Petroleum Industry Review June 2017 issue by Energy Industry Review

SUMMARY

news

p. 9

7 8 9 10 11 12 13

TAP celebrates first year of construction EC to investigate Romania gas exports MOL Romania to invest over EUR 2.3 mln in LPG terminal Baker Hughes-GE megadeal receives EC approval MacGregor develops deepwater fibre-rope crane Schlumberger signs Mou with Saudi Aramco Gazprom starts construction of TurkStream gas pipeline’s offshore section

interview

p. 14

p. 20

p. 32

Alexandru Vidu, CEO Bureau Veritas Romania, on the importance of testing, inspection and certification

point of view

20 22

Oil, trends and the ‘market whisperers’ The new anti-corruption standard or how to combat bribery

oil & gas

24 Global oil and gas industry in the first quarter of 2017 30 June’s reading: Prosperity postponed 32 90 years since the construction of Europe’s first natural gas compression station 34 Serinus Energy and Confind inked the EPCC contract 36 Onshore natural gas discovery assessed at USD 4 billion 38 ACER still finds contractual congestion in the EU Gas Transmission Network 40 Statoil to become global digital leader by 2020 42 EBRD and Expert Petroleum join forces 44 Petroleum-Gas University to cooperate with Baku Higher Oil School

p. 46

focus 46

SEE Upstream Annual Conference & Exhibition 2017: Offshore & Onshore Technology in the Black Sea region www.petroleumreview.ro

SUMAR

știri

pag. 61

58 59 60 61

Licitații de aproape un miliard de dolari pentru perimetrul Neptun din Marea Neagră MOL România investește peste 2,3 milioane de euro într-un terminal GPL Acorduri de cooperare între UPG și BHOS Rezultatele din primul trimestru confirmă profitabilitatea Romgaz

interviu pag. 62

pag. 72

pag. 74

pag. 90

Alexandru Vidu, CEO Bureau Veritas România, despre importanța testării, inspecțiilor și certificării

opinie 68 70 72

Noi presiuni pe piața petrolului Noul standard anticorupție sau cum combatem mita Logică economică și geopolitică

petrol și gaze

74 76 78 80 86

Reţeaua Sigma Network de la Kaeser 90 de ani de la construcția primei stații de comprimare a gazelor naturale din Europa România continuă programele de explorare: rezerve onshore de gaze evaluate la 4 miliarde de dolari Industria globală de petrol și gaze în primul trimestru din 2017 Confind execută proiecte EPCC „la cheie” la standarde europene

focus 90

SEE Upstream Annual Conference & Exhibition 2017: Offshore & Onshore Technology in the Black Sea region 5

EDITORIAL

Who threatens OPEC and the oil price by Laurenţiu Roşoiu

here are one few clues that can still convince investors that OPEC is still the player setting the oil price direction. The evolution of the US oil and gas industry is not at all one of them! On the contrary, it is among the signs showing that the global balance of power on this market has changed, and the United States is a more active and, seemingly, a more important player than all the other oil and gas producers combined. This happens despite the fact that, given the size of the deposits, the balance is unfavourable to the Americans. Without claiming to lead the game on the world oil market, through industry dynamics, through its flexibility and its unequalled innovation and adaptation capability, the United States tangles the dealings between the ‘heavy’ players; this happens not due to the existence of thousands of billions of barrels of oil in deposits, but to the fact that the industry, through the spectacular development of hydraulic fracturing technology and the exploitation of alternative resources, has delivered the US, in the last decade, the characteristics of a ‘swing producer’; namely the ability to quickly and naturally bring a significant plus of production on the market at times when oil prices rise and the ability to stop production and preserve resources when they are low. We are actually talking about a continuous restructuring process of the American shale industry (through bankruptcies, asset, people and technology transfer) which, on the whole, gives that exact result: higher production when prices increase and lower production when prices fall! A very important feature of this process, and which has the capability of influencing the market over long-term, is that every new production surge and every ‘mini-crisis’ of the industry (due to falling prices - bankruptcies and

restructurings) brings, on the background of continuous technological advances, an increase in productivity and efficiency. This leads to the constant decrease of the breakeven thresholds of this type of exploitation. According to statistics published in early 2017 by Rystad Energy - one of the world’s leading independent oil and gas industry independent consultants, during 20132017, the profitability thresholds for shale exploitations have fallen from an average from about USD 80 to about USD 35 - the downward trend is recorded across all major blocks in the US. This is, therefore, one of America’s greatest strengths in the dispute with the world’s largest oil producers, very likely to become a perpetual ‘cap’ for oil price hike and, through the latest developments, a likely explanation for the markets negative reaction to the OPEC agreement at the end of May 2017. Thus, at the end of the first three months of 2017, in four of the largest areas of shale exploitation in the USA (EFS, Bakken, Permian and Niobrara), the number of horizontal drilling wells was of 335, by 100% more than the low level recorded in May 2016 - according to the same Rystad Energy statistics. At the same time, according to another study completed by PricewaterhouseCoopers, of the USD 73 billion - the value of mergers and acquisitions by US companies in Q1 2017 (by 160% more than a year ago), about USD 24.6 billion were transactions involving shale deposits exploitations; these figures, but not only, show that the shale industry is on a growing cycle, with higher likelihood of continuing to increase the output in the near future. These are the issues that have made investors consider as insufficient the production capping recently agreed by OPEC, which will reduce the chances of spectacular price increases, almost regardless of the coordinates set by any similar decisions in the future. 3

news

TAP CELEBRATES FIRST YEAR OF CONSTRUCTION

Connect on Google+

PetroleumreviewRomania

Join us on Linkedin Petroleum Review

Managing Editor: Lavinia Iancu lavinia.iancu@petroleumreview.ro Senior Editor: Laurențiu Roșoiu Contributors: Adrian Stoica; Victor Lupu; Dumitru Chisăliță; Vlad-Adrian Iancu; Ioan-Corneliu Dinu Art Director: Justin Iancu justin.iancu@petroleumreview.ro © tap-ag.com

Marketing Manager: Marius Vlădăreanu marius.vladareanu@petroleumreview.ro Sales Manager: Valentin Matei valentin.matei@petroleumreview.ro

n May 17th, the Trans Adriatic Pipeline (TAP) has celebrated one year since construction started on the project. Contractors had cleared approximately 49 per cent the route in Greece and Albania, with more than 22 per cent welded steel pipes already in the ground, and approximately 69 per cent of the total 55,000 pipes had been delivered. More than 5,200 people – 85 per cent of which are local hires – have been employed by TAP in the host countries. Another 70 additional projects, valued at approximately EUR 15 million (USD 78 million), are due commence in the upcoming months, making the total investment in Greece, Albania, and Italy more than EUR 55 million (USD 61 million). “We are pleased with our performance.

In terms of overall project progress, we are approximately 41 per cent complete, including all engineering, procurement and construction scope,” TAP’s Managing Director Ian Bradshaw stated. “We are on track to deliver first gas from Shah Deniz II in 2020, becoming an active part of the European energy network, enabling more competitive and secure energy to reach homes and businesses,” he added. “A project of this scale and magnitude will face daily challenges, however, we are well positioned to address and manage them by working closely with our teams, our supply network, and alongside communities,” Ian Bradshaw also mentioned. By this time next year, TAP expects to have completed the clearing and grading of the route across Greece and Albania, and have approximately 67 per cent of the pipeline in the ground.

Scientific Board: President: Prof. Niculae Napoleon Antonescu PhD Members: Prof. Lazar Avram PhD; Assoc. Prof. Marius Stan; Prof. Ionut Purica PhD; Alexandru Pătruți PhD

ISSN 2065 - 0396 PUBLISHER: INDUSTRY MEDIA VECTOR 38 Dragoș Vodă St., Apt. 1, Bucharest 020747, RO 41 Costache Negruzzi St., Ploiești 100147, RO Phone: +40 (0)344-143.530; E-mail: office@petroleumreview.ro © Material in Petroleum Industry Review may not be reproduced in any form without the written consent of the Industry Media Vector. All rights reserved. All other editorial items are the copyright property of Industry Media Vector.

Subscription Petroleum Industry Review subscription rates: Annual subscription - 10 print issues per year RON 200 (EUR 45) shipping included - ROMANIA only 7 EUR 180 - EUROPEAN UNION shipping included

news

EC TO INVESTIGATE ROMANIA GAS EXPORTS

he European Commission (EC) has opened a formal investigation to assess whether Romania’s gas transmission system operator Transgaz has been hindering gas exports from Romania to other EU Member States. The Commission will investigate whether Transgaz has abused a dominant market position in breach of EU rules. “The Commission is determined to ensure that consumers throughout the EU enjoy secure energy supplies at affordable prices. An integrated and competitive single European energy market is essential in this regard. We therefore need to investigate whether Transgaz has been abusing its dominant position by isolating the Romanian gas market and preventing its integration into the European gas network,” Commissioner Margrethe Vestager, in charge of competition policy, stated.

Romania is the third largest natural gas producer in the European Union (after the Netherlands and the United Kingdom) and has important gas reserves, including newly discovered natural gas fields in the Black Sea. Transgaz is the sole operator of the natural gas transmission system in Romania. The Commission’s antitrust investigation will focus on indications that Transgaz has devised a strategy to restrict gas exports from Romania to other Member States. This strategy may have been implemented in several ways including through the use of: interconnector transmission fees; underinvestment or delays in the building of relevant infrastructure, and un-founded technical arguments as a pretext to prevent or justify delays in exports. According to EC, Transgaz’s behaviour, if established,

may be in breach of the EU’s antitrust rules (Article 102 of the Treaty on the Functioning of the European Union) and constitute a restriction of competition and lead to a limitation in the choice of supply route. This could lead to higher prices and less secure supplies of natural gas by decreasing liquidity on wholesale gas markets in Romania. The behaviour could ultimately harm EU consumers and run counter to the Energy Union objectives of greater integration and increased security of supply in European energy markets. The opening of the formal investigation follows inspections carried out in June 2016 in Romania. The Commission will now carry out its in-depth investigation as a matter of priority. An opening of a formal investigation does not prejudge its outcome.

OMV PETROM DOUBLES PROFIT IN Q1 2017

MV Petrom posted a net profit of RON 619 million (EUR 136 million) in the first quarter of this year, up 113% compared to the same period of 2016. The group’s sales went up by 27%, to RON 4.65 billion (EUR 1.02 billion), boosted by higher international oil prices and higher local demand for fuel. “In Q1/17, we were able to convert improved market fundamentals into a solid operational and financial performance. We recorded a substantially 8

improved operating cash flow of RON 1.3 bn, which together with CAPEX reduction led to a free cash flow of RON 646 mn. Increased oil prices and higher retail demand for fuels, coupled with our continued cost discipline, were reflected in a Clean CCS Operating Result of RON 767 mn, almost half of the entire 2016 figure. In Upstream, we further reduced production costs, while production decline was in line with our 2017 guidance, helped by the contribution from the Lebada Est NAG project. The Downstream Clean CCS Operating Result increased by 3%

yoy, due to improved overall performance, strict cost management, and supported by strong refining margins. Our Q1/17 Operating Result was also supported by fiscal easing in Romania, in particular the elimination of the tax on special constructions starting January 2017,” CEO of OMV Petrom Mariana Gheorghe stated. “Overall, our strong Q1/17 performance shows delivery in terms of operational excellence in all business segments, in line with our strategic objectives to enhance competitiveness in the existing portfolio,” she added. www.petroleumreview.ro

news

Formation Evaluation| Well Construction | Completion | Production

MOL ROMANIA TO INVEST OVER EUR 2.3 MLN IN LPG TERMINAL

At Weatherford, we believe in getting every job right, listening to your concerns, and working with you to meet your needs and your expectations. on your objectives.

OL Romania, the local branch of MOL Group, is on its way to completing the construction of an LPG terminal in Tileagd, Bihor County. The investment in this construction exceeds EUR 2.3 mln. The terminal which will become fully operational in the second half of this year will be endowed with four tanks with a total capacity of 600 cubic meters. This is the first investment of this type made by MOL in Romania. The project will complement the asset base that MOL already owns at Tileagd, where a petroleum products warehouse has been operational since 1999. At this moment, the

warehouse in Tileagd is operated by 20 employees. “This is the first LPG terminal that MOL is building in Romania. It is an investment decision that shows MOL Romania’s interest in diversifying its business and service portfolio for the customers,” stated Camelia Ene, Country Chairman & CEO MOL Romania. In addition to the petroleum products warehouse in Tileagd, MOL Romania also runs a storage unit for petroleum products in Giurgiu. The warehouse in Giurgiu has direct access to river transportation on the Danube, it was commissioned in the spring of 2013 and is operated by 14 employees.

Weatherford International Eastern Europe S.R.L.

www.weatherford.com

news

BAKER HUGHES-GE MEGADEAL RECEIVES EC APPROVAL

aker Hughes Incorporated and General Electric Company announced on May 31st that the European Commission (EC) has cleared the proposed transaction between Baker Hughes and GE’s oil and gas business under EU merger control rules. The companies remain confident in the value that the combined company will deliver to its customers, employees, shareholders and to the oil and gas industry. Baker Hughes and GE continue to work constructively with regulators and expect to close the transaction in mid2017. The regulatory entity said it

“concluded that the transaction would not adversely affect competition in the relevant markets” and approved the deal without conditions. The commission investigated how the deal would affect competition for onshore electrical submersible pumps, offshore electrical submersible pumps, chemicals used in the refining and petrochemicals industry, and sensors used in drilling and wireline applications. Under the terms of the deal, GE Oil & Gas, which is based in London but has regional headquarters in Houston, and Baker Hughes will combine their operating assets to form a new USD 32 billion company

listed on the New York Stock Exchange. The combined entity will be called Baker Hughes, a GE Company. On June 5th, the two companies announced the executive team that will lead Baker Hughes upon closing of their proposed transaction to combine GE’s Oil & Gas business with Baker Hughes. Lorenzo Simonelli becomes President & CEO of Baker Hughes and as previously announced, GE CEO Jeff Immelt will serve as Chairman of the Board of Directors and Martin Craighead, currently Chairman and CEO at Baker Hughes, will serve as Vice Chairman of the Board.

ABU DHABI NATIONAL OIL COMPANY AND OMV TO EXPLORE JOINT OPPORTUNITIES

bu Dhabi National Oil Company (ADNOC) and Austrian oil and gas group OMV have signed a Memorandum of Understanding (MoU) to explore potential opportunities to work together in support of ADNOC’S growth strategy. The agreement was signed by H.E. Dr. Sultan Ahmed Al Jaber, UAE Minister of State and Group CEO of ADNOC, and Dr. Rainer Seele, CEO of OMV. The agreement provides for cooperation in a number of 10

areas, including the evaluation of opportunities in downstream projects; the exchange of knowledge and experience in refining operations and refinery-petrochemical integration and optimization, and downstream technical and maintenance support. “Together with ADNOC we have the opportunity to expand our cooperation across the entire value chain: From upstream to downstream, including petrochemicals. We will have a close exchange of expertise that will enable us to make our outstanding, long-term partnership with

ADNOC even stronger,” Rainer Seele stated. Under ADNOC’s 2030 Strategy, crude production capacity is set to increase to 3.5 million bpd by 2018 while it also plans to expand sour gas production, from its Al Hosn facility, by 50 per cent. ADNOC has also placed significant focus on its downstream business with plans to double refining capacity and triple production of petrochemical and higher value products to take full advantage of the fastest growing segment in the energy industry. www.petroleumreview.ro

news

MACGREGOR DEVELOPS DEEPWATER FIBRE-ROPE CRANE

acGregor, part of Cargotec, has announced that it is now building one of the most advanced fibre-rope cranes on the market. The MacGregor FibreTrac crane will have a 150-tonne safe working load capacity and will be ready for testing during the first quarter of 2018. “MacGregor launched its fibrerope crane range in 2016 and as part of demonstrating its capabilities to the market, we have entered into a programme to build, certify and validate the world’s most advanced fibre-rope knuckle-boom crane that the market has yet seen,” stated Høye Høyesen, Vice President, Advanced Offshore Solutions at MacGregor. “The greatest advantage of fibre rope when handling loads in ultra-deepwater is that it weighs virtually nothing in water,” he added. According to MacGregor representative, this neutral buoyancy means that, regardless of the length of rope paid out, the fibre rope does not

add anything to the load experienced by the crane. Cranes can therefore retain their full payload lifting capacity all the way down to maximum depth. This is in complete contrast to using wire rope, where the ever-increasing

weight of wire paid out limits the load permissible in relation to depth. “We strongly believe in the advantages that this technology will deliver to our customers. This is not just limited to payload, but also includes significant weight savings, rope lifespan and ease of maintenance, handling and logistics,” Høye Høyesen underlined. The crane has been designed and will be built to comply with the latest DNV GL lifting appliance, fibre and rope manufacturing rules. MacGregor intends to provide the first system fully certified in compliance with DNVGLST-E407 (deployment and recovery system). The MacGregor fibre rope solution can also be retrofitted on existing cranes as well as stand-alone winch systems, and is available with both hydraulic and electric drive options. “The entire system has been designed and optimised to enhance user performance and ease of maintenance,” Høye Høyesen concluded.

EU TOP 5 FASTEST-GROWING ECONOMIES IN Q1 2017

omania has posted the highest Q1 2017 economic growth rate in EU28, of 5.6 percent, yoy, according to a flash estimate recently published by Eurostat, the statistical office of the European Union (EU). Compared with the same quarter of the previous year, seasonally

adjusted GDP rose by 1.7 pct in the euro area and by 2.0 pct in the EU28 in the first quarter of 2017, after +1.8 pct and +1.9 pct respectively in the previous quarter. The highest growth rates January — March 2017 were reported by Romania (5.6 percent), Poland and Lithuania (4.1 percent each), Latvia (3.9 percent), Hungary (3.7

percent) and Bulgaria (3.4 percent). The only drop in the Gross Domestic Product (GDP) over the same period was reported by Greece (minus 0.5 percent). In Q1 2017, compared with Q4 2016, Romania’s economic growth was also the highest in the EU: 1.7 percent versus 1.5 percent in Q4 2016. 11

news

Q1 2017 RESULTS TO CONFIRM ROMGAZ PROFITABILITY

ccording to Romgaz report for Q1 2017, the achievement of net profit margin (37.79%), EBIT margin (44.69%) and EBITDA margin (59.92%), confirms that the high profitability of the company’s activity is maintained. As compared to the same period of the previous year, the company’s performances are definitely superior even if the natural gas production decreased by approximately 3%. For Q1 2017, the company recorded an increase as compared to the previous quarter, the net profit being higher by 82.0%, EBIT by 86.9% and EBITDA by 187%. Also, the Q1 2017 performances are above

as compared to the similar period of the previous year. The ratios of the indicators as reported to the revenue recorded increasing values both as compared to the previous quarter and to Q1 2016, confirming that the high profitability of the company’s activity is maintained. The gas production recorded for Q1 2017 was of 1,333 mil m3, 12.5% higher than the production recorded in the previous quarter and respectively by 3% below the one recorded in the similar period of the previous year. These results were achieved under the following circumstances: import of natural gas increased massively, for Q1 2017 Romania imported a quantity of 675.5 mil m3, by 460% higher than

for the same period of 2016; from Romgaz natural gas stocks stored in underground storages, the withdrawn quantity was by 180 mil m3 more than in the same period of 2016. The natural gas consumption estimated at national level for Q1 2017 was of 50.3 TWh, out of which approximately 7.3 TWh was covered with import gas and the difference of 43 TWh with gas from internal production, to which Romgaz supplied 19.26 TWh, representing 38.3% of the national consumption and 44.8% of the consumption covered with gas from internal production. Romgaz market share is increasing by 1.9% as compared to 42.9% recorded for Q1 2016.

SCHLUMBERGER SIGNS MOU WITH SAUDI ARAMCO

chlumberger signed on May 20th a memorandum of understanding with Saudi Aramco to develop an In-Kingdom Total Value Add roadmap, in alignment with the Kingdom’s economic vision for 2030. The Schlumberger In-Kingdom Total Value Add roadmap includes the creation of jobs and enables development opportunities for Saudis in oil and gas services and related sectors. The roadmap also strengthens the deployment of Schlumberger technology, reduces regional delivery times for key products and services, and increases local capacity and 12

deployment capabilities. “For more than 75 years, Schlumberger has supported Saudi Aramco and the Kingdom of Saudi Arabia’s oil and gas industry through an unwavering commitment to train and develop Saudi talent, and through a comprehensive portfolio of technologies, execution of integrated projects, and world-class research collaboration,” Paal Kibsgaard, Schlumberger Chairman and CEO, stated. In 1964, the Arabian Drilling Company was established as a partnership between the General Petroleum and Minerals Organization (Petromin) and Schlumberger affiliate companies. Later in 2006,

Schlumberger pioneered its Dhahran Carbonate Research Center, located close to King Fahd University with a focus on Geology and Rock Physics and Production Completion and Recovery projects in the Middle East region. In addition, Schlumberger has in-country manufacturing capabilities to support the deployment of its technology, products and services. In 2016, Schlumberger inaugurated its Middle East Center for Reliability and Efficiency (CRE), which collocates maintenance and product center sustaining experts engaging in industry–leading maintenance processes. www.petroleumreview.ro

news

GAZPROM STARTS CONSTRUCTION OF TURKSTREAM GAS PIPELINE’S OFFSHORE SECTION

onstruction of the TurkStream gas pipeline was commenced on May 19th in the Black Sea near the Russian coast. Pipelaying is carried out by the Audacia vessel (photo) owned by Allseas, the construction contractor for both strings of the gas pipeline’s offshore section. The vessel will be also used for pipe pulling through microtunnels. Construction works for the TurkStream gas pipeline in the deep-water area will be performed by the Pioneering Spirit pipe-laying vessel. “Today, we started the practical implementation of the TurkStream gas pipeline project: pipe-laying within the offshore section. The project is right on schedule, and by late 2019 our Turkish and European consumers will have a new, reliable source of Russian gas imports,”

Alexey Miller, Chairman of the Gazprom Management Committee, stated. TurkStream is the project for a transit-free export gas pipeline stretching across the Black Sea from Russia to Turkey and further to Turkey’s border with neighbouring countries. The first string of the gas pipeline is intended for Turkish consumers, while the second string will deliver gas to southern and southeastern Europe. Each string will have the throughput capacity of 15.75 billion cubic meters of gas per year. On October 10, 2016, Russia and Turkey signed the Intergovernmental Agreement on the TurkStream project. South Stream Transport B.V., a wholly-owned subsidiary of Gazprom, is responsible for the construction of the gas pipeline’s offshore section. 13

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH ALEXANDRU VIDU

Service quality, key driver in times of crisis The Bureau Veritas Group, world leader in certification of various management systems, with offices in more than 140 countries and more than 100,000 certificates issued, has been present in Romania since 1930. Bureau Veritas Certification completed the worldâ&#x20AC;&#x2122;s first certification of a company, in accordance with the requirements of the ISO 50001 Standard for Energy Management, being accredited by DAKKS Germany. It also completed the first certification of a Romanian company in accordance with the requirements of the SA 8000 Standard for Social Responsibility. What strategic development plan does the group have in our country, which areas have potential for growth, but also why the accredited certifications are important â&#x20AC;&#x201C; to all these questions answered Alexandru Vidu, CEO of Bureau Veritas Romania. 15

r. Director, how did you get started? What skills and knowledge achieved in college helped you most in your career? I started my activity right after graduating from the Faculty of Geology and Geophysics with the Bucharest University, being employed by the Atlas GIP SA PloieČ&#x2122;ti as Logging Engineer. This experience helped me a lot in the

future career, as I faced taking decisions in the very first days, in an environment where time was not on my side. The Atlas GIP team was made up of extraordinary people, real professionals, alongside whom I learned what it means to work in a team. The knowledge achieved in faculty provides the basis, the entrance ticket to what the true training as a professional represents. In my opinion, it depends very much on the working environment

you start your career in and your individual choices for development. Ambition is essential and the fact that you always want to take a new step in your professional life can lead you to a successful career. Although you have a long experience in the oil and gas sector, you refocused your career to the field of inspections & certifications. What made you take this turn? I worked for 14 years in the Oil

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH ALEXANDRU VIDU Many companies risk falling into the trap of cutting the costs through layoffs. This move makes these firms end up by being unable to deliver services to the desired quality due to the lack of staff. In order to maintain the quality of services at high level, we must remember that the most important assets of a company are its employees.

& Gas sector, going through several positions, operations and sales, and then I decided I needed a change. As I have said before, you always have to try new things if you want to evolve. The step I made was rather brave, since the move was aimed at a field about which I did not have lots of knowledge, but I was attracted by a very complex field of activity of Testing, Inspections and Certification (TIC). How is Bureau Veritas positioned worldwide and in the region and how do you promote your services in Romania? Which are the company’s main strengths? At global and regional level, Bureau Veritas is the undisputed leader in TIC services. In Romania, we are in the resetting process and we aim the top position through sustained efforts in all directions: by dedicated campaigns on target markets, participating to events, seminars, proving credibility, international recognition, diversity of services, by the auditors’ professionalism. Unfortunately, the culture in our field of activity is very low on the Romanian market, few companies being aware of the true benefits of a properly implemented management system. This has led to the fact that top global TIC firms have only about 10% of the market. What does the Bureau Veritas services offer include and what are the specific energy/oil and gas schemes? Specifically, how do the Bureau Veritas specialists and the certification process contribute to increasing the profits? Bureau Veritas offers certifications for the entire range of standards specific to the various existing management systems, including ISO 29001, ISO 50001, ISO 15900, ISO 55001. The main tools are the growth in customer confidence, organizational know-how, the optimization and streamlining of processes, increasing efficiency and constant improvement. A properly

conducted certification process brings, first of all, cost reductions by avoiding the problems related to the quality of services and products. Not many companies take into account the losses that can be generated by quality problems versus the cost of certification with a reputable company. In general, decisions are made on commercial criteria, consequently leading to much higher losses than the savings achieved by choosing a cheaper service provider. Besides the challenges arising from going through one of the most volatile periods, the oil and gas companies need to ensure the quality of services while cutting the costs. What solutions do we have over the medium and long term? The most important issues to be considered in such periods relate to maintaining the employees’ confidence and the motivational policies, to evaluating and re-evaluating the suppliers, to outsource the procurement services. The co-opting of a trusted partner, who, in addition to being aware of the organization’s problems during the audit, can provide a global experience in solving them, is one of the major benefits that a company can have over the long term. We all know that the main costs of a company are related to the staff. Many firms risk falling into the trap of cutting the costs through layoffs. This move makes these firms end up by being unable to deliver services to the desired quality due to the lack of staff. In order to maintain the quality of services at high level, we must remember that the most important assets of a company are its employees. Given the increased labour market dynamics and the higher competition to attract employees, what services does Bureau Veritas provide to improve their skills and abilities? In early 2016, we set up a training department within Bureau Veritas Romania to address the issues outlined 17

above. Currently, we have an improved service offer for training and professional improvement through ‘open’ or ‘in house’ sessions tailored to the clients’ profile and needs. Training courses with trained instructors having international experience are an added value for those who choose our services. Unfortunately, I believe that due to the high demand on the labour market, many prefer to ignore the benefit of having quality training, believing this is not necessary at the

stage of candidates’ selection. Certifications are an additional guarantee of professional safety and competence. Considering that, as you have recently said, more than half of the ISO certifications in Romania are issued by apartment firms, what measures can be taken to work out this situation? I go back to what I have mentioned above, market culture, first of all, plays a decisive role.

