Las exportaciones de crudo mexicano cayeron a su nivel más bajo de los últimos 20 años.
El volumen de exportaciones de crudo en México disminuyeron en abril a su peor nivel de los últimos 20 años, de acuerdo con información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El reporte de refinación y exportación de petróleo al mes de abril de 2021, elaborado por el regulador, muestra que durante el cuarto mes del año los envíos de crudo al extranjero se ubicaron en 923 mil barriles, frente al millón de barriles enviado en febrero.
Al mes de abril las exportaciones de crudo promediaron 958 mil barriles diarios, por debajo del millón de barriles obtenidos el año pasado.
Las exportaciones durante el mes de abril promediaron 923 mil barriles diarios, el equivalente a 28.6 millones de barriles con un valor total de mil 648 millones de dólares a un precio promedio de 59.51 dólares por barril.
El crudo más exportador fue el Maya con 809 mil barriles diarios, seguido del Istmo con 114 mil barriles diarios.
El principal destino del crudo mexicano fue en la región americana con 561 mil barriles diarios, seguido del Lejano Oriente con 227 mil barriles y Europa con 135 mil barriles por día.
La SENER presentó los avances en la construcción de la refinería de Dos Bocas, Tabasco.
La Secretaria de Energía (SENER) presentó el avance semanal de la construcción de la refinería de Dos Bocas, Tabasco, en el cual se destacó que esta por concluir los trabajos en marcos de estructuras de tuberías.
A través de un video, Roció Nahle, secretaria de Energía informó que la construcción de los marcos para los racks de tuberías del paquete 1 a cargo de la constructora mexicana Ica Flour, es del 95%.
Hasta la semana pasada se habían colocado 271 marcos en las plantas coquizadora y combinada.
La titular de energía informó que se instala la estructura metálica y tubería aérea, así como los marcos de las plantas de alquilación de azufre e hidrógeno.
El vídeo explica que también se realiza la construcción de los cuartos de control satélite de las subestaciones eléctricas, así como el vaciado de concreto en las columnas de las torres de vacío y al mismo tiempo se colocan los sistemas enterrados.
Se informó que se continúa en el colado de zapatas para los racks de tuberías en las plantas hidrotratadoras de gaseleo, la planta de diesel y tramiento de aguas amargas.
Mientras en la planta catalítica se desarrolla la cimentación en las áreas de equipos pesados. En el área de edificios edificios de telecomunicaciones, laboratorios y contraincendio continúan los trabajos en el cimbrado de muros y losa de soporte.
El cuarto de control central entra en la etapa final de vaciado de concreto en muros y losa, y los edificios de oficinas administrativas continúa el acabado de muros interiores y exteriores.
bp planea integrar los productos de IoTecha en su ecosistema de vehículos eléctricos para ayudar a acelerar la adopción generalizada de vehículos eléctricos y apoyar la transición a una movilidad más sostenible.
bp ventures ha invertido 7 millones de dólares en la empresa de carga de vehículos eléctricos inteligentes (EV), IoTecha, liderando una ronda de inversión de 13.2 millones.
La tecnología fácil de usar de IoTecha conecta los cargadores de vehículos eléctricos con la red eléctrica utilizando IoT, optimizando el proceso de carga mediante la automatización de los pagos y entregando costos y ahorros potenciales de energía a los clientes.
“IoTecha está a la vanguardia de la tendencia hacia la electrificación, y su tecnología única combina la carga de vehículos eléctricos con conectividad inteligente para ofrecer ahorros de costos y energía”, dijo Richard Bartlett, vicepresidente senior de movilidad y soluciones futuras.
Esta inversión en IoTecha está alineada con el objetivo de bp de proporcionar más de 70 mil puntos de carga de vehículos eléctricos públicos en todo el mundo para 2030.
Con el mercado global de infraestructura de vehículos eléctricos configurado para superar los 55 millones de cargadores en edificios para 2030, la infraestructura de carga debe adaptarse para manejar nuevo hardware y mayor potencia. demanda.
La plataforma de energía inteligente de IoTecha, permite que los vehículos privados y de flotas de cualquier fabricante se comuniquen sin problemas con las estaciones de carga para señalar cuándo necesitan recargarse. La plataforma recopila información a lo largo del tiempo, identificando patrones y los requisitos de energía de cada usuario en todas las formas de carga de vehículos eléctricos.
