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  • Reviven el campo de gas El Difícil

    Petroleo 332El campo está ubicado en Pueblo Nuevo, Magdalena, y abastece de gas a 16 municipios de ese departamento.

    Después de veinte años de tener cerradas sus operaciones, el campo productor de gas El Difícil, localizado en el valle inferior del Magdalena Medio, volvió a la vida.
    La firma Petróleos Sudamericanos, Petrosud, inauguró este jueves una planta que tuvo una inversión aproximada de 70 millones de dólares, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción del complejo).

    Con esta nueva facilidad, que tiene una capacidad de producción de 10 millones de pies cúbicos de gas diarios, se puede aliviar un poco la estrechez de la demanda de gas del Caribe, en particular en el departamento de Magdalena.

    El gas de la planta se comercializa con Gases del Caribe, que fue la empresa encargada además de construir el gasoducto con el que se puede llevar combustible del campo a cerca de 16 mil nuevas familias de 16 municipios del Magdalena.

    Este campo había cerrado su operación en 1995, después de la imposibilidad de reparar el gasoducto Barranquilla, con el que se evacuaba el recurso de la planta.

    En el 2013, Petrosud adquirió el campo junto con los bloques Entrerríos y Guarimena, en los Llanos.

    En el campo actualmente hay cinco pozos en producción y uno más para reinyección de agua, sin embargo, en total son 36 pozos existentes. Por esta razón El Difícil podría aumentar rápidamente su producción.
     

    Fuente: Portafolio.co

  • Se abren paso dos nuevas petroleras en Ronda Colombia 2014

    Petroleo IngLas firmas Panatlantic Colombia Ltd, Etablissements Maurel & Prom y Omega Energy International presentaron nueva información para ser habilitados para participar en la subasta.
     
    Hoy jueves se debe conocer la lista definitiva de las empresas que quedaron habilitadas para participar en la Ronda Colombia 2014, en la que se subastarán 97 bloques de yacimientos petroleros convencionales y no convencionales en el país.
     
    A la lista de 35 empresas habilitadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para participar en la subasta podrían ingresar al menos dos más.
     
    El pasado 10 de julio se conoció la lista de las empresas habilitadas para la Ronda. De las 39 compañías que finalmente se presentaron, solo cuatro no recibieron el visto bueno de la autoridad: Panatlantic Colombia, Etablissements Maurel & Prom, Omega Energy International y Avanti Exploration
     
    El pasado martes se cumplió el plazo para que las empresas interesadas en participar en la Ronda Colombia 2014 presentaran sus objeciones y observaciones con respecto a la decisión de la Agencia de habilitar o no a las empresas.
     
    Portafolio pudo establecer que las compañías petroleras Panatlantic Colombia, Etablissements Maurel & Prom y Omega Energy International presentaron nueva información para que la ANH reconsiderara su decisión de no habilitarlas para la subasta.
     
    De acuerdo con la información que reposa en la lista preliminar de los proponentes no habilitados, Panatlantic Colombia fue descartada por no aportar la documentación adecuada para soportar su capacidad jurídica y técnica para aplicar en la subasta.
     
    Etablissements Maurel & Prom no fue habilitada porque los soportes aportados no permiten verificar la capacidad jurídica de la compañía. Mientras tanto, Omega Energy International no aportó los estados financieros que permitieran determinar la capacidad económica para desarrollar y aplicar por los bloques de la Ronda.
     
    La ANH deberá evaluar a profundidad la nueva documentación presentada por las compañías para definir si puede reconsiderar su opinión y habilitarlas para participar en la Ronda.
     
    Preliminarmente, se estima que al menos dos de las tres podrían cumplir con los requisitos y entrar a la lista de habilitadas, con lo que serían 37 las empresas que finalmente estarán en la Ronda Colombia 2014.
     
    La subasta de estos 97 bloques se realizará el miércoles de la próxima semana en el Centro de Convenciones Julio César Turbay Ayala de Cartagena de Indias.
     
    De acuerdo con el cronograma de la subasta, el 11 de agosto se definirá la lista definitiva de adjudicaciones para cada bloque.
     
    A partir del 12 de agosto iniciará la fase de celebración de contratos.

    En la ronda se subastarán contratos de exploración y producción (E&P) y de evaluación técnica (TEA) para yacimientos convencionales, no convencionales, depósitos costa afuera y yacimientos desarrollados.