In this respect, world-class TIC companies should make a concerted effort to try to change this situation through intensive marketing campaigns for better awareness about quality services. Increasing the RENAR exigency and the involvement of the national accreditation body in the monitoring of the certification bodies market is, at the same time, essential. Also, the exclusive recognition of accredited certifications is imperative.

www.petroleumreview.ro

INTERVIEW WITH ALEXANDRU VIDU Overall, Bureau Veritas Romania had a 31% increase in 2016, mainly driven by services for the construction market, with 49% growth in this segment in 2016, and by the certification services with an increase of 40%. In early 2017 started the process of integrating Inspect Balkan company, a group acquisition, which will lead to a budgeted growth of 53% at the end of the year.

As CEO, how do you define risk situations, what does a proper management involve and which is the secret of setting up a productive team? A risk situation involves exposing the company and its employees to issues that could damage the capital and the image. Considering that independence is the great asset of TIC companies, the major risk is related to it. Risks exist every day, but if managed correctly they can be minimized. Ideal is not to be taken by surprise by the things that can harm the company. When you are aware about the risks, you can cope with them much easier. A productive team is a united team. There must be professionalism, but also a little bit of pleasure in what we do, otherwise everything becomes routine and the employees reach their limits. Their results depend on the working environment, and here a leader plays a very important role in motivating the team and sending the right messages. Communication is essential. I have seen many teams of highly experienced professionals which, due to faulty communication between the members, failed to perform. How does a working day look like at Bureau Veritas? Very short... I do not know when it’s morning and when it’s evening. When I joined the Bureau Veritas team, I did not expect such an effervescent activity. Due to the vast range of services we provide, the dynamics is incredible. Which are the most enjoyable aspects of your job, and the most demanding ones? The most pleasant aspects are related to the fact that I am part of a team of extraordinary people, real professionals. We have made many organizational changes over the past two years in Bureau Veritas Romania, so we have now managed to get to what I would call a strengthened team. At the same time, it is very demanding

because, when the company is in a high growth process, you must be careful not to lose control. Growth is generated either by the increasing market share on existing services or by the introducing new services, and the most demanding aspect is related to discovering the right human resources to deliver high quality service. Accelerated growth must also be solid growth. Which directions does the Bureau Veritas Group’s strategic local and regional development plan include for the future? What fields have growth potential in your view? The development plan was launched in early 2016 by opening a new office in Cluj. At the moment, we want to expand our area of activity in Transylvania by opening a new office in Timișoara and by ‘attacking’ Republic of Moldova through an office most likely to be set up in Iași. The market has changed radically if we look at what happened in 2016 and at the performing areas of activity now. Services related to the Oil & Gas industry, which went well in 2016, are currently stagnating, not only in Romania but also at European level. Instead, the construction market is on the rise and, due to the fact that we managed to create a complete portfolio of services in 2016 to address this sector, we are now in the position to conclude successful contracts with some of the largest players on the market. Growth potential is also foreseeable in the area of HSE services, where many businesses choose outsourcing or a better awareness in caring about employees and environment. Overall, Bureau Veritas Romania had a 31% increase in 2016, mainly driven by services for the construction market, with 49% growth in this segment in 2016, and by the certification services with an increase of 40%. In early 2017 started the process of integrating Inspect Balkan company, a group acquisition, which will lead to a budgeted growth of 53% at the end of the year. 19

point of view

Oil, trends and the ‘market whisperers’ by Victor Lupu

he OPEC meeting in Vienna on May 25 concluded with no surprise. As anticipated, the OPEC and non-OPEC oil ministers have agreed to extend the 1.8 million barrel-per-day (bpd) production cuts. The main unknown issue was rather related to the term than to the decision itself. Anyhow, the cuts are extended for the next nine months, in order to avoid the seasonal ups and downs in summer and January respectively. The monitoring committee will meet every two months to check on the evolutions and submit recommendations for the next OPEC summit in November. The agreement was described by the Saudi Energy Minister, Khalid Al-Falih, as historic. Although it wasn’t a surprise, it has the merit of contributing to the markets steadiness. It brings stability and predictability to the markets. As one commentator said, a failure to renew the agreement would have sent the markets into turmoil – and that’s what most probably would have happened. Saudi Arabia and international experts anticipate higher demand as the summer season begins in the northern hemisphere, in the US and Europe. In the US, gasoline demand was expected to increase since the end of May, when the season begins and, given the growing economy, as well as cheap fuels, would stimulate people to hit the roads for holidays. Hence, the American Automobile Association projected 34.6 million people will drive 80 km or more from home during the holiday period, the most since 37.3 million in 2005. Higher oil demand is expected also in the Gulf countries. Anyway, the markets were not impressed and the oil price tumbled by 5 percent on the Asian markets, to recover lately to around USD 52 per barrel. As some analysts point out, the markets wanted to see more coming from the OPEC summit – and when the deal was confirmed the oil price fell. On the other hand, those expecting a more balanced international market, dreaming of USD 60 or even USD 90 per barrel will have to wait a little bit more. OPEC, IEA and EIA, all three of them, considering the output cuts and the long-awaited demand in growth of an additional 1.3 million bpd, say the market will get balanced in the second half of the year. There’s a saying going around – this is a marathon, not a sprint, so don’t expect oil prices to surge overnight. At the end of the summit, Russia’s Energy minister Alexander Novak said that OPEC and non-OPEC producers will continue to build on the framework of cooperation as a sign of good intentions for a long-term deal. Nevertheless, some of the oil exporting countries officials wondered if Russia will keep the course for the nine-month period. Although the cut for Russia is of only 300,000 bpd (about half of the non-OPEC countries output), a negligible level in comparison with Russia’s www.petroleumreview.ro

point of view

overall production of 10 million bpd, not all OPEC participants are optimistic in terms of meeting the deal. Others feel Moscow has no other option but to stick to the agreement. And yet, it’s not Moscow the main threat to the oil price right now. As usually in the latest years, for the supporters of higher oil prices there’s the threat coming from the US shale oil producers. But OPEC’s largest producer, Saudi Arabia, is rather optimistic in this regard. “Shale is an important variable but we don’t believe it’s going to significantly derail or affect what we’re doing. The market is big enough to absorb the expected increased production in shale in 2017,” the Saudi Energy Minister said after the meeting. An opinion hardly shared by the OPEC partners and in disagreement with most market analysts, which say that price gains would lead to rapid growth in shale oil production and consequently to another downturn in price. The US shale producers surfaced when the oil price rose, although shale is relatively expensive to produce. The shale producers more than doubled their productivity over the last few years, but they face limits in terms of quantity and speed regarding what the Permian Basin can offer. However, the US officials forecast a production up by 1 million bpd by December, which would offset about half of the OPEC cuts. But there’s another threat to the price of oil. US President Donald Trump has proposed the sale of half the country’s strategic oil reserves, even as OPEC and its allies cut the output. The plan was released just a day after President Trump left Saudi Arabia, part of his first tour of visits abroad! According to the plan, the US would sell half of the strategic reserves from October 2018, during a ten-year interval, to raise USD 16.5 billion. President Trump’s budget calls for selling an additional 270 million barrels of oil over the next decade. The plan also envisages opening up more production in Alaska. Looking at the initiative, it might not be catastrophic news for OPEC, as the sell is to be scheduled for a tenyear period. According to analysts this means about 95,000 bpd and the sales will start in 2018. And yet... it gives the signal there’s a ‘market whisperer’ around. After all, by announcing the plan within hours after leaving Saudi Arabia, the US President made it clear – analysts say – the US has no intention to help the Middle East allies (in spite of the huge weapons contracts signed in Riyadh during the visit) when it comes to balancing the crude oil market, but to work against this goal. The proposal could drop the US crude reserves below 300 million barrels by 2025, down from 688 million barrels today. The petroleum reserve stores oil at four underground sites in Texas and Louisiana. It guards against disruptions in the flow of oil from the Middle East and other countries. It was created in the wake of

the 1970s Arab oil embargo. However, the developments during the past years, especially regarding the shale oil, have turned the US into one of the world’s largest producers and debates are ongoing if the reserve is still necessary. The news about President Trump’s proposal might have given shivers to the OPEC countries. Anyway, it’s not good news for the cartel aiming at a more balanced international oil market. If approved, it could lead to a medium-term stalling oil market, which is mostly uncomfortable for the exporting countries, already facing domestic problems due to the low oil prices. Canada itself sees trouble ahead. In a recent comment, an analyst pointed to the fact that “most of the crude oil in the Strategic Petroleum Reserves (SPR) is the lighter, sweeter variety, which is similar to American imports from OPEC but also to the growing American output of shale oil. American refineries, however, are mostly designed to process heavier types of crude oil.” Such oil is found in Canada and, if the US decides to flood the light oil market, the refineries will also need heavy crude oil. But President Trump’s proposal might face trouble ahead and his adversaries see salvation possible. In order to be implemented, the proposal involves the amendment of the law on the Strategic Petroleum Reserves pointing to a minimum of 450 million barrels. Most of all, the issue has to be passed by the Congress after the debates which started at the end of May. There are already disputes on the topic. Some Republicans support the move, claiming the world has changed a lot in the last decade and the US have become one of the largest oil producers. Democrats are not so convinced, one senator said “we are not going to let Donald Trump auction off our energy security to the highest bidder.” Other representative added that “the SPR exists to keep energy available and affordable in times of crisis or natural disaster, which helps low-income communities most,” adding that selling the reserve “to pay for tax cuts for the extremely rich is especially cruel,” calling the plan a “shortsighted favour to oil billionaires.” The supporters claim now there are other sources of increased oil production from fracking and other drilling techniques and that the sales would not affect the world market because they are to be scheduled during a ten-year period. But analysts are reluctant – selling the reserves could lead to price problems if disruption appears in one of the large oil exporting countries. They underline the fact that the sale would face huge problems in the Congress, “it would be a heavy lift.” It might take some time to see the proposal sorted out. US President Trump wants to play big when it comes to oil too. The international oil market will be the victim or the winner, depending on which ‘market whisperer’ takes the lead. 21

point of view

The new anti-corruption standard or how to combat bribery by Jeni Toma, Standardization Expert, Commercial Directorate, ASRO

f we want to combat bribery, we can do it now more than ever because ISO has developed an international standard that has also been adopted as Romanian standard: SR ISO 37001: 2017, Anti-bribery management systems. User guide requirements. How harmful is bribery? It erodes justice, undermines human rights and is an obstacle to fighting poverty. From the economic point of view, bribery increases business, goods and services costs, it lowers their quality, leads to uncertainty in trade, distorts competition, destroys confidence in institutions and affects the proper and efficient functioning of markets. During the past 15 years, many countries have made efforts at national and international level to fight bribery. Treaties have been signed and legislation has been improved, and many countries can now condemn crimes of bribe taking and bribe giving. The governments have made progress in fighting bribery through international agreements such as the Convention on combating the bribery of foreign public officials in 22

international business transactions, adopted by the Organization for Economic Cooperation and Development and by the United Nations Convention against Corruption and by national laws. However, laws are not enough to solve this problem. Organizations have the responsibility to proactively contribute to combating bribery. How? By implementing the SR ISO 37001: 2017 standard, namely by implementing an antibribery management system and by the leadershipâ&#x20AC;&#x2122;s commitment to establish a culture of integrity, transparency, openness and compliance. The anti-bribery policy and the management system that supports it support organizations to avoid or reduce the costs, risks and damages coming from the involvement in bribery, promote confidence in trade negotiations and improve their reputation. SR ISO 37001: 2017, Antibribery management systems. User guide requirements reflects good international practice, points to specific requirements and provides guidance for setting, implementing,

maintaining, analysing and improving an anti-bribery management system. The system can work independently or can be integrated into a global management system. This document deals with bribery in the public sector as well as in the private and non-profit ones. This document reflects good international practice and can be used in all jurisdictions. It applies to small, medium size and large organizations in all sectors, including the public, private and non-profit sectors. The risks of bribery to which an organization is exposed vary depending on factors such as the size of the organization, the locations and sectors it operates in, and the nature, scale and complexity of its activities. This document specifies the implementation of policies, procedures and controls by the organisation, that are reasonable and proportionate to the risks of bribery to which it is exposed. SR ISO 37001: 2017 standard, Anti-bribery management systems. User guide requirements is a certification standard and may be purchased from ASRO. www.asro.ro www.petroleumreview.ro

oil & gas

One more step forward

Global oil and gas industry in the first quarter of 2017 Despite the persistence of uncertain and volatile conditions, the global oil and gas industry continued the recovery trend in the first quarter of 2017. At least this is revealed by the dynamics of mergers and acquisitions worldwide in the Upstream sector; an area whose transformation shows that, despite the unknowns on the commodity markets, exchange markets and stock exchanges, the oil and gas industry is in a process of restructuring and redevelopment on new coordinates. This is a process in which the companies in the United States and Canada lead detached in almost all chapters. by Laurenţiu Roşoiu 24

arder or easier, most of the relevant players in the global oil and gas industry have managed to survive in recent years, in an extremely difficult time, characterized by falling demand, falling prices and budget cuts; a time when strategic decisions were impossible, which now however seems to have ended. This is the conclusion that emerges by analysing the oil market and industry’s transformations. RESTRUCTURING AND STABILITY

On the one hand, there’s the prospect that the oil price will stabilize around the USD 50 per barrel threshold - a level by about 90% above the one at the end of 2016... even if it is still far below the level of over USD 100/barrel in 2011. We are talking about a level that seems to increasingly become a relevant market benchmark, although the oil price fell by 10% against early 2017; both the OPEC decisions and the cartel’s agreements with other major oil and gas producers (such as Russia) are an indication that, despite the events and the unknowns that may put strong downward pressures on the prices, this threshold will be www.petroleumreview.ro

oil & gas

EVOLUTION BY VALUE AND NUMBER OF M&A TRANSACTIONS WORLDWIDE In Q1 2017, the value of M&A transactions worldwide was about USD 65.1 billion - a maximum of the last seven quarters 120

350

100

300

US $ Billions

Number of deals

250

200 60

150

100

20 0

50 Q3 2014 Q4 2014 Q1 2015 Q2 2015 Q3 2015 Q4 2015 Q1 2016 Q2 2016 Q3 2016 Q4 2016 Q1 2016 Public Companies

Private Companies

State Backed Companies

Unspecified

The graph shows the quarterly evolution of global M&A transactions. The blue bars indicate their level as overall amount (on the left-hand scale). The orange line indicates their number (on the right-hand scale). SOURCE: EVALUATE ENERGY M&A REPORT FOR Q1 2017

supported. The latest hint in this respect is the agreement reached by the OPEC states and non-OPEC producers at the end of May 2017 in Vienna; an understanding by which the main producers agreed to extend the agreement until the end of Q1 2018, the signatory states agreeing to cut the output by about 1.8 million barrels per day. On the other hand, during the past two or three years of crisis, the industry has been forced to operate deep restructuring: the capable players have distanced from the weak ones, strengthening their position. Important human, material, technological and financial resources

have been released and, most importantly, a significant increase in the level of productivity and efficiency of the actors has been enforced, which has led to an increase in the number of projects with a decreasing profitability threshold. ADJUSTMENTS AS CRISIS ENDS

This is the image of an ending crisis cycle of a field in full restructuring; the transfer of assets, deposits, rights and/or exploitation blocks, technologies and facilities, or infrastructure and people from one player to another is one part of this process. In this context, the playersâ&#x20AC;&#x2122;

constant operations in the global oil and gas industry on the merger and acquisition market (M&A) are a confirmation that things are going in the right direction. In this way may be understood the figures showing the increase in M&A activities in the Upstream sector worldwide in the first quarter of 2017 â&#x20AC;&#x201C; given that this part of the year is usually a weak one from this point of view. This suggests that for the rest of the year, the number and value of transactions could peak to new maximum values. After the fourth quarter of 2016, when the value of merger and acquisition operations in this sector was spectacular, at a peak of the 25

oil & gas

previous six quarters, the first quarter of 2017 continued the positive trend. According to the most recent reports from Canadian company Evaluate Energy (one of the leading international consultants), in the first three months of this year, the value of merger and acquisition transactions worldwide in the Upstream sector was of about USD 65.1 billion - a maximum of the past seven quarters (see the graph ‘Evolution by value and number of M&A transactions worldwide’); the previously high unsurpassed level was of USD 110 billion in the second quarter of 2015; it was a period when the price of oil was in free fall, and the industry was disturbed in trying to cope with the unprecedented challenges up to that point. That period (Q2 2015) also includes the transaction by which Royal Dutch Shell bought the BG Group, one of the largest transactions worth USD 51 billion, which significantly pushed upwards the value recorded in that quarter. SMALLER TRANSACTIONS, BETTER PERSPECTIVES

As compared to this peak reached in the second quarter of 2015, the worldwide M&A activity in the Upstream sector was less spectacular, but more consistent during the past two quarters. In other words, instead of being stimulated by fewer very large transactions, this activity was supported by several transactions with lower values. Thus, in Q1 2016 the first three highest values were: USD 15.7 billion (Glencore and Qatar Investment Authority took over 19.5% of Rosneft), USD 6 billion (Dominic Resources took over Questar Corporation) and USD 5.9 billion (Rosneft took over 50.1% of Bashneft); in the first quarter of 2017, the figures were similar: the largest transaction was made by the Canadian company Cenovus by taking over Canadian mining 26

operations from ConocoPhillips for USD 13.5 billion; the following transactions, of USD 8.5 billion and USD 6.6 billion respectively, were registered by the transaction through which Canadian Resources Ltd took over a series of assets from Royal Dutch Shell and by the one by which ExxonMobil took over an independent US company (see the graph ‘Top 10 Transactions in Upstream in Q1 2017’). CANADA OUTRUNS THE US

A specific feature in the first quarter of the year is that the United States is, for the first time in the past seven years, outrun by Canada in terms of the value of Upstream transactions made by the national oil and gas companies; the transactions conducted by the Canadian entities exceeded the threshold of USD 25 billion, whereas the value of US companies’ transactions was, albeit not much, below this level (see the graph ‘Canada outruns the US in terms of transaction value in the Upstream sector’). This development is supported by the transactions involving projects with operations on the oil sands area. These transactions amounted to USD 24.5 billion in the first quarter of 2017, a spectacular figure, as it is by only USD 3 billion less than the value of all transactions of the same kind over the past six years (2010-2016). In addition to the rebound in oil prices, US President Donald Trump’s favourable statements regarding the Keystone XL oil pipeline (a project blocked by former President Barack Obama), as well as numerous statements supporting the US traditional energy sector, have been strong incentives to the remarkable development mentioned above. Therefore, the largest transaction of these first three months of the year (between Cenovus Energy and ConocoPhillips) deals with

exploitation rights for such deposits (petroleum sands). The transaction between Canadian Natural Resources and Royal Dutch Shell, as well as the one between Canadian Natural Resources and Marathon Oil Corp., also involved, among others, the transfer of petroleum sands operations in the Athabasca Oil Sands project - one of the largest operations of its kind in Canada. The result is that the Upstream transactions completed by Canadian companies have exceeded USD 25 billion, according to Evaluate Energy statistics, whereas the operations completed by US entities amounted to only USD 23.6 billion (exceeding by a bit the level of USD 23.1 billion completed by them in the last quarter of 2016). If the Canadian entities completed the largest transactions in the oil sands exploitation area, in the US there was a remarkable increase in the interest in the Permian Basin; one of the largest fields in the US, located in the State of Texas, southeast of New Mexico and a traditional area of oil and gas exploitation. Thus, in the United States, the transactions involving assets located in this area amounted to about USD 18.5 billion in the first quarter of the year, i.e. about 80% of the total value of transactions made in the Upstream sector by American companies - and, (attention!), the highest quarterly value of transactions ever recorded in this perimeter. The largest transaction in this category, of USD 3.4 billion, ExxonMobil’s doubling of exposure in this petroleum region by taking over the independent company BOPCO - with an output of about 18,000 barrels of oil equivalent per day (boe/d). Another important transaction is that Noble Energy bought Clayton Williams Energy, taking over assets of about 28,700 hectares (71,000 acres) of land in the middle of the Delaware petroleum basin, 40,400 hectares (100,000 www.petroleumreview.ro

oil & gas

CANADA OUTRUNS THE US IN TERMS OF TRANSACTION VALUE IN THE UPSTREAM SECTOR The transactions completed by Canadian companies exceeded the USD 25 billion threshold in Q1 2017, while US companies were, albeit not by far, below this level. 35 30 25 20 15 10 5

Q1 20 Q2 10 20 Q3 10 2 Q4 010 20 Q1 10 2 Q2 011 20 Q3 11 2 Q4 011 20 Q1 11 2 Q2 012 20 Q3 12 2 Q4 012 2 Q1 012 20 Q2 13 20 Q3 13 2 Q4 013 20 Q1 13 2 Q2 014 20 Q3 14 2 Q4 014 20 Q1 14 2 Q2 015 20 Q3 15 20 Q4 15 20 Q1 15 20 Q2 16 20 Q3 16 20 Q4 16 20 Q1 16 20 17

United States

Canada

The graph shows the evolution of transactions value completed in the two countries with assets in the Upstream sector of the oil and gas sector, expressed in USD billion. SOURCE: EVALUATE ENERGY M&A REPORT FOR Q1 2017

acres) in the Permian Basin, and an oil and gas extraction and transport infrastructure with a length of about 300 miles, the production of the acquired assets being about 10,000 boe/d. THE US REMAINS LEADER OF THE INDUSTRY

As Energy Evaluate statistics show, the Upstream transactions completed by the US companies are on slight slowdown, however on the whole of the oil and gas industry the situation is totally different. According to another study con

ducted by PricewaterhouseCoopers (PwC), another well-known consultancy house, the overall transactions in all areas (Upstream, Midstream and Downstream) completed by the US companies exceeded the USD 73 billion threshold in the first quarter of 2017, by 160% above the value registered one year ago. In Q1 2017, 53 transactions were completed, by 36% more than in the first quarter of 2016. An important share in this value was taken by the transactions con cerning the shale deposits exploi tation operations. They amounted to about USD 24.6 billion in three

months of the year, according to the PwC statistics; the statistics reveal the dominant position of the Permian Basin, as an area that attracted the highest interest from investors. “The first quarter of 2017 was really active, with the Permian proving to be one of the hottest basins globally, attracting even foreign investment,” commented Seenu Akunuri, PwC specialist analyst, in a paper published in late April 2017. With a USD 50/ barrel oil price, the Permian Basin prospects are continuously improving and the breakeven point continues to fall so that players in that area reach the same margin of profits they 27

oil & gas

TOP 10 TRANSACTIONS IN UPSTREAM IN Q1 2017 The global M&A sector is experiencing increasing healthy dynamics, supported by a growing number of transactions less spectacular by value. Transaction value (USD bn)

Buyer

Saler

Short description

Cenovus Inc

ConocoPhillips Canadian company Cenovus Energy has taken over 50% of the operating rights in the Foster Creek Christina Lake (FCCL) project, one of Canada’s most important petroleum sands deposits.

Canadian Natural Resources Limited

Shell Canada Limited

Canadian Resources Ltd took over a 60% stake in Royal Dutch Shell’s Athabasca Oil Sands (AOSP), the 100% stake owned by Royal Dutch in Peace River exploitation facility in Alberta - Canada and the operating rights in another series of undeveloped oil sands in the same Canadian region.

8.5

ExxonMobil

BOPCO

Located in New Mexico, the Delaware basin, the exploitation taken over by Exxon has an area of 111,000 hectares (275,000 acres) of land and production of about 18,000 boe/d, of which 70% is in liquid form. The field taken over is estimated to have about 3.4 million boe (70% in liquid form).

6.6

Chrysaor Holdings Limited

Royal Dutch Shell

Chrysaor Holding, an independent exploration and production company, is specialized in streamlining underutilized operations. The company is headquartered in London and focuses on the North Sea (Ireland and the UK).

3.8

Noble Energy Clayton Williams Energy Inc

Noble Energy, a NYSE-traded company, with a capitalization of about USD 12.5 billion, has taken over by this transaction assets of about 28,700 hectares (71,000 acres) of land in the middle of the Delaware oil basin (US), 40,400 hectares (100,000 acres) in the Permian Basin and an oil and gas extraction and transport infrastructure about 300 miles long. The production of the assets taken over is of about 10,000 boe/d.

3.2

ExxonMobil

Eni

The object of the transaction is to take over 25% of the rights to use an offshore gas exploitation block in Mozambique; The Italian company Eni is the owner of 50% of the rights, and CNPC, China’s leading operator (28.6%), is also involved in the exploitation through an intermediary company.

2.8

Parsley Energy Inc.

Double Eagle Energy Permian, LLC

Parsley Energy, an independent NYSE-traded US company, with a USD 9.5 billion capitalization, by this transaction has increased its presence in the Permian basin, one of the wealthiest US deposits; following the transaction, the area of exploited blocks increased by 71,000 acres to 227,000 acres. Parsley produced a peak of about 63,000 boe/d at the end of 2016.

2.8

OMV

Uniper SE

Uniper SE is the entity resulting from the division of operations in the oil and gas area of the German energy company E.ON. By taking over Uniper’s deposit in Yuzhno-Russkoye, OMV obtained 25% of one of Russia’s largest natural gas operations. This will add about 100,000 boe/d to the OMV production, company officials say.

1.9

CNPC

ADNOC

The object of the deal is the taking over of 8% ownership of the Abu Dhabi National Oil Company in a concession including a series of offshore operations in the Abu Dhabi state. The buyer, China’s largest company, enters this deal on the concession in partnership with BP (10%), Total (10%), Inpex Corporation of Japan (5%) and South Korea’s GS Energy (3%).

1.8

Canadian Natural Resources Limited

Marathon Oil Corporation

By this transaction the US company Marathon Oil sold its Canadian subsidiary, which also owned 20% of the rights in the Canadian exploitation Athabasca Oil Sands; the transaction is to streamline and reorganize Marathon Oil Corp, as evidenced by the company representatives.