La tecnología también permite a los propietarios de vehículos eléctricos vender la electricidad no utilizada a la red a través de un proceso conocido como Vehículo a Red (V2G) o carga bidireccional.
Richard Bartlett, vicepresidente senior de movilidad y soluciones futuras, dijo: “IoTecha está a la vanguardia de la tendencia hacia la electrificación, y su tecnología única combina la carga de vehículos eléctricos con conectividad inteligente para ofrecer ahorros de costos y energía. A medida que la demanda de vehículos eléctricos continúa creciendo, estamos entusiasmados de explorar cómo IoTecha puede conectarse con la infraestructura de vehículos eléctricos más amplia de bp, en apoyo de nuestros objetivos de puntos de carga de vehículos eléctricos “.
Oleg Logvinov, presidente y director ejecutivo de IoTecha, agregó: “Las industrias del transporte y la electrificación se han desarrollado durante los últimos cien años sin interacciones sustanciales entre sí. La marea creciente de la electrificación del transporte los está fusionando rápidamente. La carga inteligente e interoperable lo hará posible. IoTecha se enorgullece de unirse al ecosistema de bp ventures y esperamos apoyar la aceleración de la descarbonización a través de la colaboración y la coinnovación ”.
• En principio se tiene conocimiento de proyectos de Hidrógeno Verde en Baja California, Guanajuato, Durango y Chihuahua
• El número de asociados a la AMH se ha elevado a 50 y el de aliados estratégicos a 15
Ciudad de México, a 21 de junio de 2021.- En México existen proyectos de Hidrógeno Verde que tienen inversiones programadas por alrededor mil 350 millones de dólares, y el potencial en este rubro es aún mucho mayor, aseguró Israel Hurtado, fundador y presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH).
“En la AMH tenemos conocimiento de algunos proyectos en Baja California; otro en Guanajuato, vinculado a una central solar; otro en Durango, que producirá green amonia; y algunos en Chihuahua, con una cementera.
“Ahora bien, esos son los proyectos iniciales, pero hay otras empresas que traen sus propios proyectos para sus procesos industriales internos, los cuales involucran al Hidrógeno Verde”, señaló.
Hurtado destacó además que el Hidrógeno Verde podrá utilizarse con éxito en proyectos de movilidad, como por ejemplo para mover autos, vehículos de transporte público, metrobuses e incluso el Tren Maya.
De ahí que, para fortalecer su presencia tanto a nivel nacional como internacional y con ello impulsar el desarrollo de los proyectos de hidrógeno en México, la AMH creó alianzas con asociaciones símiles en España, Chile y Perú.
Hurtado dijo que hoy por hoy existen grandes jugadores a nivel local y global que ya están participando en la Asociación y que esperan desarrollar proyectos de Hidrógeno Verde en México.
Agregó que actualmente se tienen casi 50 empresas asociadas a la AMH y cerca de 15 aliados estratégicos, y que se ha generado mucho interés por parte del sector industrial y sus subsectores.
Algunas de las empresas asociadas a la AMH son Enagas, Enlight, Engie, Enel, Gas Natural del Noreste, Grupo México, Fermaca, Hitachi ABB, Iberdrola México, Infra, Linde, Mitsubishi, Sener, Siemens Energy, Tubacero y 174 Power Global, entre otras.
Entre los organismos que fungen como aliados estratégicos de la AMH destaca la Agencia de Energía de Puebla; la Agencia Estatal de Hidalgo; el Clúster Energético de Nuevo León; el Clúster de Energía de Coahuila; el Clúster de Energía de Sonora; el Clúster Energético de Baja California y la Comisión de Energía de Tamaulipas.
El presidente de la AMH mencionó que también existe la posibilidad de que las centrales renovables generen energía 24/7 con Hidrógeno Verde, y de esta manera solucionar el tema de la intermitencia y potencializar al máximo su capacidad instalada de generación.
“El uso del Hidrógeno Verde también podría contribuir a la descarbonización y al combate al cambio climático, con lo que México podría alcanzar la meta que se fijó en el Acuerdo de París de generar el 35 por ciento de su electricidad a partir de energías limpias para 2024”, explicó Hurtado.