    Fuente: Portafolio.co
    En una fase posterior se subastarán contratos para exploración de gas metano asociado a los mantos de carbón.
  • Se logra en el país la perforación más profunda de pozos petroleros

    ExplotacionLa Agencia Nacional de Hidrocarburos junto con la empresa THX Energy sucursal Colombia desarrollan el proyecto en Nueva Granada, Magdalena
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la petrolera THX Energy sucursal Colombia, con el proyecto ANH Plato 1-X-P, lograron la perforación estratigráfica más profunda que se haya logrado en el país, alcanzando los 20.000 pies de profundidad.
     
    El presidente de THX Energy, Carlos Arturo Espinosa, indicó que este proyecto podría ser el más importante de 2014 y 2015 por ser la primera vez que se logra tal profundidad.
     
    "Este proyecto le permitirá al gobierno el rediseño del mapa geológico en el norte del país, lo que lo convierte en el más importante de los años 2014 y 2015. Es la primera vez que se logra en esta clase de actividades tal profundidad en un pozo estratigráfico, así que se podrán desarrollar estudios e investigaciones detallados en la búsqueda de nuevos recursos hidrocarburíferos", afirmó el director de la petrolera.
     
    El uso de un fluido de perforación base aceite fue el que generó el alto desempeño en la perforación del subsuelo, además de la estabilidad en las paredes del pozo y la aplicación de mecanismos para reutilizar el agua industrial.
     
    El proyecto se desarrolla en el municipio de Nueva Granada, en el departamento del Magdalena, y tienen como meta lograr la perforación de 21.000 pies.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Se trata de las compañías THX Energy y la firma Xilópalos S.A.S.

    PetrleooLa primera de ellas, que además está siendo investigada por la Contraloría, por presuntos sobrecostos en un contrato para la perforación de un pozo exploratorio para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, tiene deudas vencidas (de más de 90 días) superiores a los 36 mil millones de pesos, que representan más del 10 por ciento del pasivo total de la empresa.
     
    THX argumentó en su solicitud que se vio afectada por la crisis mundial de los precios del crudo y la fuerte devaluación del peso colombiano, con respecto al dólar. Esto, dice la empresa, dio lugar a la suspensión de los proyectos de exploración petrolera, y por ende redujo el número de contratos de la compañía.
     
    Mientras tanto la sociedad Xilópalos S.A.S. afronta una situación similar. La firma presenta acreencias vencidas, con más de 90 días, por un valor de 3.717 millones de pesos. Estas, según lo corrobora el documento de la Superintendencia, representan el 100 por ciento del total del pasivo.
     
    Al acogerse al proceso de liquidación las dos sociedades quedan disueltas y deben anunciarse a sí mismas con la expresión “en liquidación judicial”.
     
    Con esta medida los deudores de ambas empresas quedan imposibilitados para cobrar las acreencias, hasta que la Superintendencia avise el nombre del liquidador y el lugar donde los acreedores deberán presentar sus créditos.
     
    De acuerdo con datos de Campetrol, ya hay más de 20 compañías del sector de servicios petroleros que han presentado solicitudes de reorganización empresarial ante la reducción de las operaciones petroleras en el país.
     
    Es que la perforación de pozos de exploración ha caído en más de 80 por ciento en lo que va del año, y de 17.000 kilómetros de sísmica que se ejecutaron el año pasado, este año solo se han ejecutado 1.100 kilómetros.
     
    Esto quiere decir que hay menos trabajos disponibles para las empresas del sector, y, por ende, que tienen menos liquidez para cumplir con sus respectivas obligaciones.
     
     
    Fuente: Portafolio.co 
     
  • Sepa quiénes son los principales compradores del petróleo de Venezuela

    La mayor parte del petróleo venezolano va para Asia: China e India reciben el 60% del total. Un 20% se vende a EE.UU. y un 20% al resto del mundo. Los envíos a China son mayormente para devolver créditos de Pekín.

    Las exportaciones de crudo de Venezuela representan el 76% del total de sus ventas al exterior y las de productos refinados de petróleo, el 17%. El 93% del total de sus ingresos por exportaciones proviene del petróleo.

    Actualmente se pagan por el petróleo venezolano algo menos de US$40 por barril, con tendencia al alza, como todo el petróleo en los mercados mundiales. Para equilibrar su presupuesto, Venezuela necesita un precio de US$118 por barril. De los 40 euros del precio de venta, no todo queda en las arcas del Estado: producir el crudo cuesta entre US$8 y US$19 por barril, según donde se extraiga.