1.3

13.5

The table includes the top 10 Upstream global transactions completed in the first quarter of 2017, by value. SOURCE: EVALUATE ENERGY M&A REPORT FOR Q1 2017 28

www.petroleumreview.ro

oil & gas

achieved a few years ago, he added, explaining the special interest in this oilfield. NORTH AMERICA VS. THE REST OF THE WORLD

Canada and the United States are therefore continuing to set the pace in the oil and gas industry, if we consider the dynamics of upstream M&A operations; the weak presence in the top of the largest such transactions of players from other parts of the world is clear evidence in this respect. North America is by far the most dynamic area in the world when it comes to the global oil and gas industry. Thus, outside the US, only three transactions had the amplitude needed to be ranked: Royal Dutch sold North Sea operations to Chrysaor Holdings Ltd (a British independent company) for USD 3.8 billion, and ExxonMobil has taken over 25 percent stake of a Mozambican exploitation from the Italian company Eni - worth USD 2.8 billion. Therefore, in this context it is noteworthy, from local perspective, that the Austrian OMV group - which mainly operates in Central and Eastern Europe, also present in Romania, ranks in the top. Thus, the transaction by which OMV has taken over the stake owned by the German company Uniper (an entity that strengthens the oil and gas operations of the German company E.ON) in the YuzhnoRusskoye deposit, ranks eighth in the standings. By this transaction, OMV obtained not only a position in the global top, but also 25% of one of Russia’s largest natural gas operations (see the graph ‘Top 10 Transactions in Upstream in Q1 2017’). It is obvious, however, that the United States in particular and North America in general set the pace! And taking into account the existing trends and clues about increasing the investment level in the exploration and production sector in this part

of the world, we can say that the recovery is, from one quarter to the next, healthier and firmer. At least this is what the Fitch Ratings experts say, whose analytical models show that this year’s investment in the United States exploration and production area will grow by about 58% against the previous year, the first increase since 2014 - after years when bankruptcy and budget cuts were standing out. The survey, conducted on a sample of 40 sites in the US, also shows that higher investment and the increasing number of drilling wells will lead to 5% production growth this year; most investments will go to high yield shale exploitations - especially in the Permian basin, Eagle Ford, STACK, Haynesville and Marcellus, the survey revealed in late April. An important element highlighted by Fitch is that the investments will not bring immediate obvious results - as revealed by the difference between the investments’ growth rate and the growth rate of the output (58% versus 5% per annum in 2017). The effects of these investments, which bring back exploitation to the productive cycle and bring efficiency gains, will lead to consistent increases in production as of 2018, Fitch analysts say in the report. Existing statistics and forecasts indicate that the oil and gas industry is steadily developing in a positive cycle, with the problems generated by the crisis being overcome, and 2017 is another year during which a step has been taken in this direction. By the direction and speed of developments in the industry, North America collides with the interests of traditional oil and gas producers in other parts of the world. And this is one of the elements leading to tensions and volatility on the oil market, which will most likely counterbalance the investment momentum and will position the global industry, in the coming period, in an ever more unpredictable ups and downs. 29

oil & gas

June’s reading

According to McKinsey & Company some stability returned to the OFSE sector in Q1 2017, with strong US onshore performance offsetting moderate decline elsewhere. However, prosperity has not yet arrived as oil prices went sideways. QUARTERLY PERSPECTIVE ON OIL FIELD SERVICES AND EQUIPMENT

The first quarter of 2017 was a major test of OPEC’s ability to enforce policy and control the market. It was successful in the former but, even after the latest news of an extension to its November 30 agreement out to April 2018, it has not entirely managed to assert market control. While OPEC has achieved close quota compliance, the resulting price recovery proved an opportunity for US producers to justify a rapid increase in output on the back of improving technology and falling costs. This additional production has already offset half of OPEC’s cut, and was reflected in a steady rise in the onshore US rig count—up another 200 on the quarter, and up over 60 percent on the

Prosperity postponed low seen in May last year. Nevertheless, OPEC and Russia are making an impact on stock levels globally, and pundits are split down the middle over likely market direction—with rising LTO output, technological advances, rising Libyan and Nigerian output, and questions over longer term demand among the bearish factors, and falling stocks, close OPEC/non-OPEC quota adherence, and rising Asian demand striking a more bullish tone. These opposing factors have caused uncertainty and explain the recent volatility. OPEC’s latest extension announcement may be enough to balance these opposing factors once again, supporting and stabilizing prices. Despite the resurgent US onshore, upstream activity and investment elsewhere remained suppressed, with international rig counts down slightly. Weak forward crude price sentiment—reflected in a flat forward curve—has been particularly discouraging for offshore FIDs, which remain thin on the ground, with most spot rig demand coming from brownfield projects. This has meant

mixed fortunes for OFSE companies, depending primarily on their exposure to the US onshore. Overall, OFSE revenue fell slightly on the quarter, but this was largely due to a continuing poor performance from assets, which are most exposed to the depressed offshore, with services and EPC back in positive territory. Margins were up compared to Q4, and even up on the year for services and equipment—apart from assets, which are still suffering as higherpriced contracts expire. Returns to shareholders moved up with the oil price through Q4, but have fallen back significantly since the beginning of this year. Looking ahead, surging US onshore investment and production is forecast to continue, even with prices at less than USD 50 per barrel. OPEC’s latest market intervention extending the cuts into 2018 pushed prices back up above USD 50 per barrel—enough to encourage US shale drillers to expand even more. Should shale production gain a hold outside the United States, the game could be over for OPEC— but that hasn’t happened yet.

For more information see ‘Prosperity postponed’ at www.mckinsey.com/industries/oil-and-gas/our-insights/prosperity-postponed 30

www.petroleumreview.ro

oil & gas

90 years since the construction of Europe’s first natural gas compression station by Dumitru Chisăliță, Judicial Technical Expert in Oil & Gas

omania achieved many historic premieres in the European gas industry, many of them unknown, others forgotten and most of them hidden by the current impotence. Since 1912, Dr Cholnoky Jenö1 wrote: “For long and high-capacity pipelines, it was found that the artificial increase of gas pressure was more economic than the increase in the diameter of the pipeline. In the United States the increased artificial gas pressure had been used since 18902. But if gas compression stations are used at the points where the pressure drops, smaller diameter pipes, therefore cheaper, may also be used,” he said, referring to the construction of natural gas pipelines in Transylvania. The discovery of natural gas, followed by the awareness of their advantages, led to a high consumption during 1915-1924, which attracted the fall of the natural gas pressure

Sarmasel drilling scaffold

1 Termeszettudomanyi Kozlony, A kissarmasi me-

tangaz kitorese es az Erdelzi mendenczenek regibb iszapvulkanjai, Fortyogoi, 1912, p. 898-911

2 The Pipelines Take Over, Editors of LOOK, 1946 32

Water tank www.petroleumreview.ro

oil & gas

Ingersol Rand aggregate in the Sărmăşel field. Besides the increase in methane gas consumption and the reduction of drilling, during this period, the necessity of gas compression for supplying the city of Turda3 was obvious. Thus, on May 19, 1927, works began on the construction of a gas compressing station4 at Sărmăşel, equipped with three Ingersoll Rand (US) horizontal compressors, with 360 mm diameter cylinders, powered by two steam machines with 360 mm diameter cylinders. The power of an aggregate was of 124-250 hp, for 67-135 rotations/min. The capacity of the compression station, for a suction pressure of 3-4 bars and a discharge pressure of 7 atm, was of 4,000 cubic meters/hour. The compression station included the compressor plant, the power plant, the fuel gas metering station, the water cooling tower and other 3 Chisăliţă Dumitru, Moments in the History of Natural Gas in Romania, Academprint Publishing House, Tg. Mureş, 2004

4 The issue of the methane gas in Ardeal,

Response to the attacks included in the brochure of the Consumers’ Union “Methane Gas Problem”, the National Methane Gas Company Sonametan and UEG, Cartea Românească Publishing House, Bucharest, 1929

administrative annexes. The power plant included two Crossley motors and SiemensSchuckart generators. The boiler that produced steam for compressors also produced steam to drive the generators of electric power both for the operation of the compression station and for the engines that pumped water at Balda water pumping station. The cooling of the engine and compressor parts was made by circulating the water that was brought from Balda, where in 1927 an artificial lake had been built. The pumped water from the Balda Pumping Station was headed to the 500-cubic meter basin, located near the compression station where the water compressor station was powered. The water cooling tower, also built during May-August 1927, had a capacity of 60 cubic meters. This was the first gas compression station in Europe, built by SONAMETAN company. It wasn’t the only premiere in the European history of natural gas compression, SONAMETAN put into operation the first gas compression station mounted on a transmission pipeline in Romania in 1947 and the first gas compression station using turbines mounted on a gas pipeline.

TRANSPORT WITHOUT LIMITS

Services Road Transport Offshore Containers & Baskets Rigmoves Storage & Handling Projects Resources

www.lubbers.net ploiesti@lubbers.net

T +40 0244 408 040 33 408 049 F +40 0244

oil & gas

Moftinu Project to take next step forward

Serinus Energy and Confind inked the EPCC contract

erinus Energy’s journey to the realization of the Moftinu Gas Development Project has been arduous yet rewarding. Through the tireless commitment and dedication of our staff in Romania and the valuable assistance of the team in Calgary, the Company has just reached a very important milestone as it works to bring the project onstream in Q1 2018. This important milestone was achieved on May 9th, 2017, when Serinus Energy signed the Engineering, Procurement, Construction and Commissioning (“EPCC”) contract with Confind S.R.L. The Company is very pleased to have achieved this milestone and to have tendered the contract to a Romanian Company that is a wellknown and experienced contractor in the oil & gas sphere. The EPC contract process started back in December 2016 when Serinus initiated a tender for bids for the Moftinu Project. After receiving numerous bid proposals, the company 34

set out to further vet each proposal against the defined scope of work to determine not only the most economic bid, but also to identify the companies that are most qualified to carry out the work on behalf of Serinus. The Company went through a rigorous and thorough screening and evaluation process as it reviewed all the submitted bids. After the identifying the top three bids, the Company then entered a dialogue with each of these bidders to further define the scope of work and evaluate their abilities to meet the project parameters on costs and timing. After going through this process, it became evident to the company that Confind S.R.L. met all of the requirements required to be the project EPC contractor. The senior management then conducted one final due diligent review by visiting the Confind office to meet with the senior management and potential project team, as well as tour the Confind facilities in Câmpina.

The two companies then worked on the detailed contract that will define Confind’s work and responsibilities on the Moftinu Project. After many iterations, the companies reached an agreement and the contract was signed at the Confind offices in Câmpina on May 9th. While this milestone was important, it only signifies the start of many months of planning, procurement and construction of the project.

Calvin Brackman Vice President of External Relations & Strategy T: +1 403 264 8877 D: +1 587 349 5532 F: +1 403 264 8861

www.serinusenergy.com

www.petroleumreview.ro

oil & gas

iscovered last year, the deposit has a length of 35 kilometres and it was found at a depth between 1,500 and 5,000 meters. Experts estimate that it contains between 25 and 27 billion cubic meters of natural gas, being surpassed only by the Neptun deposit, discovered in 2012 in the Black Sea area by ExxonMobil and OMV Petrom and which has between 42 and 84 billion cubic meters of natural gas. The first announcement regarding the discovery of the deposit was made in June last year.

INVESTMENTS OF EUR 180 MILLION As announced by Romgaz officials, the Caragele deposit is currently under development, and the investments carried out so far amount to EUR 40 million. Thus, the first three wells have been drilled, being into operation following the installation of the drying station and the gas measuring station. This year three wells will be drilled that could prove that the deposit’s reserves are higher than the current estimates. Romgaz representatives said the deposit is to enter production in 2019, after an additional investment of EUR 140 million.

PRODUCTION TESTS, ENCOURAGING FROM THE VERY BEGINNING Romgaz has identified this deposit in the RG 06 Muntenia Northeast block, where it carries out oil operations as sole holder of the Concession Agreement for Exploration-DevelopmentExploitation. The discovery is located in the north-eastern sector of the Moesian Platform. The completed initial production tests at the first two exploration wells, 55 Damianca and 77 Rosetti, confirmed a significant accumulation of hydrocarbons in Jurassic limestone

ROMANIA TO CONTINUE THE EXPLORATION PROGRAMMES

ONSHORE NATURAL GAS DISCOVERY ASSESSED AT USD 4 BILLION by Adrian Stoica Romgaz has recently inaugurated the largest onshore natural gas field discovered in Romania in the past 30 years. According to estimates, the deposit located on the Caragele platform in CA Rosetti locality, Buzău County, reportedly contains 27 billion cubic meters of natural gas, which means that its exploitation would ensure Romania’s consumption for two and a half years. 36

www.petroleumreview.ro

oil & gas

THE LARGEST DEPOSITS DISCOVERED SO FAR Romania’s certain, proven gas reserves have fallen by more than 26% during 2014-2016, from 150 to 101.37 billion cubic meters. Following the discovery and entry into operation of Caragele gas deposit, Romania will be able to join the list of gas exporters. In recent years, several discoveries have been announced by the companies that have concessions in Romania, the deposits entry in operation will turn our country into an exporter of natural gas. • In 2012, OMV Petrom and ExxonMobil announced the discovery of an important natural gas deposit with the Domino-1 well in the deep-sea area of the Black Sea Neptun block. The well has been placed 170 kilometres from the shore, in waters with a depth of about 1,000 meters. The drilling operations started at the end of 2011. The gas reserves in that area allegedly range from 42 to 84 billion cubic meters of natural gas, but no decision has yet been made regarding the deposit’s entry in operation. • In 2015, OMV Petrom and ExxonMobil announced the discovery of a new gas deposit, also in the Black Sea. A third exploration well drilled, Pelican South-1, has reportedly

tanks on a range of over 120 meters at depths of more than 4,000 meters. The results following the flow tests (DST) on 7 mm and 9 mm nozzles predicted a daily output ranging from 1,400 to 2,200 boe/ well. The contingent resource, based on drilling data and tests including well geophysics, extracted mechanical cores and fluids, and from trap dimensioning by 3D seismic data, is estimated to be between 150 and 170 million boe. The results obtained in the first two wells have confirmed that the decision to use 3D seismicity in the opening exploration for deep geological objectives was correct. “Romgaz is a strong presence on the regional market, and given the intensified competition for access to resources, our strategy aims to strengthen our company’s position on the market by identifying new opportunities for growth and diversification and by

•

identified a new gas accumulation, the second success after the 2012 discovery. • Also in 2015, near the block explored by OMV Petrom and ExxonMobil, the consortium made up by LukoilOverseas, PanAtlantic and Romgaz confirmed a 30 billion cubic meter natural gas deposit. In October, work was completed on the LIRA-1X exploration well, which led to the discovery of this important deposit in the EX-30 Trident block. • In February 2017, Black Sea Oil & Gas (BSOG) announced that it has discovered in the Black Sea natural gas reserves estimated at 10-20 billion cubic meters. Gas extraction is expected to begin in 2019. In the first phase, one billion cubic meters of gas will be extracted per year, and in the next few years the production will gradually increase to four billion cubic meters. BSOG announced in April 2017 the awarding of a drilling contract for the drilling of two offshore exploration wells located in the XV Midia block, in the Shallow Water Zone of the Black Sea Romanian sector, the local marine drilling service provider being GSP Offshore.

improving our company’s performance. The current market conditions call for a careful analysis of the investment strategy of the oil and gas companies. For Romgaz, the increase in the portfolio of resources and hydrocarbon reserves, as well as the development of storage facilities, remain a priority. In a continuously changing market, the investment in exploration, exploitation and storage is important for the company’s development. The results show that the investment programme and the exploration strategy have achieved the objectives, which creates very good prospects for the continuation of the exploration programmes in Romania,” Virgil Metea, General Manager of Romgaz, said at the end of June 2016. Attending the inauguration of the discovery, Energy Minister Toma Petcu said the Caragele gas field is assessed at minimum USD 4 billion, representing a discovery enabling

Romania to become a major player on the gas market in the region and not only. “Romgaz has revealed the largest discovery that a Romanian company, Romgaz, has made on gas reserves in Romania. It is a reserve that stores, by first estimates, 30 billion cubic meters and the exploitation capacity is of 27 billion cubic meters. On the average annual consumption, it would probably be enough for three years, had this deposit be the only one exploited. It’s a deposit rated to at least USD 4 billion. It is a discovery that has gone past the exploration phase, we are now in the exploitation phase, we are already delivering gas to the system,” the Energy Minister said. “This is a discovery that shows Romanian economy’s great potential and the prospect that Romania becomes a hub in the gas field, to be an important player on the gas market in the region and not only,” the minister said. 37

oil & gas

ACER still finds contractual congestion in the European Gas Transmission Network

he Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) published on May 31st its fourth report on Contractual Congestion, a situation in which the level of firm capacity demand exceeds the technical capacity. ACER has identified congestion at 9% of the entry and exist sides of the Interconnection Points (‘IPs’) within the EU Gas Transmission Network. This year only 23 interconnection sides out of the 247 IPs analysed were congested, compared to the 41 out of 246 identified in the Agency’s previous report. On the other hand, for another 55 IP sides the Gas Year 2017/18 product was not offered in 2016. In 2015 only 23 IP sides were in a similar condition. This means that it is difficult to assess whether contractual congestion has improved overall in Europe. At the congested points a slight increase of FDA UIOLI was observed, and no application of Oversubscription & Buy Back has been identified. This Report develops on the list of contractually congested IPs where the Firm Day Ahead Use-It-or-LoseIt (‘FDA UIOLI’) mechanism has to be applied, as of 1 July, in order to guarantee that unused capacity will be brought back to the market. It also reveals to what extent the other 38

Congestion Management Procedures (‘CMP’) have been applied in the European Union and the amount of additional capacity yielded through their use. The findings of this Report are based on the analysis of data from the Transparency Platform (TP) for 2016 – 2018 of the European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG). The study has also used data from the three capacity booking platforms (PRISMA, RBP and GSA), using the auction results for 2016 and March 2017. HOW MUCH CONGESTION?

Contractual congestion was identified at 23 IP sides, 17 of which had already been identified as congested in the previous version of the report. For 14 IP sides, contractual congestion was triggered by the nonoffer of firm products with the duration of at least one month, whereas the use of auction premia and unsuccessful requests indicated contractual congestion for other 9 IP sides. WHERE?

More than half of the contractual congestion occurred at cross-border IPs between Germany and its neighbours and at inland German

IP sides. Around 10 IP sides were congested in the South and South South-East Regions. Has any progress been achieved? Secondary capacity trades have been concluded only for 7 congested IP sides. Data availability on the secondary market has further increased this year. WHAT NEXT?

For the 10 congested IP sides where the FDA UIOLI has still not been implemented and the other 3 German IP sides where FDA UIOLI was not duly reported, National Regulatory Authorities (‘NRAs’) should take the relevant measures, which include: to require TSOs to implement and apply the FDA UIOLI mechanism or prove that the congested situation is unlikely to reoccur in the following three years; to improve TSO data reporting. ACER’s main recommendations to NRAs, ENTSOG and TSOs: improve data reliability - CMP data availability needs to be further improved by ENTSOG/TSOs, by ensuring that auction results with premia and data on all non-available capacity products are uploaded on the ENTSOG’s TP, as required by the CMP Guidelines; ENTSOG’s TP should also aim to incorporate information on bundled capacities. www.petroleumreview.ro

oil & gas

Statoil to be global digital leader by 2020

tatoil is establishing a digital centre of excellence and launching a roadmap with seven specific programmes for digitalisation in the company towards 2020. Digitalisation will help improve the safety, security and efficiency of Statoil operations. Towards 2020 Statoil expects to invest NOK 1-2 billion in new digital technologies, accelerating the digital roadmap work. Digital technologies will also be part of other Statoil technology and research projects. “Aiming to be a global digital leader within our core areas, we are now stepping up our efforts to capture opportunities provided by the rapid development within digital technologies,” says Statoil’s Chief Executive Officer, Eldar Sætre. According to Eldar Sætre, the oil industry is already extensively utilising IT technology and digitalisation, but the rapid technological development creates new opportunities, particularly within the following areas: Digitalisation of work processes. Improving the efficiency by reducing the time spent on manual and repetitive tasks, where possible. Advanced data analytics Improving the understanding of extensive and complex data for better decision-making by means of advanced data analytics and machine learning. Robotics and remote control Increasing the operational regularity, 40

reducing costs and improving safety and security by reducing human activity in physically intensive activities. Examples of this are robotic drilling and automated installations. Digitalisation can help improve the safety and security of the operations, both by means of data that provide a better decision-making basis, and through reduced exposure in risky operations. A combination of digitalisation, standardisation and a culture for continuous improvement may drive cost reductions, and form the basis for increased value creation and activity. DIGITAL CENTRE OF EXCELLENCE

Statoil is establishing a digital centre of excellence that will coordinate and manage the digitalisation efforts across the company. The centre of excellence will collaborate with external specialist communities, have dedicated units for data analytics, machine learning and artificial intelligence, as well as leaders for digital programmes. Statoil will recruit candidates for the centre of excellence both internally and externally, and the leader will report to Statoil’s chief operating officer (COO). SEVEN PROGRAMMES FOR DIGITALISATION

Statoil is establishing a roadmap with seven programmes in the further digitalisation process:

Digital safety, security and sustainability - Using data to reduce safety risks, improve learning from historical incidents, strengthen security, and reduce the carbon footprint of our operations. Process digitalisation Streamlining of work processes and reduction of manual input across the value chain. Subsurface analytics - Improving data accessibility and analytical tools for subsurface data, enabling better decision-making. Next generation well delivery - Enhancing utilisation of well and subsurface data for planning, real-time analytics and increased automation. Field of the future - Smart design and concept selection by maximising the use of available data, and integrating digital technologies in future fields. Data-driven operations - Using data to maximise asset value through production optimisation and maintenance improvements. Commercial insights - Improving analytical tools and data accessibility within our commercial areas to enable better decision-making. “The roadmap and the seven programmes will help accelerate the digital development of Statoil. Utilising the digital opportunities that large volumes of data provide, we make better decisions, enabling improved safety and security, reduced emissions and more efficient operations,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s Chief Operating Officer. www.petroleumreview.ro

Antwerp was chosen as PEFTEC’s location as it is situated in the World’s second largest cluster of Petrochemical Industry activities and the largest outside of the USA.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS

2017

29thth- 30 NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM ANTWERP 29 &th30 th BELGIUM NOVEMBER

Antwerp is an ideal location for visitors as it is placed in the heart of Europe with easy access by car and by rail with excellent Air links for visitors from the Middle East, Africa, Asia and the Americas.

CONFERENCE EXHIBITION & SEMINARS 29th - 30th NOVEMBER 2017 - ANTWERP, BELGIUM

Peftec 2017 is a focused international Conference and Exhibition for Companies specialising in monitoring and analytical technologies for the Petroleum, Refining and Environmental Industries. Peftec offers international visitors and experts an extensive conference and seminar programme on case studies, regulation, standards and analytical techniques with a focussed exhibition of product and service providers. The need to produce accurate analytical and monitoring data is essential to industry.

For more information email: info@peftec.com

Topics and products featured at Peftec 2017 will include: • Laboratory Testing and Measurement • Petrochemical Analysis • Emissions Monitoring in Air, Water and Soil • Portable and Field Sampling • Process Monitoring • Reference Materials • Oil Analysis • Calibration • Regulation and Standards

www.PEFTEC.com Organiser: International Labmate Ltd, Publisher of Petro Industry News, International Environmental Technology, Asian Environmental Technology, International Labmate and Lab Asia.

oil & gas

EBRD and Expert Petroleum join forces The European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) is providing a USD 5 million loan to Expert Petroleum to finance the enhancement of Romanian mature oil and gas onshore fields. As the domestic oil and gas production declines and commodity prices are lower, several existing onshore oil and gas mature fields requires investments and focus to continue to be economically viable, compliant to the latest environmental regulations and to ensure the recovery of the hydrocarbon reserves is optimized. 42

he EBRD loan will help Expert Petroleum to optimize its capital structure and invest into energy efficiency upgrade and production enhancement projects. The Bank’s investment will contribute to make the oil and gas assets operated by the company safer, cleaner, more productive and more viable for longer time. “We are very pleased to support Expert Petroleum as it continues to provide an innovative and unique approach in the rehabilitation of mature oil and gas fields and ensure domestic hydrocarbon resources are more efficiently recovered,” Eric Rasmussen, EBRD Director for Natural Resources, stated. In his turn, Ghiath Sukhtian, Chairman of Expert Petroleum, added: “We are delighted to expand our long-lasting cooperation with the EBRD. They are a key partner in our ambition to modernize and optimize mature onshore oil and gas fields in a clean and safe environment.” The Project supports the company in optimising its capital structure and investing into energy efficiency upgrade and production enhancement projects. It is expected to have positive transition impact through: Setting standards of corporate governance and business conduct - green economy transition by supporting energy efficiency upgrades; Demonstration of new products - the project will demonstrate that technologically advanced secondary hydrocarbon recovery can be run as an independent viable business. Expert Petroleum is an agile and lean organization specialized in mature oil and gas fields operations optimization, workforce development, energy efficiencies, production and reserves enhancement. The company operates 18 mature oil and gas fields with 400 producing wells in Romania, employing over 1000 people. It is part of the GMS Holdings group which is a www.petroleumreview.ro

oil & gas

large private family investment group of diversified international businesses. ENVIRONMENTAL AND SOCIAL SUMMARY

Categorised B (2014 ESP): Environmental and social due diligence (ESDD) conducted by the bank has shown that the E&S impacts associated with the project are site specific and are being appropriately addressed by the company. Company’s E&S provisions are generally in line with good international practice although some improvements are required to ensure full alignment with the EBRD’s Performance Requirements. These improvements are captured in an Environmental and Social Action Plan (ESAP), which has been agreed with the company.

Head Office Leobersdorf Austria Office Vienna Austria Office Riyadh Kingdom of Saudi Arabia

The company has in place a robust E&S management system certified to ISO 14001 and OHSAS 18001 standards and which is underpinned by a full suite of plans, procedures and policies. These are applied to all project facilities to address both past and present E&S issues and risks. Through the PEC the company has taken over 13 mature fields many of which are associated with conformity and contamination issues from previous operations. The company is in the process of addressing these issues together with OMV Petrom and has made significant improvement since 2013. These activities will continue and will do much to address historical liabilities and also replace, redevelop and decommission old and defunct equipment and facilities. These investments will result in energy and

greenhouse gas savings. Company’s HR provisions are in line with PR2 requirements. Through the optimisation of operations, the company is in the process of staff reductions. These are being conducted in line with PR2 and in discussion with the relevant workers union. Work and community health and safety is managed through the overarching management system and the company has demonstrated good H&S performance to date. The company maintains good relations with communities and authorities through regular engagement and information disclosure. A Stakeholder Engagement Plan will be required for major development works such as new wells. The company will be required to report to the EBRD on an annual basis on its E&S performance and the implementation of the ESAP.