Recordó que la AMH nació con el fin de articular estrategias y acciones de manera organizada y eficiente, con miras a tener en México una industria del Hidrógeno bien desarrollada, para ser considerada una alternativa de generación de energía ecológica.
“No olvidemos, como ya hemos dicho, que se podría buscar inyectar Hidrógeno Verde en la red nacional de gasoductos para consumo industrial y residencial, tal y como ya sucede en otros países como Reino Unido y Estados Unidos, donde ya se están realizando pruebas.
“Para lograr lo anterior, se buscará trabajar en conjunto con las autoridades del sector energético e industrial, para elaborar una Estrategia Nacional de Hidrógeno, como ya la tienen otros países”, concluyó.
El presidente de la AMH adelantó que en breve el organismo llevará a cabo una asamblea general, en la cual se darán a conocer los resultados del diagnóstico que se está elaborando sobre el potencial del Hidrógeno Verde en México.
“A partir de esos resultados se intercambiarán comentarios de dicho diagnóstico para fijar nuestra ruta de trabajo para la segunda parte del 2021”, concluyó.
El laboratorio independiente de pruebas de tecnología fotovoltaica realizó estrictas inspecciones de fábrica durante 18 meses para evaluar el rendimiento de los paneles solares en términos de ciclos térmicos, calor húmedo, carga mecánica dinámica y degradación potencial inducida, entre otros
Ciudad de México, 23 de junio de 2021.- PV Evolution Labs (PVEL), el laboratorio independiente líder en pruebas fotovoltaicas, publicó recientemente los últimos resultados a nivel global de sus pruebas anuales de paneles, específicamente del Reporte de Matriz de Control de Confiabilidad de Módulos Fotovoltaicos 2021, en el que Trina Solar se colocó nuevamente en la categoría de “Mejor Desempeño” (“Top Performer”) por la destacada confiabilidad y rendimiento de su producto en relación a otros fabricantes mundiales, esto ocurre por séptima vez consecutiva desde que se estableció dicha prueba.
El reconocimiento se basa en los resultados del Programa de Calificación de Productos (PQP, por sus siglas en inglés), presentados en la Matriz de Control de Confiabilidad del Módulos Fotovoltaicos 2021 emitida por PVEL, después de estrictas inspecciones de fábrica que se realizaron durante los últimos 18 meses. Con un enfoque en la evaluación del rendimiento de los módulos fotovoltaicos en términos de ciclos térmicos, calor húmedo, carga mecánica dinámica, degradación potencial inducida, archivos PAN, etcétera, el PQP fue diseñado para reconocer de forma independiente a los fabricantes fotovoltaicos de “Mejor Desempeño” que superan a sus competidores basados en la comparación de la calidad y duración de sus productos.
PVEL es un laboratorio independiente líder mundial en pruebas de confiabilidad y rendimiento, y hasta la fecha ha probado más de 400 listas únicas de materiales (BOM, por sus siglas en inglés) de más de 50 fabricantes. Sus tablas de puntuación de confiabilidad de módulos fotovoltaicos otorgan a los compradores de equipos e inversionistas de plantas de energía datos independientes y consistentes de evaluación comparativa de desempeño y confiabilidad que respaldan una gestión efectiva de los proveedores.
El reporte completo de la Matriz 2021 se presentó oficialmente a través de dos seminarios web a finales del mes de mayo. En las presentaciones, se mostraron los módulos de 210 milímetros de Trina Solar, ya que el laboratorio también ha incluido los módulos de gran formato en sus análisis, los cuales se someterán a su PQP este año.
Tristán Erion-Lorico, Director de la Unidad de Negocio de Módulos Fotovoltaicos en PVEL, dijo: “Trina Solar ha sido reconocida con el nivel de ” Mejor Desempeño” en cada edición de nuestro Reporte de Matriz de Control de Confiabilidad de Módulos Fotovoltaicos, un logro tremendo. En nombre de todo nuestro equipo, aplaudimos a la compañía por su impresionante y constante historial y su fuerte compromiso con las pruebas independientes. escortstars.ch Esperamos continuar con nuestros exámenes de los módulos de potencia ultra alta de la marca en los próximos meses”.