    Si bien el volumen de las exportaciones petroleras no se ha modificado mucho desde 2015, datos oficiales revelan un aumento de los envíos de la estatal al mercado asiático. Recientemente, el Ministerio de Petróleo y Minería dio a conocer que Venezuela envía diariamente a China e India unos 1,3 millones de barriles. Como no hay estadísticas oficiales, el resto de las cifras deben ser estimadas.

    El 60% del crudo va para Asia. Las ventas a China y la India representan el 54% de las exportaciones totales de crudo, cifradas actualmente en unos 2,4 millones de barriles diarios. Si a ello se le agrega un 6% que va a hacia Singapur, pero cuyo destino final es mayormente China, se llega a un 60% del total.

    Compradores Venez

    El crudo que se envía a China está destinado mayormente a pagar los créditos rotativos que China le concede al país desde 2007 y el Gran Fondo de Largo Plazo, que Pekín puso a disposición de Caracas en 2010 por 10 años. Debido a la fuerte caída de los precios del petróleo, Venezuela debió enviar en los últimos tiempos cada vez más crudo a China por el mismo importe en dólares.

    En segundo lugar como compradores de petróleo venezolano se hallan Estados Unidos y la India, con sendos 20%. En enero de 2016, Estados Unidos compró a Venezuela 702 mil barriles diarios de crudo y sus derivados. Pero la tendencia es a la baja: en diciembre de 2015 habían sido 899.000 barriles diarios.

    Venezuela compra petróleo en EE.UU. Una novedad: PDVSA compró en enero 550.000 barriles a Estados Unidos, algo que nunca antes había sucedido en los 100 años de actividad petrolera de Venezuela. PDVSA adquirió el petróleo estadounidense para diluir crudos pesados y extrapesados venezolanos, que alcanzan menor precio en los mercados y son más difíciles de vender.

    India compra tradicionalmente aproximadamente un 20% de la producción de crudo de Venezuela. Lo nuevo: Nueva Delhi propuso recientemente realizar una operación de trueque de medicamentos indios por petróleo venezolano.

    Las compras de América Central, el Caribe y Cuba no representan más del 10% del total de las exportaciones de crudo venezolano. A Cuba, Venezuela le suministra unos 80.000 barriles diarios. Según operadores del mercado, desde 2015 se comercializa petróleo venezolano también desde Cuba. Es decir, que la isla podría ser asimismo una "base de operaciones" para PDVSA.

    Finalmente, un 10% de la producción va para el resto del mundo, destacándose España, con un 3% y Brasil, con un 2%, mientras que menos de un 1% va para Uruguay.

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Sin renta petrolera, el Gobierno espera crecer al 3,5% en el 2017

    Ecopetrol CampoSegún el Marco Fiscal de Mediano Plazo la producción promedio del 2016 será de 921 mil barriles de petróleo equivalente.

    El  Gobierno prevé que este año no tendrá ingresos por cuenta de la renta petrolera, y como si fuera poco, tiene entre sus cuentas devolverles a las empresas del sector alrededor de $800 mil millones por concepto de retención en la fuente, equivalentes al 0,1% del Producto Interno Bruto (PIB).

    Así lo señala el Marco Fiscal de Mediano Plazo, que dio a conocer este martes el Ministerio de Hacienda, y según el cual, para el próximo año el panorama es similar. 

    El documento muestra que no habrá ingresos del sector petrolero, pero esto no tendría un impacto significativo en el PIB. Para este año, mantuvo su expectativa de crecimiento en 3% y se espera que en el 2017 la expansión de la economía sea de 3,5%.

    Entre las cuentas del Gobierno está que la producción de petróleo del país sea de 921 mil barriles en promedio por día en el 2016, y de 913 mil barriles el año entrante.

    De acuerdo con el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas 

    Santamaría, la producción petrolera hasta el 2022 se mantendrá entre los 900 mil y los 920 mil barriles (lea también: En abril, la producción de petróleo se mantuvo por debajo del millón de barriles).

    Por otra parte, el funcionario dijo que el Gobierno trabaja con supuestos en los que no habría dividendos por parte de Ecopetrol.