Office Ploies‚ ti Romania TECON Engineering SRL 16 Negru Voda Str. RO-100149 Ploiesti ‚ Tel.: + 40 (344) 401-333 Fax: + 40 (344) 401-334 romania@tecon.eu

www.tecon.eu 43

oil & gas

Petroleum-Gas University to cooperate with Baku Higher Oil School Petroleum-Gas University of Ploieşti (UPG) and Baku Higher Oil School (BHOS) signed on May 26th a Cooperation agreement and an Agreement on developing cooperation within Erasmus+ exchange program between universities of the European Union. The agreements signed during the first Azerbaijan-Romania University Forum held in Baku provide for many joint initiatives and projects including student exchange programs, scientific and research activities, workshops and conferences, and cooperation within the framework of the lifelong learning program. Prospects of the cooperation between two higher educational institutions and other issues of mutual interest were discussed at a meeting of Baku Higher Oil School Rector Elmar Gasimov with Vice-Rector of Petroleum-Gas University of Ploieşti Prof. Mihail Minescu and Senior Advisor for International Affairs of Technical University of Cluj-Napoca Sonia Carmen Munteanu. As Elmar Gasimov emphasized, signing agreements between BHOS 44

The meeting between Baku Higher Oil School Rector Elmar Gasimov and Vice-Rector of Petroleum-Gas University of Ploieşti Prof. Mihail Minescu

and UPG provides new opportunities not only for tightening ties between students and teachers, but also for developing long-term cooperation between the Higher School and Romanian University. In his turn, Mihail Minescu spoke about the Erasmus+ and said that this European Union (EU) student exchange program combines all the EU’s current schemes for education, training, youth and sport and offers exciting opportunities for the participants to study, work, volunteer, teach and train abroad in Europe. In his words, signing the agreements between BHOS and UPG will allow the Higher School’s undergraduates to study at the Petroleum-Gas University of Ploieşti. The guest informed that UPG

was founded in 1948 in response to the increasing industrialization in Romania and lack of high-level education in the petroleum and gas sector. At the moment, the UPG’s academic structure includes five faculties, namely Faculty of Petroleum and Gas Engineering, Faculty of Mechanical and Electrical Engineering, Faculty of Petroleum Technology and Petrochemistry, Faculty of Economic Sciences, and Faculty of Letters and Sciences. Speaking about technical and engineering disciplines taught at the Technical University of Cluj-Napoca, Carmen Munteanu emphasized that management of this university would be also interested in developing cooperation with the Baku Higher Oil School. www.petroleumreview.ro

HOST

ONE GLOBAL INDUSTRY. ONE CITY. ONE MEETING PLACE.

ADIPEC FAST FACTS

135,000

100,000+

2,000+

Gross sqm

Attendees

Country Pavilions

Exhibiting Companies

177

750+

8,500+

Conference Sessions

Expert Speakers

Conference Delegates

NOCs

IOCs

WHY ADIPEC? Purchasing Power - Over US $9 billion of contracts were signed during the 4 days of ADIPEC. With 81% of attendees either a decision maker, purchaser or influencer, ADIPEC delivers real business opportunities. Knowledge Exchange - With over 750 speakers from around the world and over 177 sessions, ADIPEC provides one of the most comprehensive conference programmes in the world. International Perspective - 22 NOCs, 15 IOCs and 25 international country pavilions along with 2,000+ exhibiting companies make ADIPEC unrivalled.

BOOK YOUR STAND NOW adipec.com/bookastand Supported By

Host Host CityCity

Supported By

Official MediaPartner Partner Official Media

Conference Organiser Conference Organiser

ADIPEC Organised ADIPEC OrganisedBy By

SEE UPSTREAM Annual Co During May 20-21, the SEE UPSTREAM Annual Conference & Exhibition 2017 was held in Bucharest, organized by the Petroleum Club of Romania and Industry Media Vector, the editor of the Petroleum Industry Review, with the support of CNR-CME. The 9th edition of the annual conference dedicated to the Upstream segment, a major event of the oil and gas industry, brought together managers from Romania and South-Eastern Europe, Romanian and international experts, officials from regulatory bodies, consultants and specialists in the field for a fresh exchange of ideas and opinions on the most advanced technical and scientific solutions for the benefit of the 46

industryâ&#x20AC;&#x2122;s sustainable development. The debates focused in particular on the current situation of the energy industry, the priorities of the National Energy Strategy, legislative measures, implications, dynamics and forecasts regarding the oil prices, challenges to the oil and gas industry, resource efficiency programmes, and cost savings, safety and security at work, companiesâ&#x20AC;&#x2122; strategies and future plans. Structured in the form of five technical sessions and two keynote speeches, the conference has occasioned interactive discussions between the speakers and the audience, to better understand the topics presented. by Lavinia Iancu www.petroleumreview.ro

nference & Exhibition 2017 OFFSHORE & ONSHORE TECHNOLOGY IN THE BLACK SEA REGION Opening the conference, Petroleum Club of Romania President Andrew Costin pointed to some of the most important challenges of the industry, underlining especially the issue of human capital, referring not only to specialists who have left the oil and gas sector, given one of the most volatile periods in

the history of the oil and gas sector, and especially the decrease of young people’s interest in this economic branch. In the regional context, Romania’s situation, with pluses and minuses, was analysed by Eugenia Guşilov, ROEC Director, who sent a warning message on

FOCUS weaknesses: decrease in international credibility, vulnerability of national security, sharp deterioration of reputation. Although progress has been made the evolution of the BRUA project, the liberalization of domestic gas prices (April 1, 2017), the BSOG announcement on the start of gas production in the Black Sea in 2019 - unresolved issues and impediments still remain: NAMR’s 11th round, the fiscal package for the oil and gas sector, the decrease in domestic gas output, the increase of gas imports. PRODUCTION, ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) ACTIVITIES, WORKOVER AND ONSHORE & OFFSHORE OPERATIONS The major topics of the first session focused on production activities, on the enhanced recovery factor (EOR), workover and onshore and offshore operations in the oil and gas industry. Thus, representatives of the largest oil and gas producer in South East Europe - OMV Petrom, underscored the importance of a technical opportunity to reduce production costs for natural gas wells. The technological solution presented by Dumitru

Gherghiceanu - Senior Department Manager, and Andrei Ion Corneliu - Drilling Engineer, pointed to the drilling and cementing of production wells in the drilling process. According to them, the new concept proposed by OMV Petrom, applicable only to gas wells, proved to be feasible from the technical and economic point of view, being successfully implemented in Romania. In his turn, Eugen Sorescu - Director of Exploration Department with Romgaz, the most important producer and main supplier of natural gas in Romania, 48

reiterated in his presentation “Risks and Challenges in Petroleum Exploration Projects” the company’s exploration strategy, which includes the continuation of ongoing projects, the analysis of new opportunities for perimeter acquisition, adopting the most modern practices, improvement of risk analysis, portfolio management and continuous staff training. Properly assessing and managing the main challenges and risks of exploration and production projects, whether technical, tax, economic or political, ultimately leads to the profitability of projects, the specialist has emphasized. In terms of the Romgaz achievements, during 2012-2016, these include: over 80 exploration wells; 4,000 sq km of seismic 3D, 1,100 km of 2D seismic profiles, 1,200 magnetotelluric stations; 7,000 geochemical samples taken; over 11 bn cm of contingent resources; two discoveries summing up 27 bn cm contingent resources (in 2016). A success story was revealed to the audience by Alexandra Damascan Armegioiu - Winstar Satu Mare Country Manager, Serinus Energy subsidiary in Romania. The Satu Mare Moftinu Project, the 29th largest of the 97th Pannonian Basin, has attracted substantial Canadian investments and the development continues, the first gas production being expected in the first quarter of 2018. Also, the 3D seismic prospects are going on in the area, aiming to discover new perimeters similar to the potential of the Moftinu project, the regions of interest for the company being Santău, Mădăraș, Berveni, Nisipeni. It is to be highlighted the important local and national economic benefits, as well www.petroleumreview.ro

FOCUS

as the employment and business opportunities the project offers to citizens and to the business environment in Romania. SURVIVING THE LOW-COST INDUSTRY ENVIRONMENT: PRAGMATIC STRATEGIES TO IMPROVE THE SAFETY, RELIABILITY AND VALUE OF EQUIPMENT AND PROCESSES The session on health, security and safety (HSE) highlighted key issues regarding pragmatic strategies to increase the safety, reliability and efficiency of the equipment and processes. Constantin Gheorghe Chairman of the Regulatory Authority for the Black Sea Oil Offshore Operations noted the intensification

of activities in the Romanian Black Sea sector. Operations move to the deepwater area, which involves increased challenges and operational hazards while the legislation in the field is still at an early stage of development. The expert cited the main international legislative documents on the protection of the Black Sea against pollution, while observing the poor level of the legislation in Romania in this area. The response to pollution is mainly based on oncall arrangements with the private sector or provided by the Ministry of Defence or the Ministry of Internal Affairs, but they might not be sufficient in number, response time and availability, as the legislation on the safety of offshore oil and gas operations is incomplete, there are no agreements in force with the neighbouring countries for support, etc. Thus, the newly set up new authority will have to ensure, among other responsibilities, the regulation of offshore oil and gas activities as well as the connection between operators, owners, local authorities and competent authorities in other countries. It will also need to develop a regional emergency response framework with all countries around the Black Sea and to periodically conduct exercises on various scenarios involving offshore oil and gas operations. On the other hand, Christopher Hawkes, Safety Director with IOGP, mentioned the most important Life Saving Rules (LSR) in an economically hostile

environment, indicating the main measures to prevent labour incidents in the oil and gas sector. A recent analysis of the association highlighted the fact that approximately 75% of the 332 fatal work incidents during 2011-2015 could have been prevented by strict compliance to the LSR. 49

FOCUS RECENT DEVELOPMENTS, PRIORITIES AND DIRECTIONS OF INTEREST The second day of the conference started with a brief review of the latest developments in the exploration and production segment, delivered by Prof. Niculae Napoleon Antonescu PhD - Honorary Rector of the Petroleum-Gas University, followed by the interventions of the representatives of the regulatory bodies in the field. Talking about the recent personnel layoffs in the share of 10-20%, the massive decrease of the

give additional impetus to surface equipment. In addition, National Authority for Energy Regulation President Niculae Havrileţ referred to the regulation of the natural gas market, pointing out that currently the Upstream segment, where the regulation is insignificant, ensures 95-97% of the domestic gas consumption. He also recalled the new obligation of the Upstream pipeline operators to respond to the requests coming from third parties. Another important aspect was the energy mix to be used over the next 20 years, a mix where natural gas is considered the ideal partner for renewable energies. Romania enjoys a favourable works and, last but not least, about the serious situation of the drilling contractors, he mentioned the encouraging issues, respectively OMV Petrom’s drilling activity revitalization, liberalization of gas prices, the favourable prospects for onshore and offshore gas exploration. Sorin Gal – National Agency for Mineral Resources Director General, assured the audience that there is a government programme which includes clear steps regarding the drafting of the Law on Royalties, which is due to be concluded probably at the end of June, and the Petroleum Law will be finalized in October and then submitted to Parliament. He also pointed out that currently there are two main directions of interest: the onshore deep drilling area and the Black Sea region. The official also said that NAMR is working together with the Black Sea operators on drafting a law to help solve some problems related to undercrossing the beaches, the access through leased blocks to title-holders, building permits in the Black Sea coastal zone, a bill which will 50

www.petroleumreview.ro

FOCUS position due to the resources in the Black Sea, the expectations being related to the first gas production announced by BSOG for 2019 and the exploitations estimated by OMV Petrom, ExxonMobil and Romgaz after 2020. Also, the ANRE President emphasized the importance of the project for building the first network of filling stations for compressed natural gas (CNG) vehicles in Romania. Prof. Ionuţ Purica - Energy and Environment Expert with the Romanian Academy prelected on innovations, new technologies and hydrocarbons replacement. Analysing the European Union’s directions and development objectives - the Europe 2030 project,

attending the event, both with exposures and products, have highlighted innovative solutions, cutting-edge technologies and equipment. Thus, the solutions offered by Euro Gas Systems based in Târgu Mureş, official distributor of the renowned compressors manufacturer Ariel Corporation, include: natural gas compression units, based on reciprocating and screw compressor technology with capabilities of packaging gas compressors up to 5000 HP both engine and electric driven, overhaul services for the existing compression units, the manufacture of pressure vessels and other metallic structures, air-cooled

the expert noted that within the five pillars there are new concerns related to the interconnection of networks (electricity and gas), research and innovation (R&I), competitiveness, for speeding up the transformation of the European energy system. At the same time, emphasis is laid on directing and integrating the priorities. In response to the oilmen concerns, the expert concluded, based on a simple mathematical calculation, that it is unlikely that in the next 33 years electric vehicles will replace diesel and gasoline motorcars.

hot exchangers, complete non-destructive control services in the own laboratory and at the site. Euro Gas Systems (EGS) provides packaged gas compressors for the entire industry operations - Upstream, Midstream and Downstream. Claudiu Orban, Sales Manager, highlighted the efficiency of gas compressing equipment for well heads, especially for marginal gas wells, exemplifying by eloquent case studies. He added that although the concept was not developed by EGS, the company managed to integrate this concept into a product complying with European standards, which complies with the PED and ATEX directives. To name a few of the advantages, Claudiu Orban pointed out the increased production capability, prolonged well life and nevertheless increased reserves. Leonard Trifu - Marketing Manager INCDT Comoti, added to the range of solutions for the oil and gas industry a wide range of high-efficiency equipment and special services - compressing and recovery

INNOVATIVE SOLUTIONS, CUTTING-EDGE TECHNOLOGIES AND EQUIPMENT

Continuing the idea previously presented by the Romanian Academy’s expert, the following sessions emphasized the role and importance of research and innovation in the development of the oil and gas industry. The representatives of the companies

FOCUS Ganew - Area Sales Manager Central and Eastern Europe, Herrenknecht. The latest equipment and solutions for pipeline crossing - faster, more economical, safe and environment friendly, have attracted the attention of the audience, interested in modern drilling systems with outstanding performance produced by the German company. The Herrenknecht HDD (Horizontal Drilling) equipment is used worldwide for the installation of oil and gas pipelines, as well as for water and sewage pipelines. In order to increase the efficiency of the drilling operations, while cutting the costs, Tomax proposes a

equipment for natural gas, centrifugal air compressors, gas turbocharger, gas centrifugal electro-compressor, automation, assembling, maintenance, service, 3D modelling, CFD analysis, test benches for gas turbines and compressors, etc. In addition, the Romanian Research & Development Institute for Gas Turbines is distinguished by the development of international cooperation programmes and technical-scientific partnerships with prestigious institutions and companies in Europe. Also, the Instituteâ&#x20AC;&#x2122;s constant concerns include the ecological, rational and efficient exploitation of natural resources; the development of new technologies and equipment designed to protect and be environment friendly. The efficiency of trenchless technology, with applications in various fields of activity, including the oil and gas industry, was explained by Dymitr Petrow-

new concept of tools - Anti-Stick-Slip Tool (AST), an axial and torsion vibration shock absorber. According to Morten GranhĂ¸y-Lieng - VP Operations, the use of the new tool improves the efficiency of the drill bit, prevents the destructive effect of vibration and increases the ROP. The digital transformation of the exploration and production sector is still a challenge to the oil and gas industry, characterized by a huge amount of organizational, geographic and geopolitical data and information. And this is not just a technological challenge, it also involves a change of mentality at the level of organizations, from managers to employees, 52

www.petroleumreview.ro

FOCUS parks, well testing on the well production line. The company also provides high-quality data acquisition services with connection capabilities to existing pressure/temperature measuring devices. In addition, it provides full productivity analysis services (using wellbore flow equations, determination of the absolute flow potential), including the recommendations for production design. Besides the well testing services, companyâ&#x20AC;&#x2122;s President Robert Louis Fox listed the EPF solutions, the BHP data acquisition systems, the PVT analyses, with various industry applications. The technical expertise of technological pipelines by combined method with Guided Wave (GWT) and potential gradient (Direct Current Voltage Gradient DCVG) was the subject of the presentation delivered by the IPM-Partners representative, DragoĹ&#x; Toma, said Stefan Blendinger PhD, Siemens Austria representative. However, the benefits are indisputable, whereas the adoption of cutting-edge technology and integrated data management contribute to the sustainable development of the industry. NA Solid Petroserve, a Canadian petroleum service company specializing in slickline & wireline services and surface well production testing services, provides customers with tools, devices and ancillary equipment

to increase operational performance. The wide range of slickline & wireline services includes pressure and temperature recorders, as well as operations to control the flow of fluids. Full well testing services include DST, new wells tests, isolated wells testing and production in production tanks, production testing in production

Engineering & Inspection Manager. The advantages of using the combined method include: the high probability of detecting possible defects in tubular material (9598%); high accuracy of localization for remedy; does not require removal of the pipeline or the changing of the operating parameters during the examinations, both methods being non-destructive and non-invasive. Given the partnersâ&#x20AC;&#x2122; needs, regarding the most rigorous maintenance of the equipment, the company has developed, over time, more performing technical investigation models. 53

FOCUS smaller wall thickness, better behaviour at both low and high temperatures, and simpler assembly technologies – recommend this procedure. FINAL CONCLUSIONS

Prof. Mihail Minescu PhD - Vice-Rector of Petroleum-Gas University, is partisan of the modernization of the copper pipe assembly systems for natural gas installations (although the process of assembly by pressing of the proposed copper pipes and fittings has been approved by the competent bodies, it hasn’t been introduced in the ANRGN norm and cannot be applied in Romania, although the procedure is used by most European countries). The advantages of copper pipes compared to steel - higher corrosion resistance,

Overall, since the spring event of 2016, the Upstream segment (exploration and production) of the oil and gas industry has passed through a period marked by a slight recovery in oil prices, facing the continuous decrease in capital expenditures, the postponing of major investment projects, the fall in operational expenses, decrease of production and in number of employees, the lack of fiscal framework needed for the sector’s operations. Good news comes in view of the expected results of the Black Sea exploration, onshore deep drilling projects, the BRUA project development. On the other hand, the price pressure has stimulated research and innovation, including in terms of cutting unit costs of oil production and return on the invested capital. This year, the conference has also attracted, as usually, the interest of the Upstream specialists in the oil and gas industry, who had the opportunity to meet and discuss with the representatives of the regulatory bodies in the field, to discuss with the colleagues the latest solutions to overcome the technical and operational challenges posed by a so demanding and vulnerable work environment, and to connect directly with the industry providers of leading solutions and services. The event presentations and the photo gallery are available in full at www.blackseaevents.com

www.petroleumreview.ro

EDITORIAL

Cine amenință OPEC și prețul petrolului

uține sunt indiciile care mai pot convinge investitorii că OPEC este încă acel jucător ce stabilește direcția prețului petrolului. Iar evoluția industriei americane de petrol și gaze nu este deloc unul dintre ele! Dimpotrivă, se regăsește printre semnele care arată că balanța puterii la nivel global pe această piață s-a schimbat, iar Statele Unite sunt un jucător mai activ și, parcă, mai important decât toți ceilalți producători de petrol și gaze la un loc. Și asta în ciuda faptului că din perspectiva dimensiunii rezervelor deținute balanța este defavorabilă americanilor. Fără a putea avea pretenția că face jocurile pe piața mondială a petrolului, prin dinamica industriei de profil, prin flexibilitatea și capacitatea inegalabilă de inovare și adaptare a acesteia, Statele Unite încurcă înțelegerile încheiate între jucătorii „grei” ai acestei industrii; nu existența unor mii de miliarde de barili de petrol în subsol, ci faptul că industria de profil, prin dezvoltarea spectaculoasă a tehnologiei fracturării hidraulice și a exploatării zăcămintelor alternative, a adus Americii în ultimul deceniu caracteristicile unui ‘swing producer’; respectiv capacitatea de a aduce în piață, rapid și în mod natural, un plus semnificativ de producție în momentele în care prețul petrolului crește și posibilitatea de opri producția și de a-și conserva resursele, atunci când acesta este scăzut. Vorbim de fapt de un continuu proces de restructurare al industriei americane de shale (prin falimente, transferuri de active, oameni și tehnologii) care, pe ansamblu, dă exact acest rezultat: creșterea producției atunci când prețurile cresc și reducerea acesteia când prețurile scad! O caracteristică foarte importantă însă a acestui proces și care are darul de a influența major piața pe termen lung este dată de faptul că fiecare nou avânt de producție și fiecare „mini-criză” a industriei (dată de scăderea prețurilor – falimente și restructurări) are, pe fondul avansului tehnologic continuu, un efect de majorare a productivității 56

de Laurențiu Roșoiu și eficienței. Aceasta duce la scăderea continuă a pragurilor de rentabilitate (breakeven) ale acestui tip de exploatări. Potrivit unor statistici publicate la începutul anului 2017 de Rystad Energy – unul dintre cei mai importanți consultanți independenți americani specializați în industria de petrol și gaze, din 2013 până în 2017 pragurile de rentabilitate ale exploatărilor de shale au scăzut în medie de la circa 80 la aproximativ 35 de dolari – trendul descendent înregistrându-se în toate marile perimetre de profil din SUA. Acesta este prin urmare unul dintre marile atuuri ale Americii în disputa cu marii producători de petrol ai lumii, un foarte probabil perpetuu „capac” al creșterii prețului petrolului și, prin cele mai recente evoluții, o probabilă explicație pentru reacția negativă a piețelor la acordul OPEC de la finele lunii mai 2017. Astfel, la finele primelor trei luni ale anului 2017, în patru dintre cele mai mari perimetre de exploatare a zăcămintelor de șist din SUA (EFS, Bakken, Permian și Niobrara), numărul de puțuri de foraj orizontal era de 335, cu 100% mai multe decât cel înregistrat în perioada de minim din mai 2016 – potrivit acelorași statistici ale Rystad Energy. În același timp, potrivit unui alt studiu, realizat de PricewaterhouseCoopers, din cele 73 de miliarde de dolari – reprezentând valoarea operațiunilor de fuziuni și achiziții realizate de companiile americane de profil în primul trimestru din 2017 (cu 160% mai mult decât cele realizate în urmă cu un an) circa 24,6 miliarde au fost realizate în tranzacții vizând operațiunile de exploatare a zăcămintelor de șist; aceste cifre, dar nu numai, arată că industria de shale se află într-un ciclu de creștere, crescând probabilitatea continuării majorării producției în perioada imediat următoare. Acestea sunt elementele i-au determinat investitori să considere insuficientă limita de producție agreată recent de OPEC și care vor reduce șansele unor creșteri spectaculoase ale prețurilor aproape indiferent de coordonatele eventualelor viitoare decizii similare. www.petroleumreview.ro

57 39

știri

OMV PETROM ȘI-A DUBLAT PROFITUL ÎN T1 2017

MV Petrom a înregistrat un profit net de 619 milioane RON (136 milioane euro) în primul trimestru din acest an, în creștere de peste două ori (113%) comparativ cu aceeași perioadă din 2016. Grupul a înregistrat vânzări în creștere cu 27%, până la 4,65 miliarde RON (1,02 miliarde euro), față de perioada ianuarie – martie 2016, pe fondul prețurilor semnificativ mai ridicate ale țițeiului la nivel internațional și al cererii majorate de carburanți pe plan local. „În T1/17, am reușit să fructificăm condițiile de piață mai bune printr-o performanță operațională și financiară solidă. Am înregistrat un flux de trezorerie din activități de exploatare substanțial îmbunătățit, de 1,3 mld lei, care, coroborat cu reducerea investițiilor, a condus la obținerea unui flux de

trezorerie extins de 646 mil. lei. Prețurile crescute ale țițeiului și cererea mai mare de produse petroliere aferentă vânzărilor cu amănuntul, împreună cu disciplina continuă privind costurile, s-au reflectat într-un rezultat din exploatare CCA excluzând elementele speciale de 767 mil. lei, aproape jumătate din cifra aferentă întregului an 2016. În Upstream, am continuat reducerea costurilor de producție, iar scăderea producției a fost

în linie cu estimarea pentru întregul an 2017, datorită contribuției proiectului Lebăda Est NAG. Rezultatul din exploatare CCA excluzând elementele speciale din Downstream a crescut cu 3% față de T1/16, ca urmare a îmbunătățirii performanței generale, gestionării stricte a costurilor, și susținut de marjele solide de rafinare. Rezultatul din exploatare în T1/17 a fost susținut, de asemenea, de măsurile de relaxare fiscală din România, în particular de eliminarea impozitului pe construcții speciale, începând cu ianuarie 2017,” a declarat Mariana Gheorghe, CEO al OMV Petrom. „În ansamblu, performanța noastră solidă din T1/17 reflectă rezultatele excelenței operaționale din toate segmentele de activitate, în conformitate cu obiectivele noastre strategice de a spori competitivitatea portofoliului existent”, a mai menționat aceasta.

LICITAȚII DE APROAPE UN MILIARD DE DOLARI PENTRU PERIMETRUL NEPTUN DIN MAREA NEAGRĂ

xxonMobil Exploration and Production Romania a lansat pe Sistemul Electronic de Achiziţii Publice (SEAP) două anunţuri de intenţie cu privire la proiectul pe care îl derulează în Marea Neagră alături de OMV Petrom, pentru exploaterea zăcământului de gaze naturale descoperit pe platforma continentală a României. Un prim anunţ se 58

referă la achiziţia de servicii privind „consultarea pieţei pentru furnizarea de conducte termoplastice de tip ombilical şi/sau sisteme flexibile încălzite electric pentru a sprijini activitatea de fabricare în cadrul proiectului Neptun – zona de apă adâncă”. Durata contractului va fi de 36 de luni de la data adjudecării acestuia, iar valoarea estimată este de 42 mil. dolari, fără TVA. De asemenea, compania a mai lansat

o licitaţie privind „consultarea pieţei pentru a obţine informaţii de la operatorii economici de pe piaţa de proiectare, achiziţii şi construcţii pentru a sprijini dezvoltarea unei potenţiale exploatări de gaze în partea românească a Mării Negre în cadrul proiectului Neptun – zona de apă adâncă”. Valoarea contractului se ridică la 900 mil. dolari, fără TVA, acesta fiind unul din cele mai mari acordate vreodată în România. www.petroleumreview.ro

știri

MOL ROMÂNIA INVESTEȘTE PESTE 2,3 MIL. EURO ÎNTR-UN TERMINAL GPL

OL România, filiala locală a Grupului MOL, este în curs de finalizare a lucrărilor de construcţie a unui terminal de GPL (gaz petrolier lichefiat) la Tileagd, în judeţul Bihor. Investiţia are o valoare de peste 2,3 milioane de euro. Terminalul, care va deveni complet operaţional în a doua jumătate a acestui an, va fi dotat cu patru rezervoare cu o capacitate totală de 600 de metri cubi, fiind prima investiţie din domeniul GPL realizată de MOL în România. Proiectul va completa baza de active pe care MOL o deţine deja la Tileagd, acolo unde din vara anului 1999 funcţionează un depozit de produse petroliere. În acest moment,

depozitul de la Tileagd este operat de 20 de angajaţi. „Acesta este primul terminal de GPL pe care MOL îl construieşte în România. Este o decizie de investiţii care arată interesul MOL România pentru diversificarea activităţii şi a portofoliului de servicii şi produse puse la dispoziţia clienţilor”, a declarat Camelia Ene, Country Chairman & CEO MOL România. Dincolo de depozitul de produse petroliere de la Tileagd, MOL România mai administrează o unitate de stocare a produselor petroliere la Giurgiu. Depozitul de la Giurgiu, care are acces direct la transportul fluvial pe Dunăre, a fost pus în funcţiune în primăvara anului 2013 şi este operat de 14 angajaţi. 59

știri

ACORDURI DE COOPERARE ÎNTRE UPG ȘI BHOS

niversitatea Petrol-Gaze din Ploiești (UPG) și Baku Higher Oil School (BHOS) au semnat pe data de 26 mai un acord de cooperare și un acord de dezvoltare a cooperării în cadrul programului de schimb Erasmus+ privind cooperarea dintre universitățile din Uniunea Europeană (UE). Acordurile semnate în cadrul primului Forum Universitar Azerbaidjan-România, desfășurat la Baku, prevăd mai multe inițiative comune, precum programe de schimb de studenți, activități științifice și de cercetare, ateliere de lucru și conferințe, și cooperarea în cadrul structurilor permanente de învățământ. Perspectivele cooperării dintre cele două instituții de învățământ superior, ca și alte probleme de interes reciproc, au fost discutate în cadrul unei

întâlniri dintre rectorul BHOS, Elmar Gasimov, cu prorectorul UPG, Mihail Minescu, și cu consilierul pentru afaceri internaționale al Universității Tehnice din Cluj-Napoca, Carmen Munteanu. După cum a subliniat Elmar Gasimov, semnarea acordurilor dintre BHOS și UPG asigură noi oportunități, nu numai pentru strângerea relațiilor dintre studenți și profesori, dar și prin dezvoltarea pe termen lung a cooperării dintre BHOS și Universitatea română. La rândul său, Mihail Minescu a vorbit despre Erasmus+, afirmând că acest program de schimb pentru studenți al Uniunii Europene combină toate schemele actuale ale UE pentru educație, pregătire, tineret și sport și oferă oportunități deosebite participanților de a studia, lucra, de a face voluntariat, de a preda și a se pregăti în străinătate, în Europa. Cu alte cuvinte, semnarea acordurilor

dintre BHOS și UPG va permite studenților BHOS să studieze la Universitatea Petrol-Gaze din Ploiești. Oaspetele a informat că UPG a fost fondată în 1948, drept răspuns la industrializarea în creștere din România și datorită inexistenței unei instituții de învățământ superior în sectorul de petrol și gaze. În prezent, structura academică a UPG include cinci facultăți și anume Facultatea de Ingineria Petrolului și Gazelor, Facultatea de Inginerie Mecanică și Electrică, Facultatea de Tehnologia Petrolului și Petrochimie, Facultatea de Științe Economice și Facultatea de Litere și Științe. Referindu-se la disciplinele tehnice și de inginerie care sunt predate la Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca, Carmen Munteanu a menționat că și conducerea acestei universități este interesată de dezvoltarea cooperării cu Baku Higher Oil School.

