bp estimó las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) desde la boca de pozo hasta la terminal de descarga asociadas con la fuente específica y el viaje de la carga de GNL, utilizando su propia metodología de cuantificación.
BP anunció hoy que ha entregado su primera cargamento de gas natural licuado (GNL) con compensación de carbono a CPC Corporation, Taiwán, a la terminal de Yung An en Taiwán en septiembre de 2021 y fue procedente de la cartera de GNL de bp.
Esta es la primera entrega de GNL de compensación de carbono de bp en la región de Asia-Pacífico, luego de su primera entrega global a Sempra LNG en la terminal de Energía Costa Azul en México en julio de 2021. Esta nueva oferta de GNL de compensación de carbono fortalece la oferta de gas natural de bp en La región.
Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) y metano (CH4) asociadas con la carga de GNL, desde la boca del pozo hasta la terminal de descarga para la fuente y el viaje específicos, se estimaron utilizando la metodología de cuantificación de GEI de bp para GNL. La metodología se ha desarrollado teniendo en cuenta las normas internacionales pertinentes e incorporando aportes de expertos externos, incluida la herramienta de emisiones de carbono Wood Mackenzie LNG, y puede actualizarse de vez en cuando.
La demanda mundial de GNL está creciendo rápidamente. bp tiene la intención de continuar respaldando este crecimiento diversificando su oferta, incluso desarrollando productos combinados de GNL con compensación de carbono para satisfacer la demanda de los clientes.
“El gas natural tiene un papel clave que desempeñar para lograr que el mundo llegue a cero. Esta nueva oferta demuestra aún más nuestra determinación de seguir siendo uno de los proveedores de GNL más innovadores y líderes del mundo “.
Carol Howle, vicepresidente ejecutivo de bp trading & shipping, dijo: “El gas natural tiene un papel clave que desempeñar para lograr que el mundo llegue a cero neto. Esta nueva oferta demuestra aún más nuestra determinación de seguir siendo uno de los proveedores de GNL más innovadores y líderes del mundo. El desarrollo de una metodología clara y confiable para cuantificar la intensidad de carbono de nuestra cadena de suministro de GNL es un paso importante para ayudar a nuestros clientes a alcanzar sus objetivos de sostenibilidad y respalda nuestra ambición de ayudar al mundo a llegar a cero “.
Jonty Shepard, vicepresidente de comercio y origen de GNL, comercio y envío de bp, dijo: “bp busca continuamente formas de ofrecer nuevas soluciones de energía a los clientes de GNL. bp se complace en fortalecer nuestra relación de larga data con CPC con esta entrega de GNL de compensación de carbono de la diversa cartera de fuentes de GNL de bp, cuantificando la intensidad de carbono asociada con el suministro de GNL desde la boca del pozo hasta la terminal de descarga y luego compensando esas emisiones . “
Más ampliamente, bp ha establecido reducciones específicas de emisiones de gases de efecto invernadero y otros objetivos para 2030 en apoyo de su ambición de ser una empresa con cero neto para 2050 o antes y ayudar al mundo a llegar a cero. bp no tiene la intención de depender de los créditos de carbono para cumplir con sus objetivos de cero neto para 2030.
En esta ocasión quise que el título en cierta forma lo dijera todo -sin ánimo de desalentar su lectura, pido continúen conmigo para explicar-. El título, popularizado por cierta película de los ochenta, hace alusión a justo lo que estamos viviendo en México dentro de nuestra industria. Nos estamos quedando atrás en una tendencia global, con miras al progreso, la descarbonización, la sustentabilidad y el desarrollo social equitativo.
“Precisión y conocimiento”, detallaba en conversación con uno de nuestros líderes del sector en una entrevista, y es que justo estás dos palabras deberían de ser claves para todos los que conformamos al sector hoy en día para lograr remontarnos en la ola. Si bien la adversidad es una contaste (sobre todo en esta administración), lo que es cierto es que la industria continúa adelante porque es inminente y sin energía simplemente no hay país.
Este número es una demostración de esa imparable fuerza de la innovación y la tecnología, en esta edición echamos un vistazo a quienes desde su liderazgo están apostando por el desarrollo científico, la digitalización, la sustentabilidad y la juventud con la finalidad de atender los distintos acuerdos internacionales vigentes en materia de cambio climático y descarbonización.