    Durante la presentación, Cárdenas manifestó que el déficit fiscal terminará este año en alrededor del 3,9% del PIB pero se ubicaría en el 3,3% el próximo año.

    Para lograrlo, el Gobierno reducirá su presupuesto del 2017 en alrededor de $6 billones en la inversión. En el 2018 el déficit fiscal llegaría al 2,7%.

    COLOCACIONES DE BONOS

    Mauricio Cárdenas reveló además que el endeudamiento externo para 2017 ascenderá a US$6.000 millones.

    Señaló que de este nivel de endeudamiento US$3.000 millones son operaciones de mercado externo (bonos) y US$3.000 millones de créditos con entidades multilaterales.

    La meta de financiamiento interno programado por el Gobierno Nacional para 2017 son $33,5 billones, lo que representa una reducción de $0,8 billones frente a los pagos por servicio de deuda interna. 

    De estos $33,5 billones, $26,5 billones serán obtenidos a través de subastas, superior en $3,6 billones con respecto a 2016. 

    Así mismo, $7 billones se obtendrán mediante operaciones con entidades públicas, lo que supone un aumento de $1,5 billones. 

    Otros $0,25 billones se utilizarán para el pago de sentencias y conciliaciones judiciales. Este rubro se reduce en $2,8 billones. 

    El Ministro reiteró que dichos lineamientos y los ajustes planteados permiten mantener niveles constantes de deuda en 2017 y alcanzar reducciones sostenidas a partir de 2018.

    Entre tanto, Cárdenas presentó unos niveles de gasto para 2017 que corresponden con los ingresos proyectados dentro de los parámetros de la regla fiscal.

    De 2018 en adelante el Marco Fiscal de Mediano Plazo muestra los ingresos adicionales que serían necesarios para cumplir con la regla fiscal y para financiar el gasto social y la inversión que el país necesita.

    Sin embargo, el funcionario precisó que la reforma tributaria estructural no está incluida en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.

    Esto, si se tiene en cuenta que la propuesta de ajuste al sistema impositivo, que será presentada ante el Congreso en el segundo semestre de 2016, tiene objetivos de largo plazo, y los ingresos que de allí se obtengan aún no son contemplados en las cuentas del Gobierno.

    Por otra parte, el Gobierno calcula que la inflación termine el año en el 6,5% y posteriormente volvería al 4% en el 2017 para ajustarse al 3% en los años siguientes.

    Finalmente Cárdenas expuso que los proyectos de infraestructura de Alianzas Público-Privadas (APP) aumentarán la capacidad de inversión pública y se espera que tengan un impacto importante en el crecimiento económico y la productividad.

    Fuente: Portafolio.com

  • Suspende la producción de 81 pozos de Rubiales

    Campo Rubiales(1)·La anormalidad genera pérdidas por 9.500 barriles de petróleo por día.

    ·Más de 400 personas no han podido ingresar a sus puestos de trabajo.

     

    Ecopetrol denuncia y rechaza las intimidaciones contra los trabajadores y los bloqueos que se registran desde el día de ayer en las instalaciones de Campo Rubiales, el mayor del país, por parte de varias personas que se identificaron como miembros de la comunidad indígena Alto Unuma.

    Los manifestantes se tomaron por la fuerza las instalaciones de la Planta de Disposición de Agua 6 del campo, y ordenaron a los operadores detenerla, lo que provocó el apagado de 81 pozos productores con una pérdida de 9.500 barriles por día.

    Adicionalmente, alrededor de 100 personas bloquean las vías internas del campo, lo que afecta la normal operación de las actividades de mantenimiento, perforación, producción, y de los proyectos que se llevan a cabo.

    Los bloqueos tampoco han permitido el ingreso de personal de turno para realizar los relevos, situación que viola el derecho al trabajo de más de 400 personas y atenta contra la normas de seguridad laboral, debido a que los trabajadores no han podido acceder a su sitio de descanso.

    La Empresa puso en conocimiento de las autoridades competentes esta situación que atenta contra la libre movilización de las personas.

    Las personas que participan en las vías de hecho buscan que el Ministerio del Interior certifique como grupo indígena a la comunidad de Buenos Aires, de la vereda Rubiales, solicitud que se encuentra surtiendo los trámites correspondientes ante la autoridad competente.

    La Empresa rechaza categóricamente estas acciones que violan las normas de seguridad industrial y de procesos, y que ponen en riesgo la integridad física de las personas. Así mismo, hace un llamado al diálogo y la concertación como mecanismos para superar diferencias.