SOCAR AJUNGE LA 36 DE STAŢII DE ALIMENTARE CARBURANȚI

n luna mai, SOCAR a deschis a doua benzinărie din Bucureşti. Aceasta se află pe Str. Basarabia nr. 103, sector 2. Prin noua investiţie, compania SOCAR creează noi locuri de muncă și ajunge la 36 de staţii de alimentare în România. Benzinăria este prevăzută cu tehnologie de ultimă generaţie, deţine dotări prietenoase cu mediul, respectiv staţie de reîncărcare maşini 60

electrice, jetwash (cu autoservire), asigură facilităţi de achiziţie roviniete și peaj (trecere pod Feteşti), terminal pentru plata facturilor la utilități, reîncărcări cartele telefonice etc. Economisind timp, tableta conectată la internet vine în ajutorul persoanelor care au nevoie rapidă de informaţii. În magazinul CafeNar al benzinăriei, clienţii pot găsi, ca şi în alte staţii de alimentare SOCAR,

produsele vedetă, tradiţionale ale gastronomiei din Azerbaijan – cafeaua la nisip şi sucul de rodie, cât şi alte produse alimentare, nealimentare sau accesorii pentru maşină. SOCAR deţine, în acest moment, în afară de București, staţii de alimentare în următoarele judeţe din România: Botoşani, Suceava, Neamţ, Iaşi, Bihor, Bistriţa, Buzău, Bacău, Vrancea, Timiş, Ilfov, Cluj, Vâlcea, Arad, Sibiu și Argeş. www.petroleumreview.ro

știri

REZULTATELE DIN PRIMUL TRIMESTRU CONFIRMĂ PROFITABILITATEA ROMGAZ

otrivit raportului Romgaz pentru trimestrul I 2017, realizarea unor marje ale profitului net (37,79%), EBIT (44,69%) şi EBITDA (59,92%), confirmă menţinerea unei profitabilităţi ridicate a activităţii societăţii. Comparativ cu perioada similară a anului precedent, performanţele sunt net superioare chiar pe fondul diminuării producţiei de gaze naturale cu circa 3%. Societatea a încheiat Trimestrul 1 al anului 2017 în creștere față de trimestrul precedent, profitul net fiind mai mare cu 82,0%, EBIT cu 86,9% și EBITDA cu 187%. De asemenea, performanțele primului trimestru al anului 2017 sunt superioare perioadei similare a anului trecut. Ratele indicatorilor raportaţi la cifra de afaceri au înregistrat valori în creștere atât comparativ cu trimestrul anterior, cât și față de Trimestrul 1 al anului 2016, ceea ce confirmă menţinerea unei profitabilităţi ridicate a activităţii societăţii. Producţia de gaze naturale înregistrată în primul

trimestru al anului 2017 a fost de 1.333 mil.mc, cu 12,5% mai mare decât cea înregistrată în trimestrul anterior şi cu 3% mai mică decât cea înregistrată în perioada similară a anului precedent. Aceste rezultate au fost obţinute în condiţiile în care: importul de gaze naturale a crescut masiv, în T1 2017 România importând o cantitate de 675,5 mil. mc, cu 460% mai mult decât în aceeaşi perioadă a anului 2016; din stocurile de gaze ale Romgaz aflate în depozitele subterane s-a extras cu circa 180 mil. mc mai mult decât în aceeași perioadă a anului 2016. Consumul de gaze naturale estimat la nivel naţional pentru T1 2017 a fost de 50,3 TWh, din care aprox.7,3 TWh a fost acoperit cu gaze din import, iar diferenţa de 43 TWh cu gaze din intern, la care Romgaz a participat cu 19,26 TWh, ceea ce reprezintă 38,3% din consumul naţional şi 44,8% din consumul acoperit cu gaze din intern. Această cotă de piaţă a Romgaz este în creştere cu 1,9% faţă de cota de piaţă de 42,9% înregistrată în T1 2016. 61

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRU VIDU

Calitatea serviciilor, un aspect esențial în vremuri de criză Grupul Bureau Veritas, lider mondial în certificarea diferitelor sisteme de management, cu birouri în peste 140 de țări și mai mult de 100.000 de certificate emise, este prezent în România încă din anul 1930. Bureau Veritas Certification a realizat prima certificare la nivel mondial a unei companii în conformitate cu cerințele Standardului ISO 50001 pentru Managementul Energiei, fiind acreditat de DAKKS Germania. De asemenea, a realizat prima certificare a unei companii românești în conformitate cu cerințele Standardului SA 8000 pentru Responsabilitate Socială. Care este planul strategic de dezvoltare în țara noastră, ce arii au potențial de creștere, dar și de ce sunt importante certificările acreditate ne-a dezvăluit Alexandru Vidu, CEO Bureau Veritas România. 63

omnule Director, cum v-ați început activitatea? Ce competențe și cunoștințe dobândite în facultate v-au ajutat cel mai mult în carieră? Activitatea mi-am început-o imediat după absolvirea Facultății de Geologie și Geofizică, din cadrul Universității București, fiind angajat în poziția de Inginer Operator (Logging Engineer) de către SC Atlas GIP SA Ploiești. Această experiență m-a ajutat foarte mult în viitoarea carieră, deoarece încă din primele zile erai pus în fața faptului de a lua decizii, într-un mediu unde timpul nu era de partea ta. Echipa de la Atlas GIP era formată din niște oameni extraordinari, adevărați profesioniști, alături de care am învățat ce înseamnă să lucrezi în echipă. Cunoștințele

dobândite în facultate îți asigură baza, biletul de intrare în ceea ce reprezintă adevărata formare ca profesionist. Depinde foarte mult, în opinia mea, în ce mediu de lucru îți începi cariera și cum alegi să te dezvolți ca individ. Ambiția este esențială, iar faptul că îți dorești întotdeauna să faci un pas nou în viața profesională te poate duce către o carieră de succes. Deși aveți o experiență îndelungată în sectorul de petrol și gaze, v-ați reorientat, în plină dezvoltare a carierei, spre domeniul inspecții & certificări. Ce v-a determinat să faceți această schimbare? Mă aflam în punctul în care eram de 14 ani în domeniul petrol și gaze (Oil & Gas), trecând prin mai multe poziții, operațiuni și vânzări, moment în care am decis că am nevoie de o schimbare. Așa cum afirmam

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRU VIDU O capcană în care multe companii riscă să cadă este aceea a reducerii costurilor prin concedieri. Acest fapt pune firmele respective în situația de a ajunge în incapacitatea de a livra serviciile la calitatea dorită din cauza lipsei de personal. Pentru a menține calitatea serviciilor la un nivel înalt trebuie să nu uităm că cele mai importante bunuri ale unei companii sunt angajații acesteia.

anterior, întotdeauna trebuie sa-ți dorești să încerci lucruri noi dacă vrei să evoluezi. Pasul care l-am făcut a fost destul de curajos, având în vedere că mutarea a vizat un domeniu în care nu aveam cunoștințe foarte vaste, dar am fost atras de ceea ce însemna expunerea către un domeniu de activitate foarte complex, cel al testării, inspecțiilor și certificării (TIC). Cum se poziționează Bureau Veritas la nivel mondial și în regiune și cum vă promovați serviciile în România? Care sunt principalele atuuri ale companiei? La nivel mondial și regional, Bureau Veritas este lider de necontestat în sfera serviciilor TIC. În România, suntem în plin proces de reașezare și țintim poziția de lider, prin eforturi susținute pe toate direcțiile: campanii dedicate pe piețele țintă, participări la evenimente, seminarii, dovedind credibilitatea, recunoașterea internațională, diversitatea serviciilor, profesionalismul auditorilor. Din păcate, cultura în domeniul nostru de activitate este la un nivel foarte scăzut pe piața din România, puține firme fiind conștiente de adevăratele beneficii ale unui sistem de management corect implementat. Acest fapt a dus la situația în care firmele de top la nivel mondial din TIC dețin doar aproximativ 10% din piață. Ce conține oferta de servicii a grupului Bureau Veritas și care sunt schemele specifice dedicate domeniului energie/petrol și gaze? Concret, în ce mod contribuie specialiștii Bureau Veritas și procesul de certificare la creșterea profitului? Bureau Veritas oferă certificări pe întreaga paletă de standarde specifice diverselor sisteme de management existente, inclusiv ISO 29001, ISO 50001, ISO 15900, ISO 55001. Creșterea încrederii clienților, know how-ul organizațional, optimizarea și eficientizarea proceselor, creșterea eficacității și îmbunătățirea continuă sunt principalele instrumente. Un proces de certificare executat corect aduce, în primul rând, reduceri de cost prin evitarea problemelor

legate de calitatea serviciilor și a produselor. Nu multe companii iau în considerare pierderile care pot fi generate de problemele de calitate versus costul unei certificări cu o firmă de renume. În general, se iau decizii pe criterii comerciale, ceea ce conduce ulterior la pierderi mult mai mari decât economia realizată prin alegerea unui furnizor de servicii mai ieftin. Pe lângă provocările generate de traversarea uneia dintre cele mai volatile perioade, companiile din industria de petrol și gaze trebuie să asigure menținerea calității serviciilor concomitent cu reducerea costurilor. Ce soluții există pe termen mediu și lung? Cele mai importante aspecte de luat în calcul în astfel de perioade se referă la menținerea încrederii angajaților și a politicilor motivaționale, evaluarea și reevaluarea furnizorilor, externalizarea serviciilor de achiziții. Cooptarea unui partener de încredere care, pe lângă faptul că sesizează problemele organizației în timpul auditului, poate pune la dispoziție o experiență la nivel global în soluționarea acestora, reprezintă unul dintre beneficiile majore pe care o companie le poate avea pe termen lung. Știm cu toții că principalele costuri al unei companii sunt cele legate de personal. O capcană în care multe firme riscă să cadă este aceea a reducerii costurilor prin concedieri. Acest fapt pune firmele respective în situația de a ajunge în incapacitatea de a livra serviciile la calitatea dorită din cauza lipsei de personal. Pentru a menține calitatea serviciilor la un nivel înalt trebuie să nu uităm că cele mai importante bunuri ale unei companii sunt angajații acesteia. În condițiile dinamicii crescute a pieței muncii și accentuării competiției pentru atragerea angajaților, ce servicii oferă Bureau Veritas în scopul îmbunătățirii competențelor și abilităților acestora? La începutul anului 2016, am înființat un departament de instruire în cadrul Bureau Veritas România, menit să abordeze exact 65

aspectele expuse anterior. În prezent, avem o ofertă îmbogățită de servicii de instruire și perfecționare prin sesiuni ‘open’ sau ‘in house’, adaptată profilului clienților și nevoilor acestora. Cursurile de instruire cu instructori cu experiență internațională reprezintă o valoare adăugată pentru cei care aleg serviciile noastre. Din păcate, și cred că tocmai din cauza cererii mari pe piața muncii, mulți preferă să ignore beneficiul de a avea un training de calitate, crezând că nu este necesar în faza de selecție a candidaților. Certificările reprezintă o garanție suplimentară de siguranță și competență profesională. Având în vedere că, așa cum ați declarat recent, mai mult de jumătate dintre certificările ISO din România

sunt emise de firme de apartament, ce măsuri pot fi adoptate în vederea rezolvării acestei situații? Revenim la ceea ce am menționat anterior, cultura pieței, în primul rând, joacă un rol decisiv. În legătură cu acest aspect, firmele de talie mondială din TIC ar trebui să facă un efort concertat pentru a încerca să schimbe această situație prin campanii intensive de marketing care să conducă la o mai bună conștientizare a serviciilor de calitate. Creșterea exigenței RENAR și implicarea organismului național de acreditare în monitorizarea pieței organismelor de certificare este, în același timp, esențială. De asemenea, recunoașterea exclusivă a certificărilor acreditate este imperios necesară. În calitate de CEO, cum definiți situațiile de risc, ce presupune un bun management al acestora și care

www.petroleumreview.ro

INTERVIU CU ALEXANDRU VIDU Per ansamblu, Bureau Veritas România a avut o creștere de 31% în cursul anului 2016, în principal generată de serviciile care se adresează pieței construcțiilor, creșterea înregistrată pe acest segment în 2016 fiind de 49%, și de serviciile de certificare unde am înregistrat o creștere de 40%.

considerați că este secretul formării unei echipe productive? O situație de risc presupune expunerea companiei și a angajaților acesteia la aspecte care ar putea dăuna capitalului și imaginii. Având în vedere că independența este marele atu al companiilor din TIC, riscul major este legat de aceasta. Riscurile există în fiecare zi, dar dacă sunt gestionate corect pot fi minimalizate. Ideal este să nu fi luat prin surprindere de lucrurile care pot dăuna companiei. În momentul în care ești conștient la ce riscuri te expui, poți să faci față acestora mult mai ușor. O echipă productivă este o echipă unită. Trebuie să existe profesionalism, dar și un pic de plăcere în ceea ce facem, altfel totul devine o rutină și angajații se plafonează. Rezultatele lor depind de atmosfera care există în mediul de lucru, și aici un lider joacă un rol foarte important în motivarea echipei și transmiterea corectă a mesajelor. Comunicarea este esențială. Am văzut multe echipe formate din profesioniști cu o vastă experiență, dar care, din cauza comunicării defectuoase între membri, nu reușeau să performeze. Cum arată o zi de lucru la Bureau Veritas? Foarte scurtă... nu știu când este dimineață și când este seară. În momentul în care m-am alăturat echipei Bureau Veritas nu mă așteptam la o activitate atât de plină de efervescență. Datorită domeniului foarte vast de servicii pe care le efectuăm, dinamica este incredibilă. Care sunt cele mai plăcute aspecte ale jobului dvs., dar și cele mai solicitante? Cele mai plăcute aspecte sunt legate de faptul că am reușit să fac parte dintr-o echipă cu oameni extraordinari, adevărați profesioniști. Am adus multe schimbări organizaționale în ultimii doi ani în Bureau Veritas România, astfel încât, în prezent, am reușit să ajungem la ceea ce aș numi o echipă completă. În același timp, este foarte solicitant pentru că, în momentul când compania se află într-un proces de creștere accentuată, trebuie să ai mare grijă să nu pierzi

controlul. Creșterea este generată fie de mărirea cotei de piață pe anumite servicii existente, fie de introducerea de servicii noi, iar cel mai solicitant aspect este legat de descoperirea resurselor umane potrivite pentru a livra servicii la înalte standarde de calitate. O creștere accelerată trebuie să fie, în același timp, o creștere solidă. Ce direcții include planul strategic de dezvoltare locală și regională a Grupului Bureau Veritas pe viitor? Ce arii de activitate au potențial de creștere în opinia dvs.? Planul de dezvoltare a fost demarat la începutul anului 2016 prin deschiderea unui noi birou la Cluj. Momentan, dorim să ne extindem aria de activitate în Transilvania, prin deschiderea unui nou birou în Timișoara, și să „atacăm” Republica Modova, printr-un birou care va fi cel mai probabil în Iași. Piața s-a schimbat radical, dacă ne uităm la ceea ce se întâmpla în 2016 și la ce arii de activitate înregistrează performanțe acum. Serviciile conexe industriei Oil & Gas, care au mers bine în 2016, în prezent stagnează, și nu numai la nivelul României, ci și la nivel european. În schimb, piața construcțiilor este în plină creștere și, datorită faptului că am reușit în cursul anului 2016 să creăm un portofoliu complet de servicii care să abordeze acest sector, acum ne aflăm în poziția de a încheia contracte de succes cu unii dintre cei mai mari jucători din piață. Un potențial de creștere se întrevede și în aria serviciilor din zona HSE, unde multe firme merg fie către externalizare, fie către o mai bună conștientizare a ceea ce înseamnă grija față de angajați și față de mediu. Per ansamblu, Bureau Veritas România a avut o creștere de 31% în cursul anului 2016, în principal generată de serviciile care se adresează pieței construcțiilor, creșterea înregistrată pe acest segment în 2016 fiind de 49%, și de serviciile de certificare unde am înregistrat o creștere de 40%. La începutul anului 2017, am demarat procesul de integrare a companiei Inspect Balkan, o achiziție la nivel de grup, fapt care ne va duce la finalul anului către o creștere bugetată de 53%. 67

opinie

Noi presiuni pe piața petrolului

de Victor Lupu

ntâlnirea OPEC de la Viena din 25 mai nu a adus surprize. Așa cum era de așteptat, miniștrii petrolului din țările OPEC și non-OPEC au convenit să prelungească reducerile de producție de 1,8 milioane barili pe zi (bpz). Principala necunoscută pare să fi fost mai degrabă legată de perioada reducerii decât de decizia în sine. Reducerea a fost prelungită pentru încă nouă luni, pentru a evita variațiile sezoniere din vară și respectiv din luna ianuarie. Comitetul de monitorizare se va reuni la fiecare două luni pentru a verifica evoluțiile din piață și pentru a prezenta recomandări în vederea următorului summit OPEC din noiembrie. Acordul a fost descris de ministrul saudit al Energiei, Khalid Al-Falih, ca fiind istoric. Deși nu a fost o surpriză, acordul are meritul de a contribui la stabilitatea piețelor, 68

aduce stabilitate și previzibilitate. După cum afirma un comentator, un eșec în reînnoirea acordului ar fi adus turbulență în piață – acesta ar fi fost cel mai probabil rezultat. Arabia Saudită, ca și experții internaționali, anticipează creșterea cererii pe măsură ce sezonul de vară începe în emisfera nordică, în SUA și în Europa. În SUA, era de așteptat să crească cererea de benzină începând cu sfârșitul lunii mai și, având în vedere creșterea economică precum și combustibilii ieftini, acestea ar stimula oamenii să plece în vacanțe. Asociația Americană de Automobilism anticipa că 34,6 milioane de oameni vor conduce circa 80 de km sau mai mult pe perioada vacanțelor, cel mai mult de la vârful de 37,3 milioane înregistrat în 2005. O cerere crescută de petrol este de așteptat și în țările din Golf. Cu toate acestea, piețele nu au fost impresionate, iar prețul petrolului a scăzut cu 5% pe piețele asiatice, pentru a recupera din diferență ulterior până la aproximativ 52 de dolari pe baril. După cum subliniază unii analiști, piața aștepta mai multe de la summit-ul OPEC - iar când acordul a fost confirmat, prețul petrolului a scăzut. Pe de altă parte, cei care se așteaptă la o piață internațională mai echilibrată, care țintesc la 60 de dolari sau chiar 90 de dolari pe baril, vor trebui să mai aștepte puțin. OPEC, IEA și EIA, luând în considerare reducerile de producție și așteptata creștere a cererii cu încă 1,3 milioane bpz, anticipează că piața se va echilibra doar în a doua jumătate a anului. „E vorba de un maraton, nu de un sprint, așa că nu vă așteptați ca prețurile petrolului să crească peste noapte”, potrivit unei maxime recente. La finalul summit-ului, ministrul rus al Energiei, Alexander Novak, declara că producătorii OPEC și nonOPEC vor continua să se bazeze pe cadrul de cooperare, dând astfel un semn al bunelor intenții pentru o înțelegere pe termen lung. Cu toate acestea, unii oficiali ai țărilor exportatoare de petrol se întreabă dacă Rusia își va menține poziția pentru întreaga perioadă de nouă luni. Deși reducerea pentru Rusia este de numai 300.000 bpz (aproximativ jumătate din producția totală a țărilor nonOPEC), un nivel neglijabil în comparație cu producția totală a Rusiei de 10 milioane bpz, nu toți participanții la reuniunea OPEC sunt optimiști în ceea ce privește respectarea acordului. Alții consideră totuși că Moscova nu are altă opțiune decât să respecte acordul. Și totuși, nu Moscova este principala amenințare la adresa prețului petrolului acum. Ca de obicei în ultimii ani, pentru susținătorii prețurilor ridicate la petrol pericolul vine din partea producătorilor de petrol de șist din SUA. Dar cel mai mare producător al OPEC, Arabia Saudită, este destul de optimist în această privință. Khalid al-Falih a declarat după întâlnire că „șisturile bituminoase reprezintă o variabilă importantă, dar nu credem că va schimba sau va afecta în mod semnificativ ceea ce facem noi; piața este suficient www.petroleumreview.ro

opinie

de mare pentru a absorbi așteptata creștere de producție de petrol de șist în 2017”. O opinie cu greu împărtășită de partenerii OPEC și în dezacord cu majoritatea analiștilor din piață, care afirmă că majorarea prețului ar duce la o creștere rapidă a producției de petrol de șist și deci la o altă scădere a prețului. Producătorii americani de șist au apărut pe piață atunci când prețul petrolului a crescut, deși exploatarea șisturilor bituminoase este relativ scumpă. Producătorii de petrol de șist și-au dublat productivitatea în ultimii ani, dar există limite în ceea ce privește cantitatea și viteza de exploatare în bazinului Permian. Cu toate acestea, oficialii americani prognozează o producție mai mare cu până la 1 milion bpz până în decembrie, ceea ce ar însemna aproximativ jumătate din reducerile operate de OPEC. Nu numai OPEC ar vrea să domine și să influențeze piața internațională. Dar apare și o nouă amenințare la adresa prețului petrolului. Președintele american Donald Trump a propus vânzarea a jumătate din rezervele strategice de petrol ale țării, deși OPEC și aliații săi au redus producția. Planul a fost lansat la doar o zi după ce președintele Trump a părăsit Arabia Saudită, parte a primului său turneu în străinătate! Conform planului, SUA ar urma să vândă jumătate din rezervele strategice începând cu octombrie 2018, pe o perioadă de zece ani, pentru a obține 16,5 miliarde de dolari. Conform planului bugetar al președintelui Trump, s-ar dori vânzarea a încă 270 de milioane de barili de petrol în următorul deceniu. Planul prevede, de asemenea, creșterea producției în Alaska. Inițiativa ar putea să nu fie chiar o știre catastrofală pentru OPEC, având în vedere că vânzarea va fi eșalonată pe o perioadă de zece ani. Potrivit analiștilor, aceasta înseamnă circa 95.000 bpz și vânzările vor începe anul viitor. Și totuși... propunerea dă semnalul că a apărut un jucător important care vrea să se impună. La urma urmei, anunțând planul la doar câteva ore după ce a părăsit Arabia Saudită, președintele american a dat un semnal clar - spun analiștii - că SUA nu intenționează să-i ajute pe aliații din Orientul Mijlociu (în ciuda contractelor de armament uriașe semnate la Riad în timpul vizitei) atunci când vine vorba de echilibrarea pieței țițeiului, ci chiar va acționa împotrivă. Propunerea ar putea reduce rezervele de țiței ale SUA sub 300 de milioane de barili până în 2025, în scădere de la 688 de milioane de barili, nivelul de azi. Rezerva petrolieră stochează țiței în patru puncte subterane din statele Texas și Louisiana, rezerve pentru protecția împotriva perturbărilor fluxului de petrol din Orientul Mijlociu și din alte țări. Aceasta a fost creată după embargoul arab asupra petrolului din anii 1970. Cu toate acestea, evoluțiile din ultimii ani, în special în ceea ce privește petrolul de șist, au transformat SUA într-unul dintre cei mai mari producători din lume, iar dezbaterile sunt în plină desfășurare - dacă rezerva mai este necesară.

