telmo Norte y Astillero a la brasileña Petrobras. De ser exitosos los proyectos gasíferos, el Gobierno calcula que la renta petrolera estará "sobre $us 20.000 millones" y prevén sumar hasta 6 TCF.”
Se transcribe la nota del medio digital del 21-11-17.
“Bolivia firmó este martes tres contratos con los consorcios liderados por la empresa española Repsol y la brasileña Petrobras para la exploración y explotación de tres áreas en el sur del país mediante las cuales se garantizó una inversión de US$ 1.582 millones en pos de conseguir una renta petrolera de $us 20.000 millones.
Las áreas Iñiguazu, San Telmo Norte y Astillero ubicadas en Tarija fueron concedidas a las trasnacionales que también tienen como socios a las subsidiarias de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Chaco y Andina.
“Quiero decirle al pueblo boliviano, la firma de esos tres contratos de exploración y explotación se estima una inversión de $us 1.582 millones y una renta petrolera que va estar sobre US$ 20.000 millones, una producción de 20 mmcd”, sostuvo el mandatario, quien además garantizó “contratos transparentes” para el beneficio del Estado Boliviano y las transnacionales.
El consorcio liderado por Repsol y del que forman parte Shell y PAE, además de YPFB Andina y YPFB Chaco se harán cargo de Iñiguazu.
Gobierno asegura que actuales reservas de gas garantizan provisión más allá de 2032.
En esta área se estima, dijo Morales, una inversión de US$ 900 millones y una producción de 6.5 millones de metros cúbicos por día (mmcd). Se prevé sumar a las reservas de gas boliviano que hasta 2009 la empresa Ryder Scott cifró en 9.94 trillones de pies cúbicos (TCF), unos 3 TCF “Somos optimistas que además la renta petrolera estará sobre US$ 6.000 millones”, sostuvo.
Para el presidente de Repsol, Antonio Brufau, la, idea de incorporar a las subsidiarias de YPFB es una señal de éxito seguro. “Con un poquito de suerte y si la geología no nos engaña, pues podremos replicar un proyecto como el de Caipipendi (donde está el campo Margarita-Huacaya) que tantos éxitos ha aportado a este país”, sostuvo.
Para este caso, Morales garantizó además la protocolización de los contratos “hasta el 31 de diciembre” próximo. “Hasta el 31 de diciembre todos los contratos están resueltos con Repsol. Saben aquí los bolivianos que Evo cumple y esperamos que Repsol cumpla con el país”, matizó….
Asimismo, YPFB firmó compromisos de inversión de exploración y explotación del área de San Telmo Norte y Astillero con Petrobras Bolivia y su subsidiaria YPFB Chaco.
Según Morales, para el primero que se ubica en la provincia O’Connor de Tarija se estima una inversión de unos US$ 200 millones para una posible producción hasta 2020 o 2021 de 10 mmcd. Esta área aportará entre 1 y 2 TFC y se calcula una renta petrolera de US$ 7.000 millones.
Para Astillero, en el Chaco tarijeño, se proyecta una inversión de US$ 489 millones y se estima una producción de 4.6 mmcd hasta 2020. De ser exitoso el proyecto, sumará 1 TCF y una renta petrolera de más de US$ 6.000 millones…”
MIENTRAS TANTO EN PERU UNA NOTICIA QUE NO ES BUENA
Gran Tierra Energy Perú es una unidad de la compañía canadiense de petróleo y gas Gran Tierra Energy. En Perú, la empresa tiene participaciones en cinco bloques, que están sujetos a un acuerdo de licencia con Perupetro. En la cuenca Marañón, Gran Tierra Perú es propietario y operador de los bloques 95, 123, y 129, mientras que en la cuenca Ucayali posee los bloques 107 y 103.
En el año 2014, el diario Gestión de Lima informaba (ver https://gestion.pe/economia/empresas/gran-tierra-halla-petroleo-campo-bretana-lote-95-2030) que Gran Tierra Energy había confirmado la existencia de reservas significativas de petróleo en el campo Bretaña del Lote 95, ubicado en la provincia de Requena (Loreto), en base a los resultados de una evaluación independiente calificada de reservas de la compañía en el Perú, efectiva al 31 diciembre del 2013, y que estuvo a cargo de GLJ Petroleum Consultants Ltd.
Según Gestión “La empresa reportó que el campo de Bretaña tiene 61.5 millones de barriles de petróleo de reservas probadas y probables (2P), y 113.9 millones de barriles de petróleo de reservas probadas, probables y posibles (3P).
"En base a las reservas 2P y 3P, las reservas del campo Bretaña casi duplican el total de las reservas 2P y 3P de la empresa al cierre del ejercicio 2012", dijo del presidente de la petrolera canadiense, Dana Coffield.
Gran Tierra Energy tiene previsto iniciar la perforación de un pozo inyector de agua en el primer trimestre del 2014 y comenzar las perforaciones de evaluación del pozo Bretaña Sur en la parte sur del campo en el cuarto trimestre.
Prevé comenzar en setiembre la producción de Prueba de Largo Plazo (LTT) del pozo Bretaña–1ST a un ritmo de aproximadamente 2,500 barriles de petróleo por día…..