     

    Por: Paisminero.co / CP – Ecopetrol


     

  • Total adquirió insumos para su perforación petrolera en mar uruguayo

    Total OLa francesa Total ya gestionó más del 50% de los insumos que deberá traer a Uruguay para la perforación de un pozo ultraprofundo en la cuenca marítima de Uruguay en el segundo semestre del próximo año.
     
    Según informó a El Observador el gerente de exploración y producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, eso fue posible gracias a que se “cerró un almacén” de insumos en Egipto donde Total tenía una cuotaparte. El barco que trae estos equipos ya partió y se estima que arribará al puerto de Montevideo en los próximos 20 días.
     
    Si bien el riesgo y costo del pozo –ronda los US$ 200 millones– corre por cuenta de Total, ANCAP comienza ahora a evaluar con “especial interés” los desembolsos que hacen las compañías que realizan trabajos exploratorios. De Santa Ana recordó que si la perforación arroja un potencial de hidrocarburos comercialmente rentable, ANCAP debe aportar su cuotaparte en los trabajos de exploración que realizaron las empresas que incluye perforaciones y trabajos de sísmica 3D. En el caso del contrato con Total, la participación de ANCAP puede ser como máximo del 30%. La decisión de qué porcentaje tomaría el ente petrolero quedará definida una vez que se tengan las certificaciones que confirmen el potencial del yacimiento.
     
    “Es importante que ya se haya logrado adquirir más del 50% de los insumos porque el acero y los equipos (como mechas) hay que pedirlos (a los proveedores) con cierta antelación”, destacó el gerente de exploración y producción de ANCAP. Agregó que contar ya con la mayoría de los insumos, permite “reducir los costos de la inversión prevista inicialmente”.
     
    El área de Total es una de las más profundas de los 8 bloques que se licitaron en la Ronda Uruguay II. La profundidad del mar en esa zona supera los 2.000 metros. A esto hay que sumarle alrededor de 3.500 metros de perforación del subsuelo marino. El pozo demandará la contratación de entre 30 y 40 empresas logísticas, la mayoría de las cuales serán extranjeras.
     
    Asimismo, De Santa Ana indicó que el arribo de los primeros insumos movilizará un número importante de operadores logísticos del puerto de Montevideo.
     
    Ronda III en marcha
    Si bien el lanzamiento oficial de la Ronda Uruguay III se hará en diciembre en Montevideo, los técnicos de ANCAP ya están trabajando en distintos encuentros a nivel global dando difusión a esta convocatoria.
     
    En diálogo con El Observador de Santa Ana reveló algunas de las características que tendrá esa convocatoria. El total de bloques que se licitarán serán 12 con distintas características. Un primer grupo de 4 áreas denominadas “bloques de frontera tecnológica” ubicados en la frontera marítima con Brasil y Argentina. Es decir, zonas donde la “columna de agua” está por encima de los 4.000 metros. A esta profundidad hoy no es posible extraer crudo (el límite es de unos 3.000 metros). “La idea es fijar contratos de exploración a 10 años para que se desarrolle la tecnológica. Nuestros modelos nos indican que serían áreas que sólo producen petróleo”, resaltó De Santa Ana.
     
    En tanto, un segundo grupo de la Ronda Uruguay III estará compuesto por entre 7 y 8 bloques de aguas más someras ubicados en la cuenca de Punta del Este. Esta zonas ya fueron ofertados en la Ronda I y II pero no hubo ofertas. “Sabemos que tenemos un desafío por delante. Un contrato ya sería un éxito; tenemos un horizonte más realista”, admitió el funcionario. Más allá del lobby que ANCAP ya realizó con compañías petroleras estadounidenses y europeas para la Ronda Uruguay III, la idea es incluir a Asia, dijo De Santa Ana. “Tenemos interés en que empresas chinas, coreanas y japonesas puedan participar directamente”, apuntó. ANCAP tiene previsto repetir el mecanismo de adjudicación de la Ronda Uruguay II.
     
    autor_OBSERVA.COM - Americaeconomia.com
  • Total apunta a reducción de inversiones y costos

    En PlataformaLa petrolera francesa busca contrarrestar el colapso de los precios del crudo

    PARÍS (EFE Dow Jones) — El gigante petrolero francés Total S.A. anunció el jueves su intención de reducir más las inversiones y los costos de sus operaciones para aumentar la rentabilidad y contrarrestar el colapso de los precios del petróleo.