Știrile despre propunerea președintelui Trump ar fi putut da frisoane țărilor OPEC. Oricum, nu este o veste bună pentru cartel, care urmărește o piață internațională a petrolului mai echilibrată. Dacă va fi aprobată, ar putea duce la o stagnare a pieței petroliere pe termen mediu, lucru nedorit de țările exportatoare, care se confruntă deja cu probleme bugetare interne din cauza prețurilor scăzute ale petrolului. Și Canada vede probleme în viitor. Într-un comentariu recent, un analist sublinia faptul că „cea mai mare parte a țițeiului din Rezervele Strategice de Petrol (SPR) este din varietatea ușoară, similară importurilor americane din OPEC, dar și petrolului de șist; totuși, rafinăriile americane sunt în mare parte destinate procesării unor tipuri mai grele de țiței”. Un astfel de petrol se găsește în Canada și, dacă SUA decide să inunde piața internațională cu petrol, rafinăriile vor avea nevoie și de țiței greu. Dar propunerea președintelui Trump s-ar putea confrunta cu probleme și adversarii săi văd salvarea venind de aici. Pentru a fi pusă în aplicare, propunerea implică modificarea legii privind SPR, care prevede acum un minim de 450 de milioane de barili. În primul rând, recomandarea trebuie adoptată de Congres, după dezbaterile care au început la sfârșitul lunii mai. Există deja dispute aprinse cu privire la acest subiect. Unii republicani susțin această mișcare, afirmând că lumea s-a schimbat mult în ultimul deceniu, iar SUA au devenit unul dintre cei mai mari producători de petrol. Democrații nu sunt atât de convinși, un senator afirmând că „nu îl vom lăsa pe Donald Trump să liciteze securitatea noastră energetică pentru cel mai bun ofertant”. Un alt democrat susține că „rezervele strategice de petrol există pentru a avea energia necesară și accesibilă în momente de criză sau în caz de dezastru natural, lucru care ajută comunitățile cu venituri reduse”, adăugând că vânzarea rezervelor „pentru a asigura reduceri de impozite pentru cei extrem de bogați este cu atât mai nemiloasă”, calificând planul drept „o favoare mioapă pentru miliardarii din sectorul petrolului”. Susținătorii planului menționează că în prezent există alte surse de creștere a producției de petrol din fracturare și prin alte tehnici de foraj și că vânzările anticipate nu vor afecta piața mondială, deoarece acestea urmează să fie eșalonate pe o perioadă de zece ani. Dar analiștii sunt reticenți - vânzarea rezervelor ar putea conduce la probleme legate de preț dacă se va produce o perturbare în vreuna din țările mari exportatoare de petrol. Aceștia subliniază că vânzarea se va confrunta cu mari probleme în cadrul Congresului. S-ar putea să dureze ceva timp până să vedem modul în care se va soluționa disputa. Președintele american Donald Trump dorește să joace un rol important și în ceea ce privește petrolul. Piața internațională a petrolului va fi victima sau câștigătorul acestei dispute, în funcție de care dintre marii jucători reușesc să își impună politica. 69

opinie

Noul standard anticorupție sau cum combatem mita de Jeni Toma, Expert standardizare Direcţia Comercială, ASRO

Dacă vrem să combatem mita, acum o putem face mai mult ca niciodată, deoarece ISO a elaborat un standard internaţional, care a fost adoptat şi ca standard român: SR ISO 37001:2017, Sisteme de management anti-mită. Cerinţe cu ghid de utilizare. Cât de nocivă este mita? Aceasta erodează justiţia, subminează drepturile omului şi este un obstacol în combaterea sărăciei. Din punct de vedere economic, mita creşte costurile afacerilor, ale bunurilor şi serviciilor, diminuează calitatea acestora, creează incertitudini în tranzacţiile comerciale, distorsionează concurenţa, distruge încrederea în instituţii şi afectează funcţionarea corectă şi eficientă a pieţelor. 70

n ultimii 15 ani, numeroase ţări au făcut eforturi la nivel naţional şi internaţional pentru a lupta împotriva mitei. S-au semnat tratate şi s-a îmbunătăţit legislaţia şi multe state pot acum să condamne delictele legate de luarea şi darea de mită. Guvernele au făcut progrese în lupta împotriva mitei prin acorduri internaţionale precum Convenţia privind combaterea mituirii agenţilor publici străini în tranzacţiile comerciale internaţionale, adoptată de Organizaţia pentru Cooperare şi Dezvoltare Economică şi Convenţia Naţiunilor Unite împotriva Corupţiei şi prin legislaţii naţionale proprii. Totuşi, doar legea nu este suficientă pentru rezolvarea acestei probleme. Organizaţiile au responsabilitatea de a contribui proactiv la combaterea mitei. Cum? Prin implementarea standardului SR ISO 37001:2017, respectiv prin implementarea unui sistem de management anti-mită şi printr-un angajament al leadershipului de a stabili o cultură a integrităţii, transparenţei, deschiderii şi conformării. Politica anti-mită şi sistemul de management care o susţine ajută organizaţiile să evite sau să diminueze costurile, riscurile şi pagubele implicării în mituire, să promoveze încrederea în cadrul negocierilor comerciale şi să-şi îmbunătăţească reputaţia. SR ISO 37001:2017, Sisteme de management anti-mită. Cerinţe cu ghid de utilizare reflectă bunele practici internaţionale, specifică cerinţe şi furnizează îndrumări pentru stabilirea, implementarea, menţinerea, analiza şi îmbunătăţirea unui sistem de management antimită. Sistemul poate fi de sine stătător sau poate fi integrat într-un sistem de management global. Acest document tratează atât mituirea în sectorul public, cât şi în cel privat şi fără scop lucrativ. www.petroleumreview.ro

opinie

ISO 37001 va ajuta la prevenirea, detectarea şi combaterea corupţiei comise de organizaţie sau în numele acesteia, de angajaţii sau de partenerii săi comerciali. Sistemul de management anticorupţie, care se bazează pe o serie de măsuri şi de mijloace de control, inclusiv pe linii directoare de susţinere, specifică cerinţe privind următoarele aspecte: • adoptarea unei politici şi a unor proceduri de combatere a corupţiei; • demonstrarea de către management a leadershipului şi a angajamentului său;

Acest document reflectă bunele practici internaţionale şi poate fi utilizat în toate jurisdicţiile. El se aplică organizaţiilor mici, mijlocii şi mari din toate sectoarele, inclusiv din domeniul public, privat şi fără scop lucrativ. Riscurile de mituire cărora le este expusă o organizaţie variază în funcţie de factori precum mărimea organizaţiei, locaţiile şi sectoarele în care aceasta îşi desfăşoară activitatea şi natura, scara şi complexitatea activităţilor acesteia. Acest document specifică implementarea de către organizaţie a politicilor, procedurilor şi controalelor care sunt rezonabile şi proporţionate în funcţie de riscurile de mituire la care este expusă aceasta. ISO 37001 este primul standard internațional pentru sisteme de management anticorupție care își propune să ajute organizațiile să lupte contra acestui risc în cadrul activităților lor, la toate nivelurile lanțurilor valorice mondiale. Furnizând un cadru general flexibil, destinat prevenirii, detectării şi tratării problemelor corupției, ISO 37001 va permite organizațiilor să reducă riscurile și costurile acestui flagel. După cum explică Neil Stansbury, președinte al comitetului de proiect

• • • • • •

formarea în spiritul combaterii corupţiei; desemnarea unei persoane care să supervizeze conformitatea cu această politică; evaluarea riscurilor de corupţie referitoare la unele proiecte sau unii parteneri comerciali; implementarea de mijloace de control financiare, comerciale sau contractuale, precum şi în domeniul achiziţiilor; iniţierea de proceduri de raportare, monitorizare, anchetare, precum şi de audituri; acţiuni corective şi îmbunătăţire continuă.

ISO/PC 278, care a avut sarcina elaborării acestui nou standard, „Corupţia este un risc economic important în numeroase state şi sectoare. În multe cazuri, se consideră că ea «facilitează afacerile». O conștientizare a pagubelor provocate de această practică pentru ţări, organizaţii şi indivizi pledează în favoarea unei acţiuni eficace pentru a stârpi acest fenomen”. Numeroase organizaţii au investit deja timp şi resurse materiale pentru a dezvolta sisteme şi procese interne destinate a preveni corupţia. ISO 37001, Sisteme de management anticorupţie. Cerinţe şi recomandări de implementare, îşi propune să susţină şi să intensifice aceste eforturi, veghind la transparenţa şi la claritatea măsurilor, a mijloacelor de control care trebuie aplicate de organizaţii pentru o implementare eficientă şi eficace. „Factori precum dimensiunea organizaţiei, ţările şi sectoarele în care îşi desfăşoară activitatea, caracterul, amploarea şi complexitatea activităţilor sale influenţează riscul de corupţie. Iată de ce ISO 37001 preconizează ca organizaţia să implementeze politici, proceduri şi mijloace de control corespunzătoare”, subliniază Neil Stansbury.

Organizaţiile pot opta pentru o certificare în conformitate cu ISO 37001 de către o terţă parte acreditată pentru a atesta că sistemul lor de management anticorupţie răspunde criteriilor standardului. Deşi certificarea (sau conformitatea) cu ISO 37001 nu garantează lipsa corupţiei în cadrul unei organizaţii, standardul permite să se stabilească faptul că aceasta ia măsuri corespunzătoare pentru a preveni corupţia. ISO 37001 se bazează pe recomandările diferitelor guverne şi organizaţii precum Camera Internaţională de Comerţ sau Organizaţia de Cooperare şi Dezvoltare Economică, care reprezintă un consens mondial cu privire la cele mai bune practici de luptă împotriva corupţiei. Standardul a fost elaborat de comitetul de proiect ISO/PC 278, Sisteme de management anticorupţie, al cărui secretariat este asigurat de BSI, membru al ISO pentru Marea Britanie. Standardul SR ISO 37001:2017, Sisteme de management antimită. Cerinţe cu ghid de utilizare este un standard de certificare şi se achiziţionează de la ASRO. www.asro.ro 71

opinie

Echilibru pe piața petrolului (II)

Logică economică și geopolitică

de Ioan-Corneliu Dinu

ste știut faptul că importanța geopolitică a petrolului este comparabilă cu cea a apei. O deosebire există însă, amintind că în timp ce efectele „hidro-geopoliticii” sunt regionale, cele generate de petrol - limfa vie a economiei - sunt globale, pornind de la cerere și ofertă în general, de la echilibrul acestor efecte în special. Importanța geopoliticii petrolului derivă din mai multe aspecte și este generată de numeroase motive, precum: producția și rezervele sunt concentrate în proporție de două treimi în Regiunea Golfului, zonă foarte instabilă și conflictuală; țările consumatoare sunt diferite față de cele producătoare; piața de petrol este unificată și dominată pe de-o parte de OPEC și de SUA, pe de 72

altă parte; petrolul constituie un potențial instrument de presiune, de sancțiuni, de embargouri pentru condiționarea unui anume mers al politicii în diferite state, chiar și în scopul diminuării dezvoltării economice etc. De ajuns să ne amintim de motivul atacului japonez de la Pearl Harbour, care a fost legat de embargoul petrolier pe care SUA l-au impus Japoniei, ca o penalizare vizavi de politica agresivă a acestei țări față de China. Prin urmare, s-ar putea conchide că avem de-a face cu o adevărată competiție ce se duce în continuare pentru a avea garanția controlului asupra rezervelor pentru ca aprovizionarea generală cu țiței să fie asigurată în mod „corespunzător”. Această apreciere nu privește doar Orientul Mijlociu, ci s-ar putea lista și Zona Caspică, Asia Centrală, Africa Occidentală, Libia, Ciad, Sudan, precum și America Latină. Oricum și în orice probabilă abordare a problemei geopoliticii petrolului, SUA au avut și au un rol determinant, rol care în afară de a garanta siguranța energetică americană este esențial în ceea ce privește echilibrul pe piața mondială a petrolului. De altfel, SUA consideră țițeiul drept un „bun public mondial”. Adevăr de necontestat. În anume cercuri, se apreciază că piața mondială se bazează pe un „bazin unic” alimentat de marile companii private - se insistă spunându-se „nenaționalizate”, companii concurente între ele pe o piață pe care nu poate exista o intervenție statală centralizată. SUA au demonstrat pe parcursul dezvoltării generale că s-au bazat pe logica economică, înaintea celei geopolitice. Această abordare este regăsită și la definirea prețului petrolului, ca preț bazat pe criterii prioritar economice, lăsându-se parcă pe planul secund principiile și criteriile de esență geopolitică. Alte țări pot adopta o logică diversă, precum simplificarea până la a avea aprovizionare minimal necesară. Cu ani în urmă, se întâlnea frecvent acest mod de rezolvare, atât în cazul Chinei, cât și al Indiei, ca să vorbim de țări mari. www.petroleumreview.ro

opinie

Teoria sfârșitului apropiat al țițeiului, vizavi de echilibrul între cerere și ofertă, apare ca un „mit” cu multe explicații, dar cu puține dovezi concrete. Unul dintre specialiștii Eni, responsabil al departamentului planificare strategică, aprecia că dacă vreodată se va ajunge la concluzia că rezervele petroliere mondiale vor fi consumate, vom vedea transformări profunde ale marilor economii. Chiar și luând sau nu în considerare acest „mit”, petrolul ar putea să cunoască o nouă viață, cu un impuls forte al investițiilor. Oricum, catastrofiștii care prevăd și insistă asupra sfârșitului erei petrolului subevaluează impactul noilor tehnologii și al mecanismelor pragmatic-economice. Conform teoriei lui Hubbert, care susține că ne așteaptă diminuarea la jumătate a tuturor rezervelor/zăcămintelor de orice mineral, producția de petrol se va diminua și mai repede. Expertul Eni atrage atenția că generalizarea pornind de la un zăcământ devenit neproductiv, zăcământ uneori nesemnificativ, la toate rezervele mondiale de petrol nu demonstrează un adevăr susținut științific și dă exemplu influența tehnologiilor de ultimă oră la varii momente, tehnologii care au ridicat eficiența zăcămintelor de la 20 la 35% în 30 de ani, după 1960.

În prezent, noile tehnologii superioare celor amintite vor conduce la eficientizarea și mai profundă a activității de extracție, pornind de la descoperirea zăcămintelor până la intrarea acestora în producție. Specialiștii sectorului știu bine și exprimă în lucrări de amplitudine profesională, cu ocazia conferințelor și nu numai, adevărul potrivit căruia viața/era petrolului nu se va încheia prin epuizarea rezervelor, ci dacă va fi vreodată, se va face gradual în timp, îndelungat oricum. Contrară acestui mit ar putea fi descoperirea noilor surse de energie mai convenabile, descoperire epocală, ce va conduce la apariția unei noi științe, a unor tehnologii pe care, pentru moment, le imaginăm doar. Diminuarea cererii de petrol, de exemplu, din sectorul producerii de energie electrică poate constitui un clopoțel ce sună bine, dar nu rezolvă marile necesități de produse petroliere ale ramurilor unei economii stabile, predictibilă și aducătoare de nivel de trai care este așteptat de a fi în permanentă creștere, transformare și abordare gândite și dorite într-o logică bazată pe principii temeinice, atât economice teoretice-practice, cât și pe cele mai importante interese internaționale ale umanității în integralitatea sa.

Proiecte la cheie în Industria de Petrol şi Gaze Indiferent că aveţi nevoie de energie temporară pentru operaţiunile de exploatare de pe câmpurile petroliere, pentru construirea platformelor, întreţinere planificată sau de urgenţă sau testarea sarcinii sistemelor energetice principale, Aggreko vă vine în ajutor. Vă oferim planificarea întregului proiect, montarea şi punerea în funcţiune cu suport tehnic 24 de ore din 24, 7 zile pe săptămână, pentru a vă asigura buna funcţionare a producţiei dumneavoastră.

Aggreko, specialişti în Europa de Est Aggreko Eastern Europe Şoseaua de Centură 7A, Tunari, Ilfov 077180, România T: +4 0743 15 15 16 E: office.romania@aggreko.ae Aggreko operează din cadrul a 200 de unităţi din întreaga lume. Pentru a afla care este unitatea cea mai aproape de dumneavoastră, vizitaţi www.aggreko.com/contact

Intraţi în reţeaua Kaeser Rapidă, securizată şi pregătită pentru viitor! Puternica reţea Sigma Network bazată pe Ethernet şi dezvoltată de Kaeser asigură monitorizare şi control optimizat al staţiei de aer comprimat. Mai mult, aceasta este în măsură să profite de viitoarele beneficii pe care Industria 4.0 le are de oferit.

Aplicaţiile industriale au cerinţe speciale de comunicare - inclusiv de la un echipament la altul - şi aceasta este baza Industriei 4.0. Tehnologia nu trebuie să fie doar durabilă şi uşor de gestionat la faţa locului, ci să fie şi compatibilă la nivel global, rapidă şi securizată şi să fie capabilă de a transfera volume mari de date cu integritate maximă. În plus, ar trebui să asigure comunicarea în timp real cerută de proces. Reţeaua Sigma Network de la Kaeser îndeplineşte toate aceste cerinţe şi chiar mai mult. DATE SECURIZATE

Bazată pe tehnologia Ethernet securizată şi pregătită pentru viitor, Sigma Network este o reţea locală în staţia de aer comprimat care permite integrarea optimizată a componentelor unei staţii. Spre deosebire de soluţiile actuale de tip field-bus, precum Profibus, CAN sau similare care operează la viteze relativ lente (max. 12 Mbit/s), Sigma Network are o viteză de transfer de 100 Mbit/s. Protocolul TCP/IP standard acceptat pe scară largă - de asemenea recunoscut ca Lingua Franca a Internetului - formează baza pentru traficul de date din reţeaua Sigma Network. Reţeaua foloseşte adrese de MAC proprii Kaeser şi creează un segment de reţea închisă şi securizată, în conformitate cu recomandările pentru sisteme de control industriale. Un nod de transfer bine definit permite schimbul de date securizat cu parteneri externi. Sigma Network: puternica reţea Sigma Network asigură monitorizare şi control optimizat al staţiei de aer comprimat şi oferă capacitatea operaţională modernă specifică Industriei 4.0.

BAZA PENTRU MENTENANŢĂ PREDICTIVĂ

Reţeaua Sigma Network, lucrând în perfectă armonie cu controlerul master Sigma Air Manager 4.0, formează o infrastructură care asigură datele necesare pentru serviciile viitoare, precum întreţinerea predictivă sau managementul energetic. Aceasta nu reduce doar costurile, dar de-asemenea măreşte disponibilitatea şi fiabilitatea în funcţionare. Dacă este necesar pentru utilizator, datele operaţionale de la staţia de aer comprimat pot fi transferate în siguranţă la Kaeser Data Centre printr-o conexiune de bandă largă. Aceasta permite experţilor Kaeser să efectueze un diagnostic de la distanţă şi asigură datele necesare pentru mentenanţă predictivă orientată spre cerinţele clientului. Utilizatorii beneficiază astfel de fiabilitate maximă a sistemului, precum şi de cele mai mici costuri posibile pe întreaga durată de viaţă, deoarece specialiştii în aer comprimat de la Kaeser sunt capabili să adapteze caracteristicile energetice ale staţiei de aer comprimat după necesităţi, astfel încât staţia să funcţioneze la eficienţă maximă în orice moment. www.petroleumreview.ro

Fuzionarea înseamna ÎNCEPUTUL, Preluarea înseamna PROGRESUL, În luna ianuarie 2016 s-a împlinit un an de când Flowserve Corporation a achiziţionat Concernul SIHI Group BV – un furnizor global de sisteme proiectate, echipamente de pompare, precum şi servicii conexe în domeniul vehiculării fluidelor şi aplicaţiilor de vacuum. Pe parcursul anului trecut s-a realizat integrarea SIHI Group BV în Flowserve Corporation, iar Sterling Fluid Systems (România) devine reprezentanţa oficială a Flowserve SIHI Pumps pentru România şi Moldova. De asemenea, ne face plăcere să vă aducem la cunoştinţă că prin această preluare, gama de echipamente s-a mărit considerabil, având acum în portofoliu atât produsele SIHI - consacrate pe piaţa românească de petrol şi gaze şi nu numai, cât şi cele ale Flowserve Corporation - produse de top, apreciate în întreaga lume. Angajamentele Sterling Fluid Systems România faţă de partenerii şi clienţii noştri nu se vor schimba. Ne dorim să dezvoltăm colaborările existente, conform principiului continuităţii “business as usual”, adăugând plus valoare, prin experienţa şi profesionalismul tuturor colegilor noştri din Flowserve SIHI Pumps. Pe viitor, suntem deschişi noilor provocări şi potenţialelor proiecte, pe care le abordăm cu o echipă de mare succes, cea a companiei Flowserve SIHI Pumps. Sterling Fluid Systems (România) Mihai Eminescu 105-107 RO-020074 Bucureşti Tel: +40 21 211 76 78 Fax: + 40 21 210 82 87 Email: office@sterlingsihi.ro www.sterlingsihi.ro

petrol și gaze

90 de ani de la construcția primei stații de comprimare a gazelor naturale din Europa de Dumitru Chisăliță, Expert tehnic judiciar în domeniul petrol și gaze

omânia deține multe premiere în istoria industriei de gaze europene, multe dintre acestea necunoscute, altele date uitării și cele mai multe ascunse de impotența prezentului. Încă din anul 1912, dr. Cholnoky Jenö1 scria: „La conductele lungi, de capacitate mare, s-a constatat că era mai economică creşterea artificială a presiunii gazelor, decât creşterea diametrului conductei. În America se folosea creşterea artificială a presiunii gazelor încă din 18902. Dacă însă se folosesc staţii de comprimare în punctele unde presiunea scade, se pot utiliza şi conducte cu diametrul mai mic, prin urmare mai ieftine”, menționa acesta, referindu-se la construirea conductelor de transport gaze naturale în Transilvania. Descoperirea gazelor naturale, urmată de conștientizarea avantajelor acestora, a determinat un consum

Vedere schelă Sărmășel

1 Termeszettudomanyi Kozlony, A kissarmasi me-

tangaz kitorese es az Erdelzi mendenczenek regibb iszapvulkanjai, Fortyogoi, 1912, p. 898-911

2 The Pipelines Take Over, Editors of LOOK, 1946 76

Rezervorul pentru apă www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Agregat Ingersol Rand

Turn apă Sărmășel ridicat în perioada 1915 – 1924, fapt ce a atras scăderea presiunii gazelor naturale în câmpul Sărmășel. Alături de creşterea consumului de gaz metan şi de diminuarea lucrărilor de foraj, în această perioadă, s-a impus necesitatea comprimării în vederea asigurării cu gaze a oraşului Turda3. 3 Chisăliţă Dumitru, Momente în Istoria gazelor naturale din România, Editura Academprint, Tg. Mureş, 2004

Astfel, în data de 19 mai 1927, începe activitatea de construcție montaj a unei staţii de comprimare a gazelor naturale4 la Sărmășel dotată cu trei motocompresoare orizontale Ingersol Rand (SUA), cu diametrul cilindrilor 4 Chestiunea gazului metan din Ardeal, Răspuns

atacurilor conţinute în broşura Sindicatului Consumatorilor „Problema gazului metan”, Societatea Naţională de Gaz Metan Sonametan şi UEG, Editura Cartea Românească, Bucureşti, 1929

de 360 mm, acţionată de două maşini cu aburi cu diametrul cilindrilor de 360 mm. Puterea unui agregat era de 124 – 250 CP, pentru 67 – 135 ture/minut. Capacitatea staţiei de comprimare pentru o presiune de aspiraţie de 3-4 bar şi o presiune de refulare de 7 atm era de 4.000 mc/oră. Staţia de comprimare era compusă din uzina agregatelor de comprimare, uzina electrică, staţia de reglare măsurare gaz combustibil, turnul de răcire a apei şi alte anexe administrative. Uzina electrică era compusă din două motoare Crossley şi generatoare Siemens – Schuckart. Cazanul care producea aburul pentru antrenarea compresoarelor producea şi aburul pentru antrenarea generatoarelor în vederea producerii energiei electrice necesară atât pentru buna funcţionare a instalaţiilor din cadrul staţiei de comprimare cât şi pentru motoarele care antrenau pompele de apă din staţia de pompare a apei Balda. Răcirea pieselor motorului şi ale compresorului se realiza prin circularea apei care era adusă de la Balda, unde în anul 1927 se amenajase un lac artificial. Apa pompată de staţia de pompe Balda era condusă către bazinul „din deal” cu o capacitate de 500 mc, situat în apropierea staţiei de comprimare de unde se alimenta staţia de comprimare cu apă. Turnul de răcire a apei, construit de asemenea în perioada mai – august 1927, avea o capacitate de 60 mc. Aceasta a fost prima staţie de comprimare a gazelor naturale montată în Europa, fiind realizată de societatea SONAMETAN. Nu a fost singura premieră în istoria europeană a comprimării gazelor naturale, SONAMETAN a pus în exploatare prima staţie de comprimare a gazelor naturale montată pe o conductă de transport în România în anul 1947 și prima stație de comprimare a gazelor montată pe o conductă de transport gaze folosind turbine. 77

petrol și gaze

ăcământul, care a fost descoperit anul trecut, are o lungime de 35 de kilometri și se află la adâncimi cuprinse între 1.500 și 5.000 de metri. Specialiștii estimează că acesta conține între 25 și 27 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, fiind depășit doar de zăcământul Neptun descoperit în 2012 în zona românească a Mării Negre de ExxonMobil și OMV Petrom și care are între 42 și 84 de miliarde de metri cubi de gaze naturale. Primul anunț privind descoperirea zăcământului a fost făcut anul trecut, în luna iunie.