El plan preliminar de desarrollo completo del campo Bretaña, basado en un estudio preliminar de una empresa independiente, en un estudio de ingeniería completo y de diseño, y estimaciones internas, contempla US$ 1,090 millones en inversión. Este gasto de capital se asocia con el desarrollo de las reservas 2P en los próximos 11 años, con una inversión anual máxima de unos US$ 250 millones esperados para el 2020.
Se espera que la primera producción de LTT empiece en setiembre próximo, y la siguiente fase de producción comenzaría en el 2017 con alrededor de 6,000 barriles de petróleo por día.
Se espera que la producción plena se inicie aproximadamente en el 2021 y continúe durante unos dos a cuatro años con entre 20,000 y 40,000 barriles de petróleo por día, dependiendo de la definición última del tamaño de las reservas recuperables y de las características de rendimiento del yacimiento….
La producción de prueba de largo plazo en el campo Bretaña se iniciaría a partir de setiembre del 2014…..”
Como suele ocurrir en el Perú nada de lo informado ocurrió y en febrero del 2015 Gran Tierra Energy informó (Ver Gestión https://gestion.pe/economia/empresas/gran-tierra-energy-ajustara-baja-reservas-peru-151897) que las reservas de la compañía en el Perú serían ajustadas a la baja después de los negativos resultados de los pozos luego de fin del año 2015.
Finalmente, solo dos semanas antes que Bolivia celebre nuevos contratos de exploración el diario Gestión informó que Gran Tierra Energy se retiraba del Perú.
mala noticia fue el anuncio del retiro de la empresa Gran Tierra del Perú (https://gestion.pe/economia/empresas/petrolera-gran-tierra-anuncia-acuerdo-vender-subsidiaria-peru-1-150062 y edición impresa del diario Gestión del 10 de noviembre 2017)
El diario Gestión informó el 09 de noviembre que Gran Tierra Energy había anunciado que a través de su subsidiaria, Gran Tierra Energy International Holdings (GTEIH), había firmado un contrato de compra de acciones con PetroTal Ltd. y Sterling Resources Ltd. para la venta de su filial en Perú.
“Según el acuerdo, Gran Tierra había acordado vender todas las acciones emitidas y en circulación de su subsidiaria de propiedad absoluta, Gran Tierra Energy International Perú Holdings BV (GTEIPH).
Bajo las condiciones del pacto, PetroTal completará una adquisición inversa de Sterling, Sterling y PetroTal se fusionarán, y la gerencia y junta directiva de Sterling serán reconstituidas.
En el 2015, el explorador de petróleo con sede en Calgary dijo que podría vender o buscar negocios conjuntos para sus activos en Perú y Brasil para así garantizar que el capital se concentre en Colombia”.
Gestión también confirmó el 10 de noviembre que Gran Tierra Energy había llegado a un acuerdo con las compañías PetroTal Ltd y Sterling Resources Ltd. Para la compraventa del total de las acciones de la subsidiaria Gran Tierra Energy International Peru Holdings B.V., que es la empresa que tenía activos de hidrocarburos en la selva peruana: el 100% de participación en el lote 95, ubicado en Loreto, entre un 80% a 100% de participación en el lote 107 y el 100% del lote 133, ambos localizados en la cuenca del Ucayali.
Gestión informó que el plan de negocios del comprador estaría enfocado en el desarrollo del yacimiento Bretaña (Loreto).
Evidentemente esta no es una buena noticia para el sector del Upstream de hidrocarburos en el Perú.
JS/JS
El diario Gestión informó el 09 de noviembre que Gran Tierra Energy había anunciado que a través de su subsidiaria, Gran Tierra Energy International Holdings (GTEIH), había firmado un contrato de compra de acciones con PetroTal Ltd. y Sterling Resources Ltd. para la venta de su filial en Perú.
“Según el acuerdo, Gran Tierra había acordado vender todas las acciones emitidas y en circulación de su subsidiaria de propiedad absoluta, Gran Tierra Energy International Perú Holdings BV (GTEIPH).
Bajo las condiciones del pacto, PetroTal completará una adquisición inversa de Sterling, Sterling y PetroTal se fusionarán, y la gerencia y junta directiva de Sterling serán reconstituidas.
En el 2015, el explorador de petróleo con sede en Calgary dijo que podría vender o buscar negocios conjuntos para sus activos en Perú y Brasil para así garantizar que el capital se concentre en Colombia”.
Gestión también confirmó el 10 de noviembre que Gran Tierra Energy había llegado a un acuerdo con las compañías PetroTal Ltd y Sterling Resources Ltd. Para la compraventa del total de las acciones de la subsidiaria Gran Tierra Energy International Peru Holdings B.V., que es la empresa que tenía activos de hidrocarburos en la selva peruana: el 100% de participación en el lote 95, ubicado en Loreto, entre un 80% a 100% de participación en el lote 107 y el 100% del lote 133, ambos localizados en la cuenca del Ucayali.
Gestión informó que el plan de negocios del comprador estaría enfocado en el desarrollo del yacimiento Bretaña (Loreto).
Evidentemente esta no es una buena noticia para el sector del Upstream de hidrocarburos en el Perú.
JS/JS