Cao Bo, Subdirector General de Trina Solar, dijo: “Con más de 20 años de acumulación de conocimientos técnicos, Trina Solar está comprometida con la sustentabilidad a través de la entrega de módulos de alta potencia, eficiencia y rendimiento con calidad y confiabilidad comprobadas y más importante todavía, los paneles de estas características, como el modelo Vertex, han demostrado un historial comprobado de reducción de los costos de equilibrio de sistemas (BOS, por sus siglas en inglés) y costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés), y de proveer una mayor generación de energía y, por consiguiente, de crear el más alto valor para nuestros clientes en todo el mundo”.
Trina Solar es el proveedor líder de soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente y de Internet de las Cosas energéticas en el mundo. Con fuertes ventajas competitivas de sus productos, la empresa se dedica continuamente a acelerar la adopción de energía inteligente, junto con socios globales, y a crear un nuevo mundo con “cero carbono”.
Uno de los parámetros más importantes al momento de construir un pozo y, posteriormente iniciar con la producción, es la rentabilidad del proyecto misma que está en función del tiempo (desde un punto de vista económico), por lo que se requiere planificar un tiempo de operación óptimo para las etapas a perforar que permita que el proyecto resulte conveniente.
Definiciones de Límite Técnico
1. El método de Límite Técnico de la perforación y terminación de pozos, conocido como “Drilling The Limit” (DTL por sus siglas en inglés), es un método alternativo de planeación, ejecución y evaluación, donde se puede alcanzar la mejora de tiempos, aplicando recursos y esfuerzos importantes, orientados a resolver problemas recurrentes durante su desarrollo. El Límite Técnico debe conceptualizarse como una forma de “trabajar más inteligentemente”. Sin embargo, no debe interpretarse como una forma de realizar las tareas acortando caminos, comprometiendo la seguridad o, estableciendo retos y metas irreales.
2. Es el elemento que inicia en la etapa de definición y termina con la evaluación del proyecto-pozo. El Límite Técnico consiste en un esquema de mejoramiento continuo para desarrollar proyectos, describe de manera detallada cada actividad de la ejecución y la manera de cómo realizarla y, se crean compromisos entre las partes para identificar un nivel óptimo de desempeño. El método se basa en comparar los tiempos programados en cada actividad del proyecto-pozo con actividades similares a las de otros pozos ya construidos en el campo de interés o en campos análogos, todo esto con la finalidad de encontrar mejores áreas. La aplicación del Límite Técnico elimina los tiempos no productivos y permite aplicar la tecnología más adecuada.
Desarrollo
El método de la aplicación del Límite Técnico se basa en las preguntas ilustradas en la siguiente imagen:
El tiempo del Límite Técnico indica que existe una probabilidad teórica que pudiese alcanzarse. La intención es indicar el tiempo que se requiere si la operación se desarrolla sin tiempo no productivo, es decir, en el caso de que no existan ningún problema, retrasos, errores, o ineficiencias.
¿Qué es el tiempo no productivo?
El tiempo no productivo visible se refieren a las operaciones y/o eventos que atrasan o detienen una actividad o proceso operativo; es la suma de eventos identificados claramente como:
Reparación al equipo
Mala planeación
Esperas en general
Fallas de las compañías de servicios
El tiempo no productivo invisible es de difícil identificación, pero en general se trata de ineficiencias del sistema:
Pasos operacionales innecesarios
Operación simultanea ineficiente
Procedimientos o herramientas inadecuados
Operaciones lentas
Mala planeación
Conclusión
La aplicación del Límite Técnico como metodología en la perforación y terminación de pozos permite identificar tiempos no productivos y las actividades a que afectan dichos tiempos, para así poder tener un control más minucioso que se traduce en ahorro de tiempo y, a su vez, en beneficios económicos, lo cual puede justificar un aumento de sueldo o la permanencia de un negocio propio para aquella persona que siga estas buenas prácticas.
Bibliografía
Marmisolle, J., Veroslavsky, G., & de Santa Ana, H. (2016). Depocenters with potential preservation of pre-carboniferous rocks in Norte basin (Uruguay). In SEG-International Conference and Exhibition, Barcelona, Spain.