Sumado a lo anterior, también hacemos énfasis en la nueva normalidad que nos ha tocado vivir derivado de la pandemia, y la necesidad por manejar distintos procesos desde la distancia -es aquí donde el panorama luce alentador-, con sus retos claro está, pero hemos llegado a una nueva fase de la vida profesional y laboral, donde el balance es el reto y el aprovechamiento de las herramientas tecnológicas la realidad que enfrentamos, puesto que se requerirá de profesionistas más flexibles y capacitados. Pero lo anterior solo se logrará si las empresas y empresarios también se ponen la camiseta para dar accesibilidad a dichos programas de capacitación y entender la nueva realidad profesional.
El futuro ya está aquí, pero nos estamos quedando atrás, es hora de tener una visión global, cooperativa, digital y pragmática. Las tendencias hoy favorecen la disminución de costos en ciertos rubros que tienen que ver con infraestructura física, haciendo uso de la digitalización y tecnología 4.0, las posibilidades hoy son infinitas. Hay millonarios hoy sobrepasando la atmósfera terrestre, el día de mañana cualquiera de nosotros podría -y debería- ser capaz de hacerlo en total libertad.
México inició el proceso de refinanciar la deuda de Pemex, luego de recibir recursos espaciales del FMI.
El Gobierno de México, inició el proceso de refinanciar la deuda de Petróleos Mexicanos (Pemex), luego de que el Fondo Monetario Internacional (FMI) transfiriera 12 mil millones de dólares.
El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, volvió a insistir hoy en conferencia de prensa que quiere utilizar los recursos transferidos por el IMF para pagar la deuda de Pemex.
“No puedo hablar mucho sobre el tema, porque ya se inició un proceso de reestructuración de deuda. Recuerden que, los 12 mil 500 millones de dólares que llegaron, que le corresponden a la Hacienda Pública, queremos que se destinen al pago de deuda, pero ya no se puede informar sobre el tema por los principios o las normas que están establecidas.
El Banco de México ha insistido que los recursos transferidos por el fondo no pueden se utilizados para el pago de la deuda de la empresa productiva del estado.
Jesús Ramírez, vocero de la presidencia confirmó a Bloomberg que el proceso de refinanciamiento de la deuda de la petrolera nacional ya inició.
El mandatario, acusó que con la Reforma Energética se crearon mecanismos para limitar la capacidad de acción de ambas dependencias.
“Ahora se protege a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad, son empresas de la nación y no puede haber interés particular o de grupo por encima del interés nacional, Pemex es de los mexicanos y la deuda de Pemex es deuda soberana, deuda del gobierno”, dijo en conferencia de prensa.
Durante un seminario, el funcionario garantizó a los mercados financieros que el Gobierno Federal seguirá con el rescate de la empresa productiva del estado.
“Sí queremos ser muy enfáticos de recalcar al mercado, a los analistas y al Congreso que el Gobierno está en plena posición para seguir apoyando a Pemex”.
Wintershall Dea, la principal empresa independiente de gas y petróleo de Europa, ha completado la perforación de un pozo de evaluación en el descubrimiento de petróleo de Bergknapp en el Mar de Noruega.
Perforados desde la plataforma semisumergible Deepsea Aberdeen, los pozos de reentrada y evaluación confirmaron los descubrimientos de petróleo en las formaciones Garn y Tilje y demostraron una acumulación adicional de gas en la formación Åre. Después de la finalización del pozo de evaluación, se estima que el tamaño de los descubrimientos de la Formación Garn y Tilje es de entre 40 y 84 millones de barriles de petróleo equivalente recuperable (Mmbpce), mientras que se estima que la Formación Åre contiene entre 13 y 56 millones de barriles recuperables adicionales. equivalente de petróleo.
El descubrimiento de Bergknapp se encuentra a 200 kilómetros al norte de Kristiansund y a 8 kilómetros al oeste del campo petrolífero Maria operado por Wintershall Dea en un área cercana a la infraestructura existente. El consorcio de licencias ahora evaluará las posibles opciones de desarrollo.