INVESTIŢII DE 180 DE MILIOANE DE EURO După cum au anunțat oficialii companiei Romgaz, zăcământul de la Caragele se află în prezent în faza de dezvoltare, iar investițiile realizate până în momentul de față se ridică la 40 de milioane de euro. Astfel, au fost forate primele trei sonde, care au fost puse în funcțiune după ce au fost instalate stația de uscare și stația de măsurare a gazelor. Pe parcursul acestui an, vor mai fi forate trei sonde care ar putea demonstra că rezervele zăcământului sunt mai mari decât estimările actuale. Reprezentanții Romgaz au afirmat că zăcământul urmează să intre în producție în anul 2019, după ce se vor

face investiții suplimentare de încă 140 de milioane de euro. TESTELE DE PRODUCŢIE, ÎNCURAJATOARE DE LA ÎNCEPUT

Romgaz a identificat acest zăcământ în Perimetrul RG 06 Muntenia NordEst, unde desfăşoară operaţiuni petroliere ca unic titular al Acordului de Concesiune pentru ExplorareDezvoltare-Exploatare. Descoperirea este situată în sectorul nord-estic al Platformei Moesice. Testele inițiale de producţie finalizate la primele două sonde de explorare, 55 Damianca şi 77 Rosetti, au confirmat o importantă acumulare de hidrocarburi în

ROMÂNIA CONTINUĂ PROGRAMELE DE EXPLORARE

REZERVE ONSHORE DE GAZE EVALUATE LA 4 MILIARDE DE DOLARI de Adrian Stoica Compania Romgaz a inaugurat recent cel mai mare zăcământ de gaze naturale onshore, descoperit în România în ultimii 30 de ani. Potrivit estimărilor, zăcământul situat pe platforma Caragele, în localitatea CA Rosetti din județul Buzău, ar conține 27 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, ceea ce înseamnă că exploatarea acestuia ar asigura consumul României timp de doi ani și jumătate. 78

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

CELE MAI MARI ZĂCĂMINTE DESCOPERITE PÂNĂ ÎN PREZENT Rezervele sigure, dovedite, de gaze naturale ale României au scăzut cu peste 26% în perioada 2014-2016, de la 150 la 101,37 miliarde de metri cubi. Odată cu descoperirea şi intrarea în exploatare a zăcământului de la Caragele, România se va putea înscrie pe lista exportatorilor de gaze. În ultimii ani, au fost anunţate de către companiile care deţin concesiuni în România mai multe descoperiri, intrarea acestor zăcăminte în exploatare urmând să transforme ţara noastră într-un exportator de gaze naturale. • În 2012, OMV Petrom și ExxonMobil au anunțat descoperirea unui important zăcământ de gaze naturale cu sonda Domino-1 în zona de mare adâncime a blocului Neptun din Marea Neagră. Sonda a fost amplasată la 170 de kilometri de ţărm, în ape cu adâncimea de aproximativ 1.000 de metri. Operaţiunile de foraj au început la sfârşitul anului 2011. Rezervele de gaze din acel perimetru ar fi cuprinse între 42 şi 84 de miliarde de metri cubi de gaze naturale, însă deocamdată nu s-a luat o decizie în ceea ce priveşte intrarea în exploatare a zăcământului. • În 2015, OMV Petrom și ExxonMobil au anunţat descoperirea unui nou zăcământ de gaze, tot în Marea Neagră. O a treia sondă

rezervoare calcaroase Jurasice pe un interval de circa 120 de metri aflat la adâncime de peste 4.000 de metri. Rezultatele obţinute în urma testelor de curgere (DST) pe duze de 7 mm şi 9 mm au prefigurat producţii zilnice între 1.400 şi 2.200 bep/ sondă. Resursa contingentă, evaluată pe baza datelor obţinute din foraje, care includ geofizică de sondă, carote mecanice şi fluide extrase la teste, dar şi din dimensionarea capcanei pe date seismice 3D, este estimată între 150 şi 170 milioane bep. Rezultatele obţinute la primele două sonde au confirmat că decizia utilizării seismicii 3D în explorarea de deschidere pentru obiectivele geologice de mare adâncime a fost una corectă. „Romgaz este o prezență puternică pe piața regională, iar în condițiile în care concurența pentru accesul la resurse se intensifică, strategia noastră vizează consolidarea poziției companiei pe piața de profil, prin identificarea unor oportunități noi de creștere și

•

de explorare forată, Pelican South-1, ar fi identificat o nouă acumulare de gaze, al doilea succes, după descoperirea din 2012. Tot în 2015, în apropierea perimetrului explorat de OMV Petrom și ExxonMobil, consorțiul format din LukoilOverseas, PanAtlantic și Romgaz a confirmat un zăcământ de 30 de miliarde de metri cubi de gaze naturale. În luna octombrie, au fost finalizate lucrările la sonda de explorare LIRA-1X, care au condus la descoperirea acestui important zăcământ în perimetrul EX-30 Trident. În luna februarie 2017, compania Black Sea Oil & Gas (BSOG) a anunțat că a descoperit în Marea Neagră rezerve de gaze naturale estimate între 10 şi 20 de miliarde de metri cubi. Extracţia gazelor este estimată să înceapă în 2019. Într-o primă fază, se vor extrage un miliard de metri cubi de gaze pe an, urmând ca în următorii ani să crească, etapizat, până la patru miliarde de metri cubi. BSOG a anunţat, în luna aprilie 2017, atribuirea unui contract de foraj pentru săparea a două sonde de explorare offshore, situate în perimetrul XV Midia, Zona de Apă de Mică Adâncime, din sectorul românesc al Mării Negre, furnizorului local de servicii de foraj marin GSP Offshore.

diversificare și prin îmbunătățirea performanțelor companiei. Condițiile de piață actuale impun o analiză atentă a strategiei de investiții pentru companiile din industria de petrol și gaze. Pentru Romgaz, creșterea portofoliului de resurse și rezerve de hidrocarburi, precum și dezvoltarea activității de înmagazinare rămân prioritare. Într-o piață în continuă schimbare, investițiile în explorare, exploatare și înmagazinare sunt importante pentru dezvoltarea companiei. Rezultatele obținute dovedesc că programul de investiții și strategia de explorare și-au atins obiectivele, ceea ce creează perspective foarte bune pentru continuarea programelor de explorare în România”, afirma Virgil Metea, Director General al Romgaz, la finalul lunii iunie 2016. Prezent la inaugurarea acestei descoperiri, ministrul Energiei, Toma Petcu, a declarat că zăcământul de gaze de la Caragele este evaluat la o valoare minimă de aproape patru miliarde de dolari, fiind o descoperire

care dă posibilitatea Românei să devină un jucător important pe piața gazelor din regiune și nu numai. „Romgaz ne-a prezentat cea mai mare descoperire pe care o companie românească, Romgaz, a făcut-o pe rezerve de gaze din România. Este o rezervă care înmagazinează, pe primele estimări, 30 de miliarde de metri cubi și posibilitatea de exploatare este de 27 de miliarde de metri cubi. La consumul mediu anual, ne-ar ajunge probabil trei ani, dacă am exploata doar de aici. Este un depozit evaluat la o valoare minimă de aproape patru miliarde de dolari. Este o descoperire care a trecut de faza de explorare, acum suntem în faza de exploatare, livrăm deja în sistem”, a afirmat ministrul Energiei. „Aceasta este o descoperire care arată potențialul foarte mare al economiei româneşti și totodată posibilitatea ca România să devină un hub în zona gazelor, să fie un jucător important pe piața gazelor în regiune și nu numai”, a mai precizat ministrul. 79

petrol și gaze

Încă un pas înainte

Industria globală de petrol și gaze în primul trimestru din 2017 În ciuda persistenței condițiilor de incertitudine și volatilitate, industria globală de petrol și gaze și-a continuat trendul de revenire în primul trimestru din 2017. Cel puțin asta relevă cifrele privind dinamica activității de fuziuni și achiziții înregistrate în zona Upstream, la nivel global; o zonă a cărei transformare arată că, în ciuda necunoscutelor din piețele de mărfuri, din cele valutare și de pe bursele unde se tranzacționează acțiunile companiilor de profil, industria de petrol și gaze se află întrun proces de restructurare și de reașezare pe noi coordonate. Un proces în care companiile de profil din Statele Unite și Canada conduc detașat la aproape toate capitolele. de Laurențiu Roșoiu 80

ai greu sau mai ușor, cea mai mare parte dintre jucătorii relevanți din industria globală de petrol și gaze au reușit să supraviețuiască ultimilor ani, într-o perioadă extrem de dificilă caracterizată de reducerea cererii, de scăderea abruptă a prețurilor și de tăieri de bugete; o perioadă în care deciziile strategice au fost imposibil de luat, dar care, acum, pare să se fi încheiat. Aceasta este concluzia care reiese, analizând piața petrolului și transformările industriei. RESTRUCTURARE ȘI STABILITATE

Pe de o parte, la orizont se întrevede stabilizarea prețului petrolului în jurul pragului de 50 de dolari pe baril – nivel care este cu circa 90% peste cel de la finele lui 2016... chiar dacă se află în continuare mult sub maximele, de peste 100 de dolari/baril, înregistrate în 2011. Vorbim astfel de un nivel ce pare a se constitui într-un reper tot mai relevant pentru piață, chiar dacă de la începutul anului 2017 prețul petrolului a pierdut circa 10%; iar atât deciziile OPEC cât și acordurile încheiate www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

EVOLUȚIE VALOARE ȘI NUMĂR DE TRANZACȚII M&A LA NIVEL GLOBAL

120

350

100

300 250

Număr tranzacții

Miliarde de dolari

În T1 2017 valoarea tranzacțiilor M&A realizate în întreaga lume a fost de circa 65,1 miliarde de dolari – un maxim al ultimelor șapte trimestre.

200 60

150

100

20 0

50 T3 2014 T4 2014 T1 2015 T2 2015 T3 2015 T4 2015 T1 2016 T2 2016 T3 2016 T4 2016 T1 2016 Companii listate

Companii nelistate

Companii cu acționariat de Stat

Acționariat nespecificat

Graficul relevă evoluția trimestrială a tranzacțiilor M&A la nivel global. Barele albastre indică nivelul acestora ca valoare însumată (pe axa stângă). Linia portocalie indică numărul lor (pe axa dreaptă). SURSĂ: RAPORTUL EVALUATE ENERGY M&A PENTRU T1 2017

de statele membre ale cartelului cu marii producători de petrol și gaze din afara acestuia (cum este Rusia) sunt un indiciu că, în ciuda unor evenimente și a necunoscutelor ce pot pune presiuni descendente puternice pe preț, acest prag este unul ce va beneficia de susținere. Cel mai recent indiciu în acest sens este înțelegerea la care statele OPEC și producătorii non-OPEC au ajuns la finele lunii mai 2017, la Viena; înțelegere prin care principalii producători de profil au agreat prelungirea, până la finele primului trimestru din 2018, acordului încheiat la finele lui 2016 prin care se stabilea reducerea

producției statelor semnatare cu circa 1,8 milioane de barili pe zi. Pe de altă parte, în timpul ultimilor doi-trei ani de criză, industria a fost forțată să se restructureze în profunzime: jucătorii capabili s-au departajat de cei slabi întărindu-și poziția. Însemnate resurse umane, materiale, tehnologice și financiare s-au eliberat în sectorul de profil și, cel mai important, a fost forțată o majorare semnificativă a nivelului productivității și eficienței actorilor din domeniu, elemente care au condus la creșterea numărului de proiecte cu un prag de rentabilitate în continuă scădere.

AJUSTĂRI DE FINAL DE CRIZĂ Aceasta este imaginea unui final de ciclu de criză a unui domeniu aflat în plină restructurare; iar transferul de active, de zăcăminte, de drepturi și/sau perimetre de exploatare, de tehnologii și instalații sau de infrastructură de profil și oameni, de la un jucător la altul constituie unul dintre elementele componente ale acestui proces. În acest context, activitatea constantă a jucătorilor din industria globală de petrol și gaze pe piața de fuziuni și achiziții (M&A) reprezintă o confirmare a faptului că lucrurile merg în direcția corectă. Astfel ar putea fi interpretate cifrele 81

petrol și gaze

ce arată intensificarea activității M&A în sectorul Upstream la nivel global în primul trimestru din 2017 – în condițiile în care această perioadă din an este de regulă una slabă din acest punct de vedere. Acest fapt sugerează că pentru restul anului numărul și valorile tranzacțiilor de profil ar putea înregistra noi valori maxime. După un trimestru patru al anului 2016 în care valoarea operațiunilor de fuziuni și achiziții în acest sector a fost în revenire spectaculoasă, la un maxim al celor șase trimestre anterioare, primul trimestru din 2017 a continuat tendința pozitivă. Potrivit datelor publicate în cel mai recent dintre rapoartele companiei canadiene Evaluate Energy (unul dintre cei mai importanți consultanți de profil la nivel internațional), în primele trei luni din acest an valoarea tranzacțiilor de fuziuni și achiziții realizate la nivel global în sectorul Upstream a fost de circa 65,1 miliarde de dolari – un maxim al ultimelor șapte trimestre (vezi grafic „Evoluție valoare și număr de tranzacții M&A la nivel global”); maximul anterior nedepășit încă este valoarea de 110 miliarde de dolari, înregistrată în trimestrul al doilea din 2015; o perioadă în care prețul petrolului era în cădere liberă, iar industria era bulversată în încercarea de a face față unor provocări fără precedent până la acel moment. Intervalul respectiv (T2 2015) include și tranzacția prin care Royal Dutch Shell a cumpărat BG Group, în valoare de circa 51 de miliarde de dolari – una dintre cele mai mari tranzacții de profil, care a tras semnificativ în sus valoarea înregistrată în respectivul trimestru. TRANZACȚII MAI MICI, PERSPECTIVE MAI BUNE

Prin comparație cu acest maxim realizat în cel de-al doilea trimestru din 2015 însă, activitatea din sectorul M&A pe zona Upstream, la nivel global, a fost în ultimele două 82

trimestre mai puțin spectaculoasă, dar mai consistentă. Cu alte cuvinte, în loc să fie stimulată prin tranzacții foarte mari, dar mai puține ca număr, această activitate a fost susținută de tranzacții mai multe cu valori ceva mai modeste. Astfel, în T1 2016 primele trei cele mai mari valori înregistrate au fost: 15,7 miliarde de dolari (Glencore și Qatar Investment Authority au preluat 19,5% din Rosneft), 6 miliarde (Dominic Resources a preluat Questar Corporation), respectiv 5,9 miliarde (Rosneft a preluat 50,1% din Bashneft); în primul trimestru din 2017 cifrele au fost asemănătoare: cea mai mare tranzacție a fost dată de preluarea, de către compania canadiană Cenovus, unor exploatări în Canada, de la ConocoPhillips, pentru 13,5 miliarde dolari; următoarele, de 8,5 și respectiv 6,6 miliarde de dolari, au fost date de tranzacția prin care compania Canadian Resources Ltd a preluat o serie de active de la Royal Dutch Shell și de cea prin care gigantul ExxonMobil a preluat o companie americană independentă (vezi grafic „Top 10 tranzacții în Upstream în T1 2017”). CANADA SURCLASEAZĂ SUA

Un element specific acestui prim trimestru al anului este dat de faptul că Statele Unite sunt, pentru prima oară în ultimii aproximativ șapte ani, devansate de Canada din punct de vedere al valorii tranzacțiilor realizate pe segmentul Upstream de companiile naționale de petrol și gaze; astfel, dacă tranzacțiile realizate de entitățile canadiene au depășit pragul de 25 de miliarde de dolari, valoarea tranzacțiilor companiilor americane s-a situat, deși nu cu mult, sub acest nivel (vezi grafic „Canada a depășit SUA din punct de vedere al valorii tranzacțiilor realizate”). Această evoluție este susținută de tranzacțiile ce au avut

ca obiect proiectele cu operațiuni pe zona nisipurilor petrolifere. Aceste tranzacții au însumat o valoare de 24,5 miliarde de dolari în primul trimestru din 2017, o cifră spectaculoasă, pentru că este cu doar aproximativ 3 miliarde mai mică decât valoarea tuturor tranzacțiilor de același tip realizate de-a lungul ultimilor șase ani (2010-2016). Pe lângă revenirea prețului petrolului, declarațiile favorabile ale președintelui american Donald Trump cu privire la oleoductul Keystone XL (proiect blocat de fostul președinte Barack Obama), dar și numeroasele declarații de susținere a sectorului energetic tradițional ale noii administrații americane au reprezentat un stimulent puternic al evoluției remarcabile menționată anterior. Prin urmare, cea mai mare tranzacție a acestor prime trei luni din an (cea dintre Cenovus Energy și ConocoPhillips) are ca obiect drepturi de exploatare a unor astfel de rezerve (nisipuri petrolifere). Tranzacția dintre Canadian Natural Resources și Royal Dutch Shell, dar și cea dintre aceeași Canadian Natural Resources și compania americană Marathon Oil Corp au avut de asemenea ca obiect, între altele, și transferuri ale unor operațiuni axate pe exploatarea nisipurilor petrolifere din proiectul Athabasca Oil Sands – una dintre cele mai mari operațiuni de acest tip din Canada. Rezultatul este acela că tranzacțiile pe zona Upstream realizate de companiile canadiene au depășit valoarea de 25 de miliarde de dolari, potrivit statisticilor Evaluate Energy, în timp ce operațiunile realizate de entitățile americane au însumat doar 23,6 miliarde de dolari (depășind cu foarte puțin nivelul de 23,1 miliarde de dolari realizat de acestea, în ultimul trimestru din 2016). Și, dacă entitățile canadiene au realizat cele mai mari tranzacții în zona exploatărilor de nisipuri petrolifere, în SUA s-a înregistrat www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

CANADA A DEPĂȘIT SUA DIN PUNCT DE VEDERE AL VALORII TRANZACȚIILOR ÎN UPSTREAM Valoarea tranzacțiilor realizate de companiile canadiene a depășit pragul de 25 de miliarde de dolari în T1 2017, în timp ce companiile americane s-au situat, deși nu cu mult, sub acest nivel. 35 30 25 20 15 10 5

T1 20 T2 10 20 T3 10 20 T4 10 20 T1 10 2 T2 011 20 T3 11 20 T4 11 20 T1 11 2 T2 012 20 1 T3 2 20 T4 12 2 T1 012 20 T2 13 20 T3 13 20 T4 13 20 T1 13 20 T2 14 20 T3 14 2 T4 014 20 T1 14 20 T2 15 20 T3 15 20 T4 15 20 T1 15 20 T2 16 20 T3 16 20 T4 16 20 T1 16 20 17

SUA

Canada

Graficul relevă evoluția valorii tranzacțiilor realizate pe teritoriul celor două state cu active din zona Upstream a sectorului de petrol și gaze, exprimate în miliarde de dolari. SURSĂ: RAPORTUL EVALUATE ENERGY M&A PENTRU T1 2017

o creștere deosebită a interesului pentru Bazinul Permian; unul dintre cele mai mari bazine din SUA, aflat în Statul Texas, la sud-est de New Mexico și o zonă cu tradiție pentru exploatarea de petrol și gaze. Astfel, în SUA, tranzacțiile ce au avut ca obiect active situate în această zonă au însumat în primul trimestru al anului o valoare de circa 18,5 miliarde de dolari, respectiv circa 80% din valoarea totală a tranzacțiilor realizate de companiile americane de profil pe zona Upstream – și, (atenție!), cea mai mare valoare trimestrială a tranzacțiilor înregistrată vreodată în acest perimetru.

Cea mai mare tranzacție din această categorie, de 3,4 miliarde de dolari, este cea prin care ExxonMobil și-a dublat expunerea în această regiune petroliferă prin preluarea companiei independente BOPCO – cu o producție de circa 18.000 de barili echivalent petrol pe zi (bep/zi). O altă tranzacție importantă este cea prin care Noble Energy a cumpărat compania Clayton Williams Energy, preluând astfel active însemnând circa 28.700 de hectare (71.000 de acri) de teren în mijlocul bazinului petrolifer Delaware, 40.400 de hectare (100.000 de acri) în Bazinul Permian

și o infrastructură de extracție și transport de petrol și gaze cu o lungime de circa 300 de mile, producția activelor preluate fiind de circa 10.000 bep/zi. STATELE UNITE RĂMÂN TOTUȘI LIDERUL INDUSTRIEI

Însă, chiar dacă, așa cum reiese din statisticile companiei Energy Evaluate, tranzacțiile pe zona Upstream realizate de companiile americane sunt într-o ușoară decelerare, pe ansamblul întregii industrii de petrol și gaze lucrurile stau cu totul altfel. 83

petrol și gaze

TOP 10 TRANZACȚII ÎN UPSTREAM ÎN T1 2017 Sectorul M&A la nivel global înregistrează o dinamică crescătoare sănătoasă, susținută de un număr în creștere de tranzacții de valori mai puțin spectaculoase. Cumpărător Vânzător

Valoare tranzacție (mld. $)

Scurtă descriere

Cenovus Inc

ConocoPhillips Compania canadiană Cenovus Energy a preluat 50% din drepturile de operare în proiectul Foster Creek Christina Lake (FCCL), unul dintre cele mai importante zăcăminte de nisipuri petrolifere din Canada.

13,5

Canadian Natural Resources Limited

Shell Canada Limited

Compania Canadian Resources Ltd a preluat pachetul de 60% din proiectul Athabasca Oil Sands (AOSP) deținut de Royal Dutch Shell, pachetul de 100% din activele deținute de Royal Dutch în complexul de exploatare Peace River situat în Alberta - Canada, și drepturile de exploatare într-o altă serie de exploatări nedezvoltate de nisipuri petrolifere în aceeași zonă a Canadei.

8,5

ExxonMobil

BOPCO

Situată în New Mexico, bazinul Delaware, exploatarea preluată de Exxon are o suprafață de 111.000 de hectare (275.000 de acri) de teren și o producție de circa 18.000 bep/zi, din care 70% în formă lichidă. Zăcământul preluat este estimat a avea circa 3,4 milioane bep (70% în formă lichidă).

6,6

Chrysaor Holdings Limited

Royal Dutch Shell

Chrysaor Holding, companie independentă de explorare și producție, este specializată în eficientizarea exploatărilor subutilizate. Compania are sediul la Londra și se concentrază pe Marea Nordului (Irlanda și Marea Britanie).

3,8

Noble Energy Clayton Williams Energy Inc

Noble Energy, companie tranzacționată pe NYSE, cu o capitalizare de circa 12,5 miliarde de dolari, a preluat prin această tranzacție active însemnând circa 28.700 de hectare (71.000 de acri) de teren în mijlocul bazinului petrolier Delaware (SUA), 40.400 de hectare (100.000 de acri) în Bazinul Permian și o infrastructură de extracție și transport de petrol și gaze cu o lungime de circa 300 de mile. Producția activelor preluate este de circa 10.000 bep/zi.

3,2

ExxonMobil

Eni

Obiectul tranzacției este o deținere de 25% din drepturile de ezploatare a unui perimetru offshore de exploatare a gazelor naturale în Mozambic; compania italiană Eni este deținătoarea a 50% din drepturile respective, iar în exploatarea respectivă, printr-o companie intermediară, este implicată și compania CNPC - principalul operator de profil al Chinei (cu 28,6%).

2,8

Parsley Energy Inc.

Double Eagle Energy Permian, LLC

Parsley Energy, companie independentă americană, tranzacționată la NYSE, cu o capitalizare de circa 9,5 miliarde de dolari, și-a majorat prin această tranzacție prezența în Bazinul Permian una dintre cele mai bogate zone în zăcăminte de profil din SUA; în urma tranzacției, suprafața exploatărilor deținute s-a majorat cu 28.700 de hectare (71.000 de acri) până la 91.800 de hectare (227.000 de acri). Parsley producea un maxim de circa 63.000 bep/zi la finele lui 2016.

2,8

OMV

Uniper SE

Uniper SE este entitatea rezultată din separarea activităților din zona de petrol și gaze ale companiei energetice germane E.ON. Prin preluarea deținerii Uniper în zăcământul de la YuzhnoRusskoye, austriecii de la OMV au obținut 25% din una dintre cele mai mari exploatări de gaze naturale din Rusia. Aceasta va aduce un plus de circa 100.000 bep/zi producției OMV, potrivit oficialilor companiei.

1,9

CNPC

ADNOC

Obiectul tranzacției este o deținere de 8% a Abu Dhabi National Oil Company într-o concesiune incluzând o serie de exploatări în zona offshore a statului Abu Dhabi. Cumpărătorul, cea mai mare companie de profil din China, intră prin această tranzacție în parteneriat cu BP (10%), Total (10%), Inpex Corporation of Japan (5%) și GS Energy din Coreea de Sud (3%) în respectiva concesiune.

1,8

Canadian Natural Resources Limited

Marathon Oil Corporation

Tranzacție prin care compania americană Marathon Oil și-a vândut subsidiara canadiană, care deținea și 20% din drepturile asupra exploatării canadiene Athabasca Oil Sands; tranzacția este una de eficientizare și reorganizare pentru Marathon Oil Corp, așa cum reiese din declarațiile reprezentanților companiei.

1,3

Tabelul cuprinde cele mai mari 10 tranzacții din sectorul Upstream la nivel global, realizate în primul trimestru din 2017, în funcție de valoarea acestora. SURSĂ: RAPORTUL EVALUATE ENERGY M&A PENTRU T1 2017 84

www.petroleumreview.ro

petrol și gaze

Potrivit unui alt studiu, realizat de PricewaterhouseCoopers (PwC) – o altă cunoscută casă de consultanță, tranzacțiile însumate pe toate zonele (Upstream, Midstream și Downstream) realizate de companiile americane au depășit, în primul trimestru din 2017, pragul de 73 de miliarde de dolari, cu 160% peste valoarea înregistrată în urmă cu un an. În T1 2017, s-a realizat un număr de 53 de tranzacții, cu 36% mai multe decât în primul trimestru din 2016. O pondere importantă în această valoare au ocupat tranzacțiile vizând operațiunile de exploatare a zăcămintelor de șist. Acestea au însumat circa 24,6 miliarde de dolari în aceleași prime trei luni din an, potrivit statisticilor PwC; statistici ce relevă poziția dominantă a Bazinului Permian, ca zonă ce a atras cel mai mare interes din partea investitorilor. „Primul trimestru din 2017 a fost foarte activ pentru industria de petrol și gaze, cu Bazinul Permian dovedinduse a fi cea mai fierbinte zonă la nivel global, atrăgând chiar investitori străini”, afirmă Seenu Akunuri – analist specializat al PwC pe acest domeniu, într-un material publicat la finele lunii aprilie 2017. „Cu un preț al petrolului de 50 de dolari/baril, perspectivele Bazinului Permian se îmbunătățesc continuu, iar punctul de breakeven continuă să scadă, astfel încât jucătorii din această zonă ajung să realizeze aceeași marjă de profit pe care o realizau cu câțiva ani în urmă”, adaugă acesta, explicând interesul deosebit pentru acest perimetru petrolifer. AMERICA DE NORD VERSUS RESTUL LUMII

Canada și SUA dau prin urmare în continuare tonul în industria de petrol și gaze, dacă ne luăm după dinamica operațiunilor M&A în sectorul Upstream; iar prezența slabă în topul celor mai mari tranzacții de acest tip a jucătorilor din alte zone ale lumii este o dovadă clară în acest sens.