Meléndez, A. M., & Rosado, N. M. (2017). Límite técnico. Impacto económico de su aplicación en aguas someras. Ingeniería petrolera, 57(1), 32-44.
Bonilla Muñoz, M. T., & Buestán Guallpa, A. M. (2013). Estudio del límite técnico para la perforación de pozos en los campos Cuyabeno y VHR (Bachelor’s thesis, QUITO/EPN/2013).
Alan Ramón Ruiz Ruiz es egresado de la carrera de Ingeniería Petrolera en la ESIA Ticomán del IPN
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bp anunció hoy un hito significativo con la puesta en marcha segura del proyecto Manuel en el Golfo de México de Estados Unidos.
La petrolera bp anunció la puesta en marcha del proyecto “Manuel” en la porción norteamericana del Golfo de México el cuarto de cinco grandes proyectos que se espera que se entreguen a nivel mundial en 2021.
Manuel incluye un nuevo sistema de producción submarina para dos nuevos pozos conectados a la plataforma Na Kika. Se espera que los pozos impulsen la producción bruta de la plataforma en un estimado de 20 mil 100 barriles de petróleo equivalente por día.
“Manuel es exactamente el tipo de proyecto de alto valor que es fundamental para hacer crecer nuestro negocio aquí en el Golfo de México. El negocio de hidrocarburos resiliente y enfocado de bp es un pilar clave de nuestra estrategia. Esta puesta en marcha es otro ejemplo del compromiso de nuestro equipo con operaciones seguras y confiables “, aseguró Starlee Sykes, vicepresidente senior bp del Golfo de México y Canadá.
Bp perforó los pozos a una profundidad de aproximadamente 21 mil pies, están ubicados al sureste de la plataforma Na Kika, aproximadamente a 140 millas de la costa de Nueva Orleans.
En este proyecto bp y Shell tienen cada una una participación del 50% en el desarrollo de Manuel.
“Nuestra inversión disciplinada en Manuel es parte de nuestro objetivo de agregar 900 mil barriles diarios de producción de nuevos proyectos para fines de 2021. La producción segura de hidrocarburos resilientes en las cuencas que mejor conocemos es fundamental para avanzar en nuestra estrategia de transformarnos en una empresa de energía integrada ”, dijo Ewan Drummond, vicepresidente senior de proyectos, producción y operaciones de bp.
Juan Manuel Delgado, director general de Wintershall Dea México, dejará la empresa a partir del 1 de julio de 2021 y será sustituido por Martin Jungbluth, quien actualmente ocupa el cargo de vicepresidente senior de Gestión Integrada de Yacimientos en Wintershall Dea.Antes de incorporarse el 2015 a la antigua DEA, Delgado tuvo una carrera de más de 30 años en la industria de la exploración y producción. De profesión ingeniero, Delgado ocupó diversos puestos directivos en todo el mundo, entre otros, como director general y presidente de Schlumberger México y América Central. Delgado es actualmente también el presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI) y del Grupo de Energía de la Cámara de Comercio Británica en México. Por lo pronto, Delgado mantendrá su cargo como presidente de la AMEXHI hasta agosto de 2022. Su salida se debe a motivos personales.
“Con Juan Manuel Delgado, perdemos una destacada figura del sector energético, quien ha tenido una influencia decisiva en el desarrollo de Wintershall Dea en México. En nombre de todo el consejo ejecutivo, me gustaría agradecerle por su compromiso y sus logros”, destaca Thilo Wieland, miembro del directorio de Wintershall Dea, responsable para América Latina.
Martin Jungbluth asumirá el cargo como director general de la Unidad de Negocio el 1 de julio de 2021. Jungbluth cuenta con casi 24 años de experiencia en el sector de extracción y producción y es desde 2019 vicepresidente senior de Gestión Integrada de Yacimientos. El geólogo ha ocupado puestos clave en la antigua DEA desde 1999; como jefe del área de Ingeniería Petrolera y jefe del área Reservas de Petróleo en Europa, Jungbluth trabajó anteriormente en Egipto y Hamburgo. Entre los años 2017 y 2019 se desempeñó como gerente de Nuevas Empresas en México.Gracias a sus vastos conocimientos tecnológicos y a su gran experiencia en el mercado internacional y mexicano, Jungbluth es la persona indicada para superar los retos que presenta la Unidad de Negocio. Nos gustaría darle una calurosa bienvenida a la Unidad de Negocio de México y desearle el mayor de los éxitos en esta nueva posición.
Repsol busca comprar el 40% de la empresa de desarrollo fotovoltaico Hecate Energy en las próximas semanas.
La petrolera española Repsol, anunció que espera cerrar la compra del 40% de las acciones de la empresa norteamericana Hecate Energy.
Heca Energy se especializa en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos y de baterías para el almacenamiento de energía y cuya cartera supera los 40 GW.
Fundada en 2012, Hecate Energy ha logrado vender hasta el momento 2.6 GW de proyectos renovables.
Según el acuerdo de compra que la compañía anunció en mayo de este año, la energética española tendrá la posibilidad de comprar la totalidad del accionariado de Hecate Energy una vez pasados tres años desde el cierre de la transacción.
Esta es la segunda incursión internacional de Repsol en el sector renovables, después de la alianza anunciada en julio del año pasado con Ibereólica Renovables, que le da acceso a una cartera de proyectos en Chile de más de 1.6 GW hasta el año 2025 y la posibilidad de superar los 2.6 GW en 2030.
El precio de la mezcla mexicana inició la semana ganando 2.19% y de nueva cuenta alcanza máximo anual
La mezcla mexicana de petróleo registró una ganancia de 2.19% o 1.48 dólares frente al precio de cierre del viernes, al cotizarse en el mercado energético internacional en 69.03 dólares por barril, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).
El petróleo mexicano inició la semana con el pie derecho y alcanzó un promedio anual a 59.45 dólares por barril.
El crudo mexicano alcanzó hoy su mejor precio desde el 31 de octubre de 2018 cuando cerró en 70.17 dólares por barril.
El petróleo WTI cerró este lunes con una subida del 2.8% y se situó en 73.66 dólares.
Mientras que el Brent para entrega en agosto terminó este lunes en el mercado de futuros de Londres en 74.90 dólares, un 1.86% más que al finalizar la sesión anterior.
Por su parte, los contratos de gasolina con vencimiento en julio ascendieron 3 centavos hasta los 2.20 dólares el galón, mientras que los de gas natural para entrega el mismo mes restaron 2 centavos hasta los 3.20 dólares por cada mil pies cúbicos.
El petróleo de referencia en ganó impulso tras una apertura en rojo y superó el nivel de los 73 dólares, manteniéndose en su precio más alto desde 2018 tras cuatro semanas consecutivas revalorizándose.
“El petróleo está claramente en una demanda cada vez mayor y el mercado está cada vez más alcista porque la recuperación completa hasta niveles precovid llega más rápido de lo que se pensaba”, opinó la analista Louise Dickson, de Rystad Energy.
Analistas de Bank of America estimaron hoy que el barril de Brent, de referencia europea, que ha estado subiendo en paralelo al Texas, podría alcanzar el año que viene los 100 dólares el barril, lo que animó a los inversores.
“El optimismo en torno a una temporada de fuerte tráfico, combinada con una pausa en las conversaciones para revivir el acuerdo nuclear con Irán, está dando a los inversores alcistas la oportunidad de llevar los precios hacia arriba”, agregó Sophie Griffiths, de Oanda.
Esas conversaciones se pausaron este domingo tras una última ronda entre las potencias con motivo de las elecciones presidencias en Irán, en las que ha ganado el clérigo ultraconservador Ebrahim Raisí.
Raisí afirmó este lunes que su gobierno apoyará “cualquier negociación que beneficie los intereses nacionales”, en alusión a las conversaciones nucleares, pero rechazó reunirse con el mandatario estadounidense, Joe Biden.
Los analistas señalaron la cercanía de la próxima reunión de la alianza OPEP+, en la que se espera que el grupo abra el grifo del suministro e incremente la producción después de julio dado el entorno de precios.
Algunos expertos advirtieron de que una subida continua y notable de los precios podría tener un efecto inverso sobre la demanda, ya que estos deben “ser asequibles para reforzar la actividad económica”, según Dickson.