“Estamos emocionados de haber hecho otro descubrimiento en el área de Haltenbanken en el Mar de Noruega. Ahora trabajaremos en estrecha colaboración con nuestros socios para llevar el proyecto a la decisión de inversión final e impulsar con éxito el desarrollo del prospecto ”, dijo Hugo Dijkgraaf, Director de Tecnología de Wintershall Dea y miembro responsable de la junta de Exploración. “Las reservas recuperables se suman a nuestra estrategia de crecimiento en el país y mejoran nuestra posición como socio comprometido con Noruega”, agregó.
El pozo de evaluación Bergknapp es el segundo pozo de exploración operado por Wintershall Dea en Noruega en 2021, luego del descubrimiento cercano de Dvalin North en PL 211 realizado en mayo de 2021. “Bergknapp es un descubrimiento importante que contribuye a nuestra sólida posición en esta área de Noruega Estante. Con Maria y el campo cercano de Dvalin, ya tenemos una posición establecida como un operador importante en el área de Haltenbanken ”, dijo Alv Solheim, Director Gerente de Wintershall Dea Norge. “Bergknapp y Dvalin North fortalecerán aún más esta posición”, agregó Solheim.
La plataforma Deepsea Aberdeen ahora se trasladará al campo Vega operado por Wintershall Dea en el Mar del Norte.
Wintershall Dea es el operador de la licencia PL 836S Bergknapp con una participación del 40%. Los socios Spirit Energy y DNO Norge poseen el 30% cada uno.
EW 305 Platform photos by David Duncan Photography
Talos Energy anunció que presentó un aviso de disputa contra Secretaría de Energía de México por las decisión de otorgar a Pemex la operación de Zama.
Talos Energy anunció hoy que ha presentado Avisos de Disputa al Gobierno de México sobre decisiones tomadas por la Secretaría de Energía de México (SENER).
Estas decisiones, que incluyen la reciente designación de Petróleos Mexicanos (Pemex) como operadora de un activo aún por unificar, ocasionan pérdidas o daños a la Compañía como inversionista y como operadora de CNH-R01-L01-A7 / 2015 (Bloque 7) costa afuera de México.
De acuerdo con la petrolera norteamericana esta acciones de SENER también constituyen violaciones al Acuerdo de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (TMEC) y al Tratado Bilateral de Inversiones entre los Estados Unidos Mexicanos y la Unión Económica Belgo-Luxemburgo.
Talos informó que la disputa es por decisiones tomadas por SENER, incluida la designación de Pemex como operador de un activo aún por unificar.
El objetivo de esta notificación es resolver la disputa de manera amistosa mediante consultas y negociaciones y evitar la necesidad de más acciones legales, incluido el arbitraje.
“Talos Energy continuará interactuando de buena fe con los representantes del Gobierno de México en busca de lograr un acuerdo justo y mutuamente beneficioso”, informó en un comunicado.
Los avisos de disputa brindan la oportunidad para una fase inicial de negociación y consulta entre las partes en un intento por resolver la controversia. Si tiene éxito, esto evitaría la necesidad de más acciones legales, incluido el arbitraje internacional. Talos buscará diligentemente un acuerdo justo y mutuamente beneficioso y continuará interactuando de buena fe con los representantes designados institucionalmente del Gobierno de México.
La presentación de las notificaciones de disputa es consistente con los intentos de la Compañía durante casi tres años, desde la firma del Acuerdo de Pre-Unificación, para trabajar de manera constructiva con Pemex y SENER para finalizar un Acuerdo de Unificación y Operación de Unidades (UUOA) para el campo de Zama que sigue las mejores prácticas internacionales. Talos ha buscado repetidamente un resultado positivo para todas las partes y continuará haciéndolo en este proceso.
“A pesar de la designación actual de SENER de Pemex como el operador del campo Zama, todavía tenemos la esperanza de que se pueda lograr un resultado negociado que respete plenamente el estado de derecho. La presentación de estos Avisos de Disputa, junto con las propuestas concretas y mutuamente beneficiosas que hemos presentado a PEMEX y las autoridades mexicanas en el pasado, demuestra nuestro compromiso de maximizar el valor para todos los grupos de interés, incluido México. negociaciones y consultas significativas considerando todo el cuerpo de evidencia sobre la estructura operativa ideal para Zama y la salvaguarda de nuestros derechos como inversionista extranjero “, dijo el presidente y director ejecutivo de Talos, Timothy S. Duncan.
El 2 de julio de 2021, la SENER notificó a Talos Energy que había designado a Pemex como el operador de la unidad Zama, solo tres días después de que la dependencia federal recibiera una carta directamente de Pemex en la que se defendía la operación.
Bajo los propios lineamientos de unificación de México, la SENER estaba obligada a “considerar los principios de economía, competitividad, eficiencia, legalidad, transparencia, mejores prácticas de la industria y el mejor uso de los hidrocarburos”. Sin tener en cuenta las solicitudes formales de la Compañía, SENER no ha demostrado cómo se siguieron estos principios legales.
Después de ser adjudicado competitivamente el Bloque 7 en la Ronda Uno de México en 2015, el consorcio liderado por Talos Energy descubrió el campo Zama en 2017.
A partir del mes de Agosto el Diplomado para Profesionales en Energía Fotovoltaica que emite nuestra asociación está avalado por la Secretaría de Educación Pública (SEP) y por la Dirección de Centros de Formación para el trabajo siendo el único en el país con estas características.
“Este es un paso enorme para la industria, ya que actualmente no existía ninguna validación para los profesionales de la energía en las áreas administrativas, jurídicas, financieras y estratégicas. Este acuerdo hace un hito para garantizar a la sociedad una protección ante sus inversiones que garantice la calidad y la confiabilidad de quién compra. Las certificaciones de CONOCER validan el aspecto técnico que es básico para una instalación. Pero todos los demás conocimientos mínimos que la industria creciente requiere no se visualizaban. Gracias a los grandes líderes del país, en cooperación con los fabricantes y el estado, hemos logrado homologar estudios que permitan a las personas de la industria ser verdaderos profesionales de la materia.” Señaló el Mto. Aldo Díaz, presidente a nivel nacional de la Cámara.
La Dirección General de Centros de Formación para el Trabajo (DGCFT), es una Unidad Administrativa adscrita a la Subsecretaria de Educación Media Superior de la Secretaría de Educación Pública (SEP), que tiene como atribuciones sustantivas, normar, operar, coordinar, controlar y evaluar el servicio de capacitación para y en el trabajo, para coadyuvar al acceso al empleo, al desarrollo económico, social y al mejoramiento del nivel de vida de la población.
Su cobertura es nacional, a través de 199 planteles federales denominados Centros de Capacitación para el Trabajo Industrial (CECATI) y 28 Institutos de Capacitación para el Trabajo (ICAT), organismos descentralizados de los gobiernos de los estados que cuentan con 282 Unidades de Capacitación y 133 Acciones Móviles.
A través de los CECATI e ICAT, la DGCFT presenta opciones educativas de calidad y pertinentes dirigidas a los diferentes sectores sociales y económicos del país, que van desde cursos regulares impartidos en las instalaciones de los planteles, en horarios fijos, hasta cursos de extensión y capacitación acelerada específica, que se adaptan a las necesidades de cada individuo y a los requerimientos empresariales. Así mismo, se ofertan las acciones móviles con el propósito de acercar el servicio de capacitación para el trabajo a los grupos de población vulnerable, que se encuentran en lugares apartados y en condiciones geográficas de difícil acceso.
La inscripción del diplomado que otorga la Cámara bajo el nombramiento: “Gestión, desarrollo e implementación de Sistemas Fotovoltaicos” comprende más de 100 horas de educación en las materias de legislación, código de red, estrategias comerciales, análisis de mercado nacional e internacional, desarrollo en el crecimiento de operación del modelo de negocio, beneficios fiscales, legislación fiscal y jurídica de contratos, análisis de las NOM´s, inspección y verificación, créditos, software de diseño y modelado, sistemas aislados, bombeo solar, montaje y seguridad, entre otros temas.
“En un mercado altamente competitivo y en crecimiento, creamos un diplomado que pudiese profesionalizar la industria. Gracias al apoyo de grandes líderes en México como Víctor Ramirez, Efraim Castellanos, Rodolfo Alvarado, Manuel Chávez, Rafael Dávila, Antonio López Aguayo, David Rangel, Jaime Delgado, Dinora Alvarado, Alejandro Guerra, Divanny López, Pedro Robles entre otros grandes maestros y líderes que actualmente trabajan en la industria y que siguen aprendiendo, compartiendo sus conocimientos y sobre todo, apoyando a los nuevos jugadores; es que es posible este diplomado y esta profesionalización de avanzada en cada uno de los ámbitos donde son expertos y sobre todo: Especializados. No existe otra asociación en la industria que reúna a los expertos y que se comparta el conocimiento como la Cámara. Por ello, ésta validez que nos otorga la DGCFT en cooperación de la valiosísima ayuda del ICATEY y de la Subsecretaría de energía de Yucatán para otorgar esta instrucción con alcance nacional, es de suma importancia para la industria” Indicó la Ing. Ofelia Coca, Directora Académica y Secretaria General de la Cámara.
La Cámara Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica es la única asociación civil sin fines de lucro de energía del país que no cobra anualidad. La única manera de pertenecer a ella es demostrando que se cuenta con los conocimientos técnicos, fiscales, jurídicos, de reglamentación y estratégicos para ser un profesional de la industria. La manera de pertenecer a ella es realizar un examen de más de 130 preguntas en estos ámbitos y tener una calificación aprobatoria del 80%. Actualmente la cámara cuenta con más de 400 socios a nivel nacional. Está organizada por 5 presidentes regionales y cuenta con 33 Delegados, uno por cada estado de la república que promueven la calidad y la seguridad de una instalación fotovoltaica y reconocen las oportunidades de mejora en cada entidad para su desarrollo.
La cámara también creó el “Código de ética para profesionales de la energía fotovoltaica”, el cuál sus miembros deben aceptar y prometer para pertenecer a la sociedad, este código marca la pauta para señalar y disminuir las malas prácticas del mercado. También cuentan con una Comisión de Honor, la cual señala, alinea y resuelve temas de carácter ético y comercial entre socios y la población en general, señalando de manera directa a las empresas o propietarios de las mismas que estén afectando la industria por una mala práctica o por una práctica poco ética.
“La Cámara nos ha permitido crecer nuestro número de operaciones a nivel nacional por la misma red que se ha creado en todo el país, podemos resolver nuestras dudas y nos permite seguir avanzando en formación específica y en incontables ocasiones gratuita. Trabajamos de la mano con el estado para mejorar la industria renovable, impulsamos el conocimiento a través de los fabricantes y generamos acuerdos con instituciones académicas como el CRODE, la Universidad de Guanajuato, la Universidad Tecnológica de Chiapas, de Tapachula, entre muchas otras, ayudando a los estudiantes a profesionalizarse y colocarse. De igual manera, creamos acuerdos con los Colegios de Ingenieros a nivel nacional, quienes nos han apoyado y trabajamos de la mano en la búsqueda de mayores conocimientos y en la disminución de las malas prácticas que se están dando”. Señalo por su parte el Ing. Ignacio Briseño, Presidente de la región Sureste y líder principal del acuerdo.
La estrategia del CONOCER incluye un modelo de evaluación y certificación de competencias; por ello, cuenta con una Red de Prestadores de Servicios conformada por cámaras empresariales, gremios sindicales, asociaciones de empresas, instituciones educativas públicas y privadas; institutos de capacitación para el trabajo, dependencias de los gobiernos federal, estatal y municipal.
Actualmente CONOCER cuenta con estándares para la industria fotovoltaica como la EC0586.01, EC1181, entre otros. La Cámara en alianza con la empresa Solar Consulting, certifica también a los profesionales de la industria en ellas. Sin embargo, la necesidad puntual de una educación complementaria, de calidad y en los ámbitos más competentes de empresas en crecimiento, no se encontraba en ningún lado.
“Había empresas que tenían muchos años haciendo las cosas mal, no por malicia, si no porque no sabían cómo es que realmente se tenían que hacer las instalaciones, no existía un parámetro para establecer condiciones jurídicas en los contratos de prestación de servicios y muchas veces el cliente salía perjudicado ante una mala práctica, entre muchas otras áreas de oportunidad en las que estamos trabajando. Hoy creemos que podemos ser una industria unida que genere un crecimiento continuo en tecnología sí, pero también en educación continua… Las certificaciones de CONOCER muchas veces eran tomadas por los dueños de los negocios e implementadas por técnicos que no contaban con el conocimiento, la cámara señala el camino que los líderes de las empresas deben de seguir y que cualquiera que quiera estar en esta industria debe de tener para poder crecer de manera conjunta”. Indicó Rigoberto García, Presidente de la Cámara en la región Norte.
El siguiente paso es que la sociedad pueda solicitar ante un proyecto fotovoltaica la certificación que entrega la cámara, de esta manera, garantiza que existe un conocimiento, una garantía de calidad y un compromiso ético por hacer las cosas bien, así como saber que al contratar a un Certificado como profesional, tiene el respaldo de la cámara ante cualquier inclemencia.“Junto con las direcciones, subsecretarías, secretarías y agencias de energía de cada estado del país, hemos avanzado muchísimo en este ámbito. Nuestra visión es que un persona al contratar su sistema para el hogar, para su negocio o su industria, pueda tener la confianza de no tener riesgos, saber que su inversión está asegurada y cuenta con un respaldo para ello. Los retos son mayúsculos. En ello estamos ocupados. Debe quedar claro que no son suficientes la buena voluntad, el discurso o el agravio. Estamos ante un cambio de paradigma que exige un esfuerzo conjunto del tamaño de las dificultades y de las viejas prácticas a vencer. ¿Cómo vamos a defender la profesión? Evidentemente, siendo mejores. Desde hace 2 años la cámara busca entregar valor a la sociedad y la industria con una oferta de valor hacia la profesionalización. A sido difícil sobrellevar la administración sin cobrar anualidades y sin perseguir un fin de lucro. Pero estamos convencidos de que ésta es la manera de demostrar transparencia y una verdadera comunidad de lo verdaderamente importante: Nuestro amor a la energía renovable y hacia el bien que le otorga la energía solar al país de la mano de profesionales”. Concluyó el Ing. César Chacón, Director Administrativo de la Cámara.
El Análisis de Riesgoes un conjunto de metodologías que tienen por objetivo identificar, analizar y evaluar los procesos,con un enfoque sistémico de la probabilidad de ocurrencia de daños asociados tanto a factores internos como factores externos; con el propósito de controlar y/o mitigar las consecuencias en cuatro rubros: personal, población, medio ambiente y producción y/o instalación.
Las principales controversias al abordar el tema de Análisis de Riesgo es la diferencia entre Peligro y Riesgo; y aunque existen un sinfín de conceptos, todos ellos concluyen en lo siguiente: El peligro es una fuente de potencial daño; mientras que el riesgo es el valor de la probabilidad de un resultado adverso. Así pues, un barril de petróleo es un peligro y la probabilidad de que explote por estar expuesto a altas temperaturas es un riesgo. Ahora, ¿cómo se calcula la Magnitud de Riesgo?Magnitud de Riesgo= Frecuencia * Consecuencia Las actividades de perforación de pozos como tal son un peligro, debido a que se trabaja con altas presiones, altas temperaturas, cargas pesadas, residuos peligrosos, estructuras de acero, ruidos por arriba de los 55 dB, etcétera. El estar expuesto a tales condiciones genera un riesgo. A propósito de este último término, podemos identificar tres tipos de riesgos.
Riesgo Inherente: Es el que existe en las actividades a realizar y no es posible eliminarlo con los mecanismos de mitigación.
Riesgo Operativo: Lo encontramos en nuestras actividades operativas y éste sí puede ser eliminado y/o minimizado con los mecanismos de control.
Riesgo Residual: Es el riesgo resultante después de aplicar los controles al Riesgo Operativo.
Lo que dice ALARP es que existen zonas de riesgo no tolerable (color rojo), esto significa que por ningún motivo se debe laborar en tales circunstancias; ahora bien, si las actividades se encuentran en una zona de riesgo, pero se pueden mitigar con controles, éstas sí se pueden ejecutar (color naranja y amarilla). Lo ideal es ejecutar las actividades en una zona de riesgo tolerable (color verde), esto permite trabajar de un modo más seguro y óptimo.
En la siguiente figura se muestra el gráfico ALARP, el cual describe las zonas tolerables al riesgo.
Partiendo de ello, si se está perforando un pozo a alto gasto con antecedentes de fallas en bombas, el riesgo por paro de falla sería una probabilidad alta (Zona Naranja) y el control medular para pasar a una zona de ALARP sería un estricto seguimiento al programa de mantenimiento preventivo de la bomba.
Por otro lado, si el campo a perforar tiene como objetivo atravesar un domo salino y la zona de transición (zona entre la formación y la cima del domo salino) tiene antecedentes de pérdidas desde parciales hasta totales. Se estaría hablando de una Zona de Riesgo No Tolerable. Para mitigar el riesgo y estar en una Zona de Riesgo Aceptable con Controles, las medidas de mitigación más ad hoc serían el control geológico (metro a metro) antes de llegar a la zona de transición y el bombeo de baches sellantes con material no invasivo.
Es necesario aclarar que entre más información se tiene, más detallado será el análisis.
Los análisis de riesgo de perforación deben de estar alineados a los cuatro rubros (personal, de población, medio ambiente y producción y/o instalación); la mayor parte del riesgo de los dos casos mencionados están enfocados a problemáticas operativas que dan como resultado a una desviación al Límite Técnico (NTP´s – Tiempos No Productivos) que a su vez concluyen en el incremento en los tiempos de entrega del pozo (producción diferida por NTP´s). Sin embargo, a medida que se detallan las problemáticas, se puede llegar a tener un análisis de riesgo al personal por intoxicación de productos químicos, presencia de gas de corte en temblorinas, por mencionar sólo algunos.
En un análisis de riesgo, siempre se ve el evento crítico, ello no quiere decir que se desea, simplemente se plasma para visualizar de donde se detona. El evento crítico en la perforación de pozos es un descontrol de pozo con presencia de gas, ocasionado por una ineficiente presión hidrostática del fluido de control; el descontrol de un pozo puede repercutir en daños ambientales, mientras que la presencia de gas y un punto de ignición puede ocasionar una explosión y este puede dañar hasta una población (fatalidades).
El conocimiento del proceso permitirá a los profesionistas identificar las áreas de riesgo y los mecanismos de control de los mismos. “Con Conocimiento Nadie Te Puede Engañar”.
Oscar Martin Camacho Flores es Líder de Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgos en Petróleos Mexicanos (Pemex)
Las afirmaciones y opiniones expresadas en este artículo son responsabilidad exclusiva del o los autores y no reflejan necesariamente los puntos de vista de Pulso Energético ni de la AMEXHI.
Eni anunció un importante descubrimiento de petróleo en el bloque CI-101 frente a la costa de Costa de Marfil. El bloque es operado por Eni con Petroci Holding, quienes poseen 90% y 10% respectivamente en la fase de exploración.
El pozo de descubrimiento se ha perforado en el prospecto Baleine, con el apoyo del Gobierno marfileño en el difícil contexto de la pandemia-covid-19. Baleine-1x descubrió petróleo ligero (40 ° API) en dos niveles estratigráficos diferentes. Se llevará a cabo un programa de evaluación para evaluar el potencial de crecimiento significativo de la estructura general que se extiende al bloque CI-802, también operado por Eni con el mismo Joint-Venture e intereses de participación en la fase de exploración.
El pozo se perforó a unos 60 kilómetros de la costa, en unos 1.200 metros de profundidad de agua con el barco de perforación Saipem 10.000 y alcanzó una profundidad total de 3.445 metros en 30 días.
El pozo Baleine-1x se ubicó sobre la base de un análisis exhaustivo de una amplia gama de datos sísmicos 3D y estudios regionales en la cuenca sedimentaria de Costa de Marfil; La implementación de tecnología de punta, incluyendo pruebas de formación de cable inteligente y muestreo de fluidos, demostró la presencia de intervalos de aceite liviano de la edad de Santonian y Cenomanian / Albiana.
El nivel más bajo de Cenomaniano / Albiano muestra características de reservorio de discretas a buenas y ha sido probado con éxito en producción. Junto con el programa de evaluación, Eni y Petroci Holding también comenzarán estudios para un desarrollo acelerado del descubrimiento de Baleine.
El potencial del descubrimiento se puede estimar preliminarmente en entre 1.5 y 2.000 millones de barriles de petróleo en el lugar y entre 1.8 y 2.4 billones de pies cúbicos (TCF) de gas asociado.
Baleine-1x es el primer pozo de exploración perforado por Eni en Costa de Marfil. Además del bloque CI-101, Eni posee una participación en otros cuatro bloques en las aguas profundas de Costa de Marfil: CI-205, CI-501, CI-504 y CI-802, todos con el mismo socio Petroci Holding.
Después de más de 20 años de exploración industrial en aguas profundas del país sin descubrimientos comerciales desde el último descubrimiento de hidrocarburos en 2001, el pozo Baleine-1x ha probado con éxito en el bloque CI-101 un nuevo concepto de juego en la cuenca sedimentaria de Costa de Marfil.
La Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece) nombró este miércoles a José Manuel Haro Zepeda como nuevo titular de la Autoridad Investigadora de ese organismo, con experiencia en varias ramas, entre ellas, la energética.
El Pleno de la Cofece designó a Haro Zepeda en sustitución de Sergio López Rodríguez, cuyo mandato de cuatro años concluyó el pasado 30 de junio. Desde entonces, estuvo como encargada del despacho Bertha Leticia Vega Vázquez, directora general de la Oficina de Coordinación de la Autoridad Investigadora.
El nuevo titular ocupará el cargo a partir de este día hasta 2025, con posibilidad de ser ratificado por un periodo similar.
Haro Zepeda es economista por la Facultad de Economía de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y maestro en Economía por el Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE).
La Cofece bajo el mando de Alejandra Palacios Prieto explicó que el funcionario cuenta con amplia experiencia en las materias de competencia económica, econometría, organización industrial y sector energético.
Trabajó en la extinta Comisión Federal de Competencia (CFC) en 2010, órgano en el que desempeñó los cargos de subdirector y director de área en la Dirección General de Investigaciones de Prácticas Monopólicas Relativas y director de área en el Pleno. De 2012 a 2016 fungió como asesor de Comisionado.
Hasta ayer fue Director General de Inteligencia de Mercados en la Cofece. Previo a ocupar este cargo, durante 2017 y 2018 se desempeñó como director general de Mercados en la Unidad de Gas Licuado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE).
En el ámbito académico es profesor de asignatura de la Facultad de Economía de la UNAM, en donde imparte la materia de taller de métodos cuantitativos; de organización industrial y microeconomía en el Tecnológico de Monterrey, y ha sido profesor laboratorista en el Colegio de México y el CIDE.
La Autoridad Investigadora es la unidad dentro de la Cofece responsable de dar trámite a las investigaciones por prácticas monopólicas y concentraciones ilícitas, así como a los procedimientos especiales para determinar insumos esenciales, barreras a la competencia o falta de condiciones de competencia efectiva en los mercados.
El Pleno pidió a José Manuel Haro continuar con el rigor técnico que ha caracterizado a la Autoridad Investigadora, con especial atención a los mercados que tienen un gran impacto en el bolsillo de las familias mexicanas. Por su parte, el nuevo titular refrendó su compromiso de mantener el carácter estratégico en las investigaciones que encabece con el fin de cumplir con el mandato constitucional de la Comisión de proteger la competencia y libre concurrencia en los mercados.
La CNH autorizó a Pemex Exploración y Producción la perforación del pozo exploratorio Wakax-1EXP.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Wakax-1EXP.
El pozo Wakax-1EXP forma parte de las actividades consideradas para el escenario base del plan de exploración, cuya modificación fue aprobada por la CNH el 20 de julio de 2021, mediante la Resolución CNH.07.001/2021.
El prospecto se ubica dentro de la asignación AE-0160-M-Chalabil localizada en aguas someras del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco.
El objetivo geológico se ubica en el Cretácico Superior Brecha, en el intervalo 4,060 a 4,210 metros verticales. El pozo tendrá una trayectoria vertical, programada para alcanzar la profundidad total de 4,290 metros verticales.
El hidrocarburo esperado es aceite ligero de 35 grados API.
Los recursos prospectivos, a la media con riesgo, se estiman en 17.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
La probabilidad de éxito geológico es del 32%.
Los programas de perforación y terminación del pozo contemplan en total 111 días: 80 días para la perforación (del 24 de septiembre al 13 de diciembre de 2021), y 31 días para la terminación (del 14 de diciembre de 2021 al 14 de enero del 2022).
Los costos programados ascienden en total a 51.6 millones de dólares, de los cuales 38 millones corresponden a la perforación y 13.6 millones en las actividades de abandono.