    La compañía dijo que recortará las inversiones en 2017 a entre US$15.000 millones y US$17.000 millones al año, frente a los entre US$18.000 millones y US$19.000 millones previstos para este año. En cuanto al objetivo de recortes de costos, lo situó en más de US$4.000 millones en 2018 desde los más de US$2.400 millones que se esperan este año y más de US$3.000 millones previstos en 2017.

    La reducción de las inversiones en sus yacimientos de petróleo y gas y los mayores recortes de costos en los próximos dos años permitirán al grupo cubrir la totalidad del gasto de capital, renovación de recursos y dividendos en efectivo con su flujo de caja de las operaciones con un precio del petróleo de US$55 por barril de crudo Brent, aseguró Total.

    Pese a los mayores ahorros de costos y la menor inversión, la compañía francesa señaló que aumentaría la producción en 5% al año hasta 2020 y entre 1% y 2% a partir de entonces.

    Al igual que otras petroleras, Total ha tratado por todos los medios de mejorar la rentabilidad en respuesta al desplome de los precios del petróleo hace dos años. El grupo ha logrado seguir siendo rentable en ese periodo si no se contabilizan las grandes rebajas de valor realizadas a los activos de bajo rendimiento.

     

    Fuente: lat.wsj.com/

     

  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

    Alfa Alpek 5Un estudio de Acipet muestra que los profesionales con mayores dificultades para emplearse son los recién egresados.

    Los ingenieros de petróleos del país ya sienten el impacto de la desaceleración de la industria de los hidrocarburos en Colombia.

    Un estudio revelado ayer por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, sostiene que tres de cada diez profesionales de esta rama no tienen trabajo. El informe fue realizado por la firma Mediciones y Medios para este gremio, y consideró la situación de 801 matriculados en el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos (CPIP), 160 estudiantes de último semestre, 60 estudiantes de primer semestre y 35 directores de recursos humanos de empresas del sector.

    De acuerdo con la investigación, la mitad de los ingenieros de petróleos con menos de tres años de experiencia no tienen trabajo, lo que implica que para los recién egresados la situación laboral se ha vuelto más compleja aún.

    Entre los ingenieros que no tienen empleo, la encuesta identificó que 6 de cada diez no tienen experiencia formal en la industria.

    “Lo que significa esto es que la industria debe abrir más oportunidades de prácticas industriales, además de incentivarse la política del primer empleo en la cual estos ingenieros arranquen a tener su experiencia con tutores bajo este mecanismo”, explicó Carlos Leal, director ejecutivo de la agremiación de profesionales.

    Es que, según la investigación la mitad de las compañías del sector no hacen uso de los beneficios de la ley de primer empleo, que ofrece beneficios a los jóvenes recién egresados para que puedan desarrollar su experiencia laboral.

    La falta de formación de los jóvenes ingenieros de petróleo hoy, aún a pesar de la crisis, podría generar un problema para la industria en el futuro, pues conseguir recurso humano especializado para la industria es un reto para el sector, de acuerdo con un estudio de la firma Lee Hetch Harrison.

    Ahora, para los recién egresados es más fácil vincularse con una empresa de servicios, proveedora de una firma operadora, a emplearse en una petrolera.

    El 45 por ciento de los egresados con menos de diez años de experiencia se ubica en estas empresas de servicios, mientras solo un 24 por ciento de ellos se ubica en una empresa petrolera.

    La siguiente rama que más empleo genera en el país es la de transporte de hidrocarburos, en donde se emplea el 10 por ciento de estos profesionales de poca experiencia; mientras que en el negocio de refinación solo tienen cabida quienes tienen más de tres años de experiencia.

    Una de las debilidades de los profesionales del país es el bajo dominio del inglés. Solo el 24,3 por ciento de los entrevistados tiene un dominio avanzado de inglés, el 46,2 por ciento está en un nivel intermedio y el 29,5 por ciento en un nivel básico.

    La crisis petrolera también frena algunas oportunidades de desarrollo profesional para los ingenieros, como la posibilidad de adelantar proyectos de grado con el patrocinio de las empresas, o la posibilidad de realizar prácticas profesionales.

    Los resultados de este estudio fueron presentados ayer en el XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2015.

