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Refinerías de Marathon Petroleum reciben reconocimiento por desempeño en innovación y seguridad

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Varias refinerías de Marathon Petroleum Corp. (MPC) han alcanzado un estatus poco común en la industria a través de un desempeño de seguridad que obtuvo el reconocimiento más alto disponible de parte de American Fuel & Petrochemical Manufacturers  (AFPM). En la reciente Reunión Anual de AFPM, la organización reconoció las refinerías de MPC en Anacortes, Washington; Garyville, Luisiana; y St. Paul Park, Minnesota, por su desempeño en 2021 que se ubicó entre el 1 % y el 5 % superior de la industria y presentó premios a la innovación para la refinería de Detroit de MPC y la organización de refinación de la compañía.

La refinería de St. Paul Park es una de las cuatro únicas instalaciones de la industria en recibir el Distinguished Safety Award (DSA), el honor más prestigioso de la AFPM, que es el primero en el sitio.

«St. Paul Park demostró que eran lo mejor de lo mejor en 2021”, dijo Ray Brooks, vicepresidente ejecutivo de refinación de MPC. “El proceso de revisión de este premio es extremadamente exigente y minucioso, por lo que este logro es un tributo a todo el equipo de St. Paul Park”.

Un comité de selección de AFPM elige a los beneficiarios de DSA después de examinar una solicitud integral que incluye sus registros de desempeño de seguridad, programas de seguridad líderes en la industria y esfuerzos de participación dirigidos a líderes, empleados y contratistas. Luego de la revisión inicial de la solicitud, se invita a las ocho instalaciones principales a la reunión anual de AFPM para entrevistas grupales a cargo de expertos en la materia de seguridad de las empresas miembros de AFPM.

“Todo lo que hacemos tiene como objetivo crear un lugar de trabajo libre de accidentes e incidentes para asegurarnos de que los empleados y contratistas siempre puedan estar allí para sus seres queridos. Eso es todo lo que es”, agregó Brooks.

Por su parte, Fritz Kin, director de seguridad de refinación, seguridad y gestión de seguridad de procesos de MPC, señaló: “El simple hecho de solicitar estos premios requiere que las instalaciones cumplan con estándares muy altos. Deben tener tasas de incidentes registrables tanto para empleados como para contratistas que estén muy por debajo de los promedios de la industria, y ningún evento de seguridad de procesos que haya tenido impactos fuera del sitio, que haya resultado en lesiones registrables o que requiera notificación al Centro Nacional de Respuesta”.

Las refinerías de Anacortes y Garyville se encuentran entre los diez ganadores de los premios Elite Gold, lo que significa que sus niveles de desempeño en 2021 se ubicaron entre el 5% superior de la industria. El premio Elite Gold de Garyville es el primero, aunque obtuvo un DSA en 2000. Anacortes ganó previamente un premio Elite Gold en 2016, así como premios Elite Silver en 2021 y en 2015.

La refinería de Detroit es una de las siete instalaciones en ganar un Premio a la Innovación AFPM, que reconoce programas o prácticas únicas e innovadoras que mejoran el desempeño de seguridad personal o de procesos. El premio de la refinería destaca su desarrollo de varias aplicaciones para teléfonos inteligentes que ayudan a los operadores a trabajar de manera más segura. Estas aplicaciones incluyen una que enumera los peligros potenciales asociados con una variedad de tareas y confirma el equipo de protección personal, la ventilación y otros pasos de mitigación necesarios para ejecutar cada trabajo. La organización de refinación de MPC recibió su premio a la innovación por mejorar la seguridad de los procesos al implementar un dispositivo que detecta fugas, que a menudo no se pueden ver ni escuchar, a través de las frecuencias de sonido que emiten. El generador de imágenes acústicas de Fluke identifica fugas a una distancia de hasta 400 pies y las muestra en su pantalla LCD, utilizando variaciones de color para formar un mapa de sonido visual. La organización de refinación tiene 28 generadores de imágenes acústicas en uso.

ACEE ubica a México en el lugar 14 en materia de políticas públicas para la eficiencia energética

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La organización no gubernamental de Estados Unidos, conocida como ACEEE (American Council for an Energy Efficient Economy), publicó