America de Nord este, de departe, cea mai dinamică zonă de pe glob din punct de vedere economic, atunci când vorbim de industria globală de petrol și gaze. Așa se face că, în afara SUA, doar trei tranzacții au avut anvergura necesară includerii în clasament: cea prin care Royal Dutch a vândut operațiunile din Marea Nordului către Chrysaor Holdings Ltd ( companie independentă înregistrată în Marea Britanie) - în valoare de 3,8 miliarde de dolari, și cea prin care ExxonMobil a preluat cele 25 de procente dintr-o exploatare din Mozambic de la compania italiană Eni – în valoare de 2,8 miliarde de dolari. Este de notat prin urmare în acest context, de data aceasta din perspectivă locală, faptul că grupul austriac OMV – ce activează preponderent în Europa Centrală și de Est, prezent și în România, se situează în top. Astfel, tranzacția prin care OMV a preluat deținerea companiei germane Uniper (entitate ce consolidează operațiunile de petrol și gaze ale companiei germane E.ON) în zăcământul de la YuzhnoRusskoye ocupă locul al optulea în respectivul clasament. Prin această tranzacție, austriecii de la OMV au obținut nu doar o poziție în topul global, ci și 25% din una dintre cele mai mari exploatări de gaze naturale din Rusia (vezi grafic „Top 10 tranzacții în Upstream în T1 2017”). Este evident însă că SUA, în mod special, și America de Nord, în general, dau tonul! Și, luând în calcul tendințele și indiciile existente cu privire la majorarea nivelului investițiilor în sectorul de explorare și producție în această parte a lumii, putem afirma că revenirea este, de la un trimestru la altul, tot mai sănătoasă și mai fermă. Cel puțin așa susțin specialiștii agenției Fitch Ratings, din ale căror modele de analiză reiese că, în acest an, investițiile în zona de explorare și producție în Statele Unite vor

înregistra o majorare cu circa 58% față de anul anterior, prima creștere din 2014 până în prezent – după ani buni în care falimentele și tăierile de bugete au fost la ordinea zilei. Studiul, realizat pe un eșantion de 40 de site-uri de profil din Statele Unite, mai arată că majorarea investițiilor și creșterea numărului de puțuri de foraj vor aduce un plus de producție de circa 5% în acest an; cea mai mare parte a investițiilor va merge către exploatările de șist cu o rată ridicată de randament – în special în bazinele Permian, Eagle Ford, STACK, Haynesville și Marcellus, mai arată aceștia în studiul publicat la finele lunii aprilie. Un element important subliniat de Fitch este acela că investițiile realizate nu vor aduce rezultate vizibile imediat – fapt relevat și de diferența între rata de creștere a investițiilor și rata de creștere a producției, evidențiate în respectivul raport (58% versus 5% pe an, în 2017). Efectele acestor investiții, care repun exploatări în circuitul productiv și aduc câștiguri de eficiență, vor conduce la majorări consistente ale producției începând cu 2018, mai menționează analiștii Fitch în același raport. Statisticile existente și previziunile realizate indică faptul că industria de petrol și gaze evoluează ferm într-un ciclu pozitiv, fiind depășite problemele generate de criză, 2017 fiind încă un an în care s-a făcut un pas înainte în această direcție. Prin direcția și viteza evoluțiilor din industria de profil, America de Nord intră însă în coliziune cu interesele producătorilor tradiționali de petrol și gaze din alte zone ale lumii. Și acesta este unul dintre elementele generatoare de tensiuni și volatilitate pe piața petrolului, fapt care, foarte probabil, va determina o contrabalansare a avântului investițional și va poziționa industria globală de profil, în perioada următoare, într-un carusel de tot mai imprevizibile suișuri și coborâșuri. 85

petrol și gaze

Confind execută, la standarde europene, proiecte tip EPCC „la cheie” SC Confind SRL este, de ani buni, unul dintre cei mai importanți producători de utilaje, instalații și echipamente petroliere din România. Brandul Confind nu reprezintă azi doar un producător de instalații în atât de complexa și concurențiala industrie petrolieră, ci și realizatorul unor proiecte de anvergură pentru infrastructura industriei de petrol și gaze, proiecte realizate la standarde europene în multe țări cu tradiție în domeniu. Compania câmpineană continuă astfel cu succes tradiția seculară a procesărilor de petrol și gaze din România, unele activități de acest fel desfășurându-se pe meleaguri prahovene chiar în premieră mondială (prima rafinărie din lume construită de Marin Mehedințeanu la periferia Ploieştiului, în 1857). De menționat ar fi și faptul că România a fost prima țară din Europa care a extras, transportat și utilizat gazele naturale. PROIECTE „LA CHEIE” DE PESTE UN DECENIU

La scurt timp de la înființarea sa, societatea Confind a fost implicată ca partener în realizarea multor proiecte de construcții-montaj a căror complexitate a crescut – pe măsura acumulării de experiență, de specialiști și dotări tehnice, până la proiecte de tip EPCC (Engineering, Procurement, Construction and Commissioning, adică: lucrări/contracte de Proiectare, Achiziție, Construcțiimontaj și Punere în funcțiune). Concret, din 2003, Confind execută proiecte „la cheie” în domeniul colectării, separării și tratării țițeiului, al fracționării și comprimării gazelor de sondă, al injecției de apă, proiecte realizate pentru beneficiari din țară, dar și din străinătate. Cele mai importante proiecte în acest domeniu s-au concretizat în parcuri de colectare și tratare a țițeiului, instalații de tratare complexă a gazelor de sondă, instalații de fracționare a gazelor, depozite de produse petroliere etc. USCAREA GAZELOR PRIN ABSORBȚIE SAU PRIN ADSORBȚIE

Gazele naturale sunt supuse în schelele de extracţie unor tratamente preliminare şi finale, pentru separarea 86

impurităţilor, lichide și solide, a apei, precum și a hidrocarburilor condensabile. Prin uscarea (deshidratarea) gazelor naturale se urmăreşte reducerea conţinutului de umiditate până la limitele prevăzute în lege. Uscarea gazelor de sondă se face prin metode diferite, în funcție de caracteristicile de bază ale fiecărui zăcământ şi de cerinţele exploatării. Uscarea gazelor la un anumit punct de rouă al apei (-15 grade Celsius) se impune pentru evitarea dopurilor de criohidrați ce pot apărea pe conducte. Prezența apei în gaze este nedorită și din cauza acțiunii corozive a acesteia asupra rețelei de transport și distribuție a gazelor. Pentru realizarea uscării gazelor și prevenirea formării criohidraților se cunosc mai multe procedee, cum ar fi: procedee de uscare prin comprimare și răcire; procedee de uscare prin absorbție în lichide higroscopice (glicoli, soluții de clorură de calciu și litiu); procedee de uscare prin adsorbție pe substanțe solide desicante (silicagel, alumină activată, site moleculare); procedee pentru prevenirea formării criohidraților prin injecție de metanol sau glicoli în gazele naturale. Cele mai folosite procedee de uscare a gazelor sunt prin absorbție și prin adsorbție. La rândul lor, cele mai răspândite instalații de uscare a gazelor prin absorbție sunt cele cu glicoli, dintre care se detașează stațiile de uscare cu TEG (trietilenglicol). De cealaltă parte, dintre instalațiile de uscare prin adsorbție, un loc important îl ocupă cele cu silicagel și cele cu site moleculare. UNITĂȚI DE TRATARE ȘI CONDIȚIONARE A GAZELOR

Unitățile de tratare și condiționare a gazelor realizate de Confind diferă în funcție de felul în care se face uscarea gazelor (prin adsorbție sau prin absorbție), precum și de integrarea totală sau parțială a respectivelor unități într-un proces existent în desfășurare, altfel spus, într-o instalație în funcțiune. Ultima variantă impune o serie de condiționări pentru proiectarea de detaliu și pentru execuție, ținând cont de condițiile dificile de acces al utilajelor pentru montajul echipamentelor pe locație, de măsurile de siguranță excepționale pentru desfășurarea lucrărilor de construcții-montaj în incinta instalației www.petroleumreview.ro

existente care este menținută în funcțiune. Instalațiile de tratare și condiționare a gazelor realizate de specialiștii Confind conțin, de regulă: compresoare de gaze; instalații de uscare; instalații de răcire gaze; schimbătoare de căldură; turnuri de răcire a apei; filtre multiple; skidul LTS (skid separator bifazic destinat filtrării gazului natural uscat și separării hidrocarburilor condensabile din acesta la temperaturi joase, de unde și denumirea skidului cu inițialele de la Low Temperature Separation); skid de stabilizare a condensatului etc. Prin prelucrarea gazului de sondă în skidul LTS se obține gaz „conform”, pentru livrarea în Sistemul național de transport, în concordanță cu prevederile legale și cerințele ANRE referitoare la vânzarea gazelor naturale. În multe cazuri, pentru optimizarea uscării gazelor de sondă se impune utilizarea procesului de deshidratare a gazelor naturale prin metoda absorbției care utilizează trietilenglicolul ca agent absorbant, datorită capacității superioare a TEG de a reține apa din gaze, precum și datorită faptului că, în urma desorbției, calitățile higroscopice ale acestuia revin la starea inițială de nesaturație. BENEFICIARI INTERNI, DAR ȘI EXTERNI

Compania Confind a realizat mai multe instalații de procesare a fluidelor de extracție în România, dar și în străinătate (Kazahstan, Republica Moldova). Printre recentele proiecte EPCC realizate de Confind în țara noastră a fost cel privind instalația de procesare a fluidelor realizată la un câmp de sonde din nordul țării, care includea o instalație de uscare a gazelor cu TEG, un skid LTS, un skid de stabilizare a condensatului, instalații conexe, instalații de automatizare și control etc. De curând, societatea a câștigat contractul pentru proiectare, achiziție, construcții-montaj și punere în funcțiune a unei unități de producție gaze din județul Satu Mare. Confind Câmpina va executa proiectul EPCC „la cheie” pentru o companie petrolieră din Polonia. Cu toate dificultățile întâmpinate uneori la punerea în funcțiune a instalațiilor pe teren, din cauza unor condiții naturale sau climatice vitrege, Confind și partenerii săi au finalizat cu succes toate proiectele la care s-au angajat, realizând în întregime obiectivele solicitate de beneficiari.

CONFIND SRL

Str. Progresului nr. 2, Câmpina, jud. Prahova, tel: +40 244 333160; fax: +40 244 374 719, web: www.confind.ro; e-mail: confind@confind.ro 87

www.petroleumreview.ro

SEE UPSTREAM Annual Co În perioada 20 – 21 mai, a avut loc la București evenimentul SEE UPSTREAM Annual Conference & Exhibition 2017, organizat de Petroleum Club of Romania și Industry Media Vector, editorul Petroleum Industry Review, cu sprijinul CNR-CME. Cea de a noua ediție a conferinței anuale dedicată segmentului Upstream, eveniment de marcă al industriei de petrol și gaze, a reunit manageri din România și din zona Europei de SudEst, experți români și internaționali, oficiali din cadrul organismelor de reglementare, consultanți și specialiști din domeniu pentru un nou schimb de idei și opinii pe marginea celor mai avansate soluții tehnico-științifice în beneficiul dezvoltării sustenabile a 90

industriei. Dezbaterile s-au axat în special pe situația curentă din industria energetică, priorități ale Strategiei Energetice Naționale, măsuri legislative, implicații, dinamică și prognoze cu privire la prețul petrolului, provocări la adresa industriei de petrol și gaze, programe de utilizare eficientă a resurselor și reducere a costurilor, siguranță și securitate în muncă, strategii și planuri de viitor ale companiilor. Structurată sub forma a cinci sesiuni tehnice și două keynote speech-uri, conferința a prilejuit discuții interactive între vorbitori și audiență, spre o mai bună înțelegere a subiectelor prezentate. de Lavinia Iancu www.petroleumreview.ro

nference & Exhibition 2017 TEHNOLOGII ONSHORE ȘI OFFSHORE ÎN ZONA MĂRII NEGRE În deschiderea conferinței, Andrew Costin – Președinte Petroleum Club of Romania, a punctat câteva dintre cele mai importante provocări ale industriei, insistând îndeosebi asupra problemei capitalului uman, cu referire nu doar la specialiștii care au părăsit sectorul de petrol și gaze, pe fondul uneia dintre celei mai volatile

perioade din istoria sectorului de petrol și gaze, cât mai ales la scăderea interesului tinerilor față de această ramură de activitate a economiei. În contextul regional, situația României, cu plusuri și minusuri, a fost analizată de Eugenia Gușilov – Director ROEC, care a transmis un mesaj de atenționare cu privire la

FOCUS punctele slabe: scăderea credibilității pe plan internațional, vulnerabilitatea securității naționale, deteriorarea accentuată a reputației. Deși s-au înregistrat progrese – evoluția proiectului BRUA, liberalizarea prețului gazelor din producție internă (1 aprilie 2017), anunțul BSOG de începere a producției de gaze din Marea Neagră în 2019 rămân încă chestiuni nerezolvate și impedimente: runda a XI-a a ANRM, pachetul fiscal pentru sectorul de petrol și gaze, scăderea producției interne de gaze, creșterea importurilor de gaze. ACTIVITĂȚI DE PRODUCȚIE, CREȘTEREA FACTORULUI DE RECUPERARE (EOR), WORKOVER ȘI OPERAȚIUNI ONSHORE & OFFSHORE Temele majore de discuție ale primei sesiuni s-au concentrat asupra activităților de producție, creșterea factorului de recuperare (EOR), workover și operațiuni onshore și offshore în industria de petrol și gaze. Astfel, reprezentanții celui mai mare producător de petrol și gaze din Europa de Sud-Est – OMV Petrom, au subliniat importanța unei oportunități tehnice pentru reducerea costurilor de producție în cazul sondelor de gaze naturale.

Soluția tehnologică prezentată de Dumitru Gherghiceanu – Senior Department Manager, și Andrei Ion Corneliu – Drilling Engineer, s-a referit la tubarea și cimentarea sondelor de producție în procesul de foraj. Potrivit acestora, noul concept propus de OMV Petrom, aplicabil doar în cazul sondelor de gaze, s-a dovedit fezabil din punct de vedere tehnico-economic, fiind implementat cu succes în România. La rândul său, Eugen Sorescu - Director Direcția Explorare la Romgaz, cel mai important producător și principal furnizor de gaze naturale din România, a reiterat, 92

în cadrul prezentării „Riscuri și provocări în proiectele de explorare”, strategia de explorare a companiei, ce include continuarea proiectelor aflate în derulare, analiza noilor oportunități în ceea ce privește achiziția de perimetre, alinierea la cele mai moderne practici, îmbunătățirea analizei riscurilor, managementul portofoliului și pregătirea continuă a personalului. Evaluarea și administrarea corectă a principalelor provocări și riscuri ale proiectelor de explorare și producție, fie ele tehnice, fiscale, economice sau politice, determină în final profitabilitatea proiectelor, a accentuat specialistul. În ceea ce privește realizările Romgaz, în perioada 2012 – 2016, acestea includ: peste 80 de sonde de explorare forate; 4.000 de kmp de seismică 3D, 1.100 de km de profile seismice 2D, 1.200 de stații magnetotelurice; 7.000 de probe geochimice prelevate; peste 11 MMC de resurse contingente auditate; două descoperiri însumând 27 MMC de resurse contingente (în 2016). O poveste de succes a fost adusă în atenția auditoriului de Alexandra Damascan Armegioiu - Country Manager Winstar Satu Mare, filiala Serinus Energy în România. Proiectul Moftinu de la Satu Mare, al 29-lea ca mărime din cele 97 de descoperiri din Bazinul Panonic, a atras investiții canadiene considerabile și continuă dezvoltarea, prima producție de gaze fiind așteptată în primul trimestru al lui 2018. De asemenea, prospecțiunile seismice 3D în zonă continuă, în vederea descoperirii de noi perimetre asemănătoare ca potențial proiectului Moftinu, regiuni de interes pentru companie fiind Santău, Mădăraș, Berveni, Nisipeni. De subliniat importantele avantaje economice locale și naționale, ca și ocuparea forței de www.petroleumreview.ro

FOCUS

muncă și oportunitățile de afaceri pe care proiectul le oferă cetățenilor și mediului de afaceri din România. CUM SĂ SUPRAVIEȚUIEȘTI ÎNTR-UN MEDIU CU PREȚURI REDUSE: STRATEGII PRAGMATICE DE CREȘTERE A SIGURANȚEI, FIABILITĂȚII ȘI EFICIENȚEI ECHIPAMENTELOR ȘI PROCESELOR Sesiunea dedicată sănătății, siguranței și securității în muncă (HSE) a evidențiat aspecte esențiale referitoare la strategii pragmatice de creștere a siguranței, fiabilității și eficienței echipamentelor și proceselor. Constantin Gheorghe - Președintele Autorității Competente de Reglementare a Operațiunilor Petroliere Offshore la Marea Neagră a remarcat intensificarea activității în

sectorul românesc al Mării Negre. Operațiunile avansează spre zona de mare adâncime, ceea ce implică provocări și riscuri crescute, în timp ce legislația în domeniu se află încă la un nivel incipient de dezvoltare. Expertul a citat principalele documente legislative internaționale cu privire la protecția Mării Negre împotriva poluării, observând în același timp situația precară din România în acest domeniu. Activitatea de răspuns la poluare se bazează în principal doar pe sectorul privat și pe colaborarea cu Ministerul Apărării Naționale și cu Ministerul Afacerilor Interne, legislația cu privire la siguranța operațiunilor de petrol și gaze offshore este incompletă, nu există acorduri în vigoare cu țările vecine pentru sprijin ș.a. Astfel, noua autoritate recent creată va trebui să asigure, printre alte responsabilități ce-i reveni, reglementarea activităților de petrol și gaze offshore, precum și conexiunea dintre operatori, proprietari, autorități locale și autoritățile competente din alte țări. De asemenea, va trebui să dezvolte un cadru regional de răspuns de urgență împreună cu toate țările din jurul Mării Negre și să organizeze periodic exerciții cu diverse scenarii care să implice operațiuni de petrol și gaze offshore. În continuare, Christopher Hawkes - Safety Director IOGP, a menționat cele mai importante reguli de supraviețuire - Life Saving Rules (LSR) într-un mediu ostil din punct de vedere economic, indicând principalele

măsuri de prevenire a incidentelor de muncă în sectorul de petrol și gaze. O analiză recentă a asociației a evidențiat faptul că un procent de aproximativ 75% din cele 332 de incidente de muncă soldate cu pierderi de vieți omenești, în perioada 2011 – 2015, puteau fi prevenite prin respectarea strictă a LSR. 93

FOCUS EVOLUȚII RECENTE, PRIORITĂȚI ȘI DIRECȚII DE INTERES Cea de-a doua zi a conferinței a debutat cu o scurtă trecere în revistă a celor mai recente evoluții din segmentul explorare și producție, susținută de Prof.univ.dr.ing. Niculae Napoleon Antonescu – Rector onorific al Universității Petrol-Gaze, urmată de intervențiile reprezentanților organismelor de reglementare în domeniu. Vorbind despre disponibilizările de personal din ultima vreme, în proporție de 10 - 20%, diminuarea masivă a

în zona de coastă a Mării Negre, lege care va da un impuls suplimentar instalațiilor de suprafață. În completare, Niculae Havrileț - Președinte ANRE, s-a referit la reglementarea pieței gazelor naturale, subliniind că în prezent segmentul Upstream, zonă în care reglementarea este nesemnificativă, asigură o proporție de 95 – 97% din consumul intern de gaze naturale. Acesta a amintit și de noua obligație a operatorilor conductelor Upstream de a răspunde solicitărilor venite din partea terților. Un alt aspect important menționat a fost acela legat de mixul energetic ce va fi utilizat în următorii 20 de ani, mix în care gazele naturale sunt considerate partenerul ideal lucrărilor și, nu în ultimul rând, despre situația gravă a contractorilor de foraj, acesta a menționat și aspectele încurajatoare, respectiv revigorarea activității de foraj a OMV Petrom, liberalizarea prețurilor la gaze, perspectivele favorabile legate de explorările de gaze naturale onshore și offshore. Sorin Gal - Director general ANRM, a asigurat audiența că există un program de guvernare ce cuprinde etape clare cu privire la elaborarea legii redevențelor, ce urmează să fie finalizată probabil la sfârșitul lunii iunie, iar Legea petrolului va fi finalizată în luna octombrie și introdusă apoi în Parlament. De asemenea, acesta a subliniat că în momentul de față există două direcții principale de interes: zona onshore de mare adâncime și regiunea Mării Negre. Oficialul a mai afirmat că, în prezent, se lucrează împreună cu operatorii din Marea Neagră la elaborarea unei legi care să contribuie la rezolvarea unor probleme legate de subtraversarea plajelor, accesul prin perimetre concesionate unor titulari, avize de construire 94

www.petroleumreview.ro

FOCUS pentru energiile regenerabile. România se bucură din acest punct de vedere de o poziție favorabilă, datorită existenței resurselor din Marea Neagră, așteptările fiind legate de prima producție de gaze a BSOG, anunțată pentru 2019, și exploatările estimate de OMV Petrom, ExxonMobil și Romgaz după 2020. De asemenea, președintele ANRE a accentuat importanța proiectului de construire a primei rețele de stații de alimentare a autovehiculelor cu gaz natural comprimat (CNG) din România. Despre inovații, tehnologii noi și substituția hidrocarburilor a vorbit Prof. Ionuț Purica – Expert Energie și Mediu, Academia Română. Analizând direcțiile și obiectivele de dezvoltare ale Uniunii Europene

participante la eveniment, atât cu expuneri cât și cu produse, au evidențiat soluții inovative, tehnologii și echipamente de ultimă oră. Astfel, soluțiile oferite de compania Euro Gas Systems din Târgu Mureș, distribuitor oficial al renumitului producător de compresoare Ariel Corporation, includ: unități de comprimare gaze naturale, bazate atât pe compresoare cu piston cât și cu șurub, acționate de motoare electrice și termice, servicii de reparații capitale pentru unitățile de comprimare existente, fabricarea de recipiente sub presiune și alte structuri metalice, schimbătoare de căldură răcite cu aer, servicii complete

- proiectul Europa 2030, expertul a remarcat faptul că în cadrul celor cinci piloni apar noi preocupări legate de interconectarea rețelelor (electrice și de gaze), cercetare & inovare (R&I), competitivitate, în scopul accelerării transformării sistemului energetic european. În același timp, se constată accentuarea concentrării și integrării priorităților. Ca răspuns la îngrijorările petroliștilor, expertul a conchis, pe baza unui calcul matematic simplu, că este puțin probabil ca în următorii 33 de ani autovehiculele electrice să înlocuiască mașinile diesel și pe benzină.

de control nedistructiv, în laboratorul propriu și în teren. Euro Gas Systems (EGS) furnizează ansambluri complete de compresoare cu piston și cu șurub pentru întregul lanț de activități al industriei – Upstream, Midstream și Downstream. Claudiu Orban, Director Vânzări, a subliniat eficiența echipamentelor de comprimare gaze naturale destinate capetelor de sondă în special în cazul sondelor de gaze marginale, exemplificând cu studii de caz elocvente. Acesta a mai adăugat că, deși conceptul respectiv nu a fost dezvoltat de EGS, compania a reușit să integreze acest concept într-un produs conform standardelor europene, ce respectă directivele PED și ATEX și este mult mai ușor de utilizat în ceea ce privește monitorizarea și automatizarea. Leonard Trifu - Marketing Manager, INCDT Comoti, a completat gama de soluții destinate industriei de petrol și gaze cu o paletă largă de echipamente de înaltă eficiență și servicii speciale – echipamente de comprimare și recuperare a gazelor naturale, compresoare centrifugale

SOLUȚII INOVATIVE, TEHNOLOGII ȘI ECHIPAMENTE DE ULTIMĂ ORĂ

Continuând ideea expusă anterior de expertul Academiei Române, sesiunile următoare au accentuat rolul și importanța cercetării și inovării pentru dezvoltarea industriei de petrol și gaze. Reprezentații companiilor

FOCUS Manager Europa Centrală și de Est, Herrenknecht. Cele mai noi echipamente și soluții de subtraversare rapide, economice, sigure și prietenoase cu mediul, au atras atenția audienței, interesată de instalațiile moderne de foraj cu performanțe deosebite fabricate de compania germană. Echipamentele HDD (foraj orizontal dirijat) de la Herrenknecht sunt utilizate în întreaga lume la instalarea conductelor de petrol și gaze naturale, precum și a conductelor de apă și canalizare. Pentru creșterea eficienței operațiunilor de foraj, concomitent cu reducerea costurilor, Tomax propune un concept nou de scule de instrumentație – Anti-Stick-Slip

de aer, grup turbocompresor pentru gaze naturale, electrocompresor centrifugal de gaze, automatizări, asamblare, mentenanță, service, modelare 3D, analiză CFD, stand de încercări turbomotoare ș.a. În plus, Institutul Național de Cercetare-Dezvoltare Turbomotoare se remarcă prin derularea de programe de cooperare internațională și parteneriate tehnico-științifice cu instituții și companii prestigioase din Europa. De asemenea, printre preocupările constante ale institutului se înscriu exploatarea ecologică, rațională și eficientă a resurselor naturale; dezvoltarea de tehnologii și echipamente noi, destinate protecției și ecologizării mediului. Eficiența tehnologiei trenchless, cu aplicații în diverse domenii de activitate, inclusiv industria de petrol și gaze, a fost demonstrată de Dymitr Petrow-Ganew - Area Sales

Tool (AST), un amortizor de vibrații axiale și torsionale. Potrivit lui Morten Granhøy-Lieng - VP Operations, utilizarea noului instrument îmbunătățește eficiența sapei de foraj, împiedică efectul distructiv al vibrațiilor și crește ROP (rata de penetrare). Transformarea digitală a sectorului de explorare și producție reprezintă încă o provocare la adresa industriei de petrol și gaze, caracterizată de un volum imens de date și informații organizaționale, geografice și geopolitice. Și aceasta nu este doar o provocare tehnologică, ci implică și o schimbare de mentalitate la nivelul organizațiilor, de la manageri la angajați, susține Dr. Stefan Blendinger – reprezentantul Siemens Austria. Beneficiile sunt însă 96

www.petroleumreview.ro

FOCUS servicii de achiziție de date de înaltă calitate cu capabilități de conectare la dispozitivele de măsură a presiunii/ temperaturii existente la sondă. În plus, se oferă servicii de analiză completă a productivității (utilizând ecuații de curgere în gaura de sondă, determinarea potențialului absolut de curgere), incluzând recomandările de proiectare a producției. Pe lângă serviciile de testare a sondelor, Președintele companiei, Robert Louis Fox, a enumerat soluțiile EPF, sistemele de achiziție date BHP, analizele PVT, cu diverse aplicații în industrie. Expertizarea tehnică a conductelor tehnologice prin metoda combinată cu unde ghidate (GWT) și a gradientului de potențial (DC Voltage Gradient Pipeline Survey – DCVG) a constituit subiectul expunerii reprezentantului IPM-Partners, Dragoș Toma Engineering & Inspection Manager. Avantajele de necontestat, iar adoptarea unei tehnologii de ultimă generație și managementul integrat al datelor contribuie la dezvoltarea sustenabilă a industriei. NA Solid Petroserve, companie canadiană de servicii petroliere, specializată în servicii slickline & wireline și

servicii de testare a sondelor, pune la dispoziția clienților inclusiv scule, dispozitive și echipamente auxiliare în scopul creșterii performanței operaționale. Gama largă de servicii slickline & wireline include operații cu înregistratoare de presiune și temperatură, precum și operații ce asigură controlul curgerii fluidelor de sondă. Serviciile complete de testare a sondelor includ DST, teste de sonde noi, testare sonde izolate și producție în tancuri de producție, teste de producție în parcuri de producție, testare sonde pe linia de producție a sondei. Compania furnizează, de asemenea,

utilizării metodei combinate includ: probabilitatea mare de detectare a eventualelor defecte în materialul tubular (95 – 98%); precizia mare de localizare a acestora în vederea remedierii; nu necesită scoaterea conductei din funcțiune sau modificarea parametrilor de operare în timpul examinărilor, ambele metode fiind nedistructive și neinvazive. Date fiind necesitățile partenerilor, privind realizarea unei mentenanțe cât mai riguroase a utilajelor și echipamentelor aflate în dotare, compania a dezvoltat, pe parcursul timpului, modele de investigații tehnice din ce în ce mai performante. 97

FOCUS cât și la temperaturi înalte, tehnologii simple de asamblare, recomandă acest procedeu. CONCLUZII LA FINAL

Prof.univ.dr.ing. Mihail Minescu – Prorector Universitatea Petrol-Gaze, este partizanul modernizării sistemelor de asamblare a țevilor din cupru în vederea utilizării acestora la instalațiile de gaze naturale (deși procedeul de asamblare prin presare a țevilor și fitingurilor din cupru propus a fost omologat de organismele abilitate în acest scop, nu a fost introdus în normativul ANRGN și nu poate fi aplicat încă în România, în condițiile în care procedeul este folosit în majoritatea țărilor europene). Avantajele țevilor de cupru comparativ cu cele din oțel – rezistență superioară la coroziune, grosime mai mică a pereților, comportare superioară atât la temperaturi joase

În ansamblu, de la evenimentul din primăvara anului 2016, segmentul Upstream (explorare și producție) al industriei de petrol și gaze a traversat o perioadă marcată de o ușoară revenire a prețurilor țițeiului, confruntându-se în continuare cu reducerea cheltuielilor de capital, amânarea proiectelor majore de investiții, reducerea cheltuielilor operaționale, scăderea producției și a numărului de angajați, lipsa cadrului fiscal necesar desfășurării operațiunilor din sector. Veștile bune vin din perspectiva rezultatelor așteptate în urma explorărilor de zăcăminte din Marea Neagră, explorărilor de mare adâncime onshore, evoluției proiectului BRUA. Pe de altă parte, presiunea prețurilor a constituit un imbold pentru cercetare și inovare, inclusiv în sensul reducerii costurilor unitare de producție pentru petrol și al rentabilizării capitalului investit. Și anul acesta, conferința a atras, ca de fiecare dată, interesul specialiștilor din segmentul Upstream al industriei de petrol și gaze, care au beneficiat de oportunitatea de a se întâlni și discuta cu reprezentanții organismelor de reglementare în domeniu, de a dezbate cu colegii cele mai noi soluții pentru depășirea provocărilor tehnice și operaționale generate de un mediu de lucru atât de solicitant și vulnerabil și de a se conecta direct cu furnizorii de soluții și servicii de top din industrie. Prezentările in extenso pot fi vizualizate și descărcate la www.

blackseaevents.com