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

    Para los ingenieros consultados en la investigación ante la crisis la mejor alternativa para encontrar trabajo es buscar oportunidades en el exterior.

    El 73 por ciento de los profesionales con más de tres años de experiencia y el 69 por ciento de los recién egresados considera que esta opción es la mejor.

    Otro grupo significativo (el 30 por ciento de los recién egresados y el 42 por ciento de los experimentados) aseguró que lo mejor es esperar que pase la crisis.

    La tercera opción preferida para ambos profesionales es aprovechar para prepararse más mientras pasa la coyuntura.

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Utilidades del sector de hidrocarburos bajaron 33 % en 2014

    Campo ThxFueron de $14,4 billones mientras que en 2013 la cifra fue de por $21,4 billones.
     
    Las empresas del sector de hidrocarburos registraron utilidades por $14,4 billones en 2014, lo que representa un descenso del 33 %, en comparación con ganancias por $21,4 billones reportadas el año anterior.
     
    Así lo revela un estudio de la Delegatura de Asuntos Económicos y Contables de la Superintendencia de Sociedades, elaborado con base en los resultados financieros de 676 empresas pertenecientes al sector de hidrocarburos y actividades asociadas.
     
    En 2013, los ingresos operacionales consolidados de estas sociedades habían sido de $151,2 billones, de acuerdo con el informe.
     
    Así mismo, las sociedades del sector de hidrocarburos registraron en 2014 ingresos operacionales consolidados por $151,76 billones, lo que representó un crecimiento del 0,4 % frente a 2013.
     
    La Delegatura aclara que el análisis comprende el comportamiento de cinco subsectores: extracción de petróleo crudo, derivados del petróleo y gas, transporte de petróleo por tubería, ingeniería y comercio. La agrupación sectorial se realizó teniendo en cuenta el tipo negocio de las empresas y su cadena de valor.
     
    De las 676 empresas analizadas, 353 pertenecen al subsector de comercio de combustibles y lubricantes (28 % del total), 190 al de actividades de ingeniería (52 %), 108 al de extracción de petróleo crudo (16 %), 19 al de derivados de petróleo y gas (3 %) y 6 al de transporte por tubería (1 %).
     
    COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO, A LAS QUE MEJOR LES FUE
     
    Las empresas del subsector de transporte de petróleo por tubería presentaron un aumento de 47,7 % en sus ingresos operacionales frente a 2013, al pasar de $5,29 billones en el 2013 a $7,81 billones en el 2014.
     
    En adición a un incremento en ingresos operacionales, en 2014 el subsector de transporte de petróleo por tubería registró un crecimiento en las ganancias netas de 51,2% frente al año 2013, al pasar de $2,53 billones a $3,82 billones.
     
    ¿Y A LAS QUE EXTRAEN CRUDO?
     
    Las entidades del subsector de extracción de petróleo presentaron un crecimiento en activos del 7,5 %, o de $11,29 billones en términos reales entre 2013 y 2014. Estos pasaron de $150,68 billones a $161,98 billones, respectivamente.
     
    Para el año 2014, este subsector registró ingresos operacionales por valor de $92,04 billones. Se destaca un incremento del 57% en los ingresos no operacionales, al pasar de $4,35 billones en el 2013 a $6,84 billones en el 2014.
     
    LAS ACTIVIDADES DE INGENIERÍA TAMBIÉN CERRARON ‘EN VERDE’
     
    El subsector de actividades de ingeniería presentó un aumento del 6,2 % en sus ingresos operacionales, al pasar de $12,27 billones en el 2013 a $13,03 billones en el 2014.
     
    Así mismo, el activo aumentó el 5,8 % o $733.419 millones entre 2013 y 2014, al registrar $13,30 billones en 2014, desde $12,56 billones reportados el año anterior.
     
    OTROS SECTORES
     
    El subsector de derivados del petróleo presentó un aumento de 32,6 % en sus activos, al pasar de $15,21 billones en 2013 a $20,17 billones en 2014. El patrimonio, por su parte, creció 20 % o $949.560 millones del año 2013 al 2014. Por su parte, el activo en el subsector de combustibles y lubricantes aumentó en 2,5 % entre los años 2013 y 2014, al pasar de $10,32 billones a $10,58 billones, respectivamente. Dicho comportamiento es explicado, particularmente, por el incremento en valorizaciones y propiedad, planta y equipo.
     
    Fuente: POrtafolio.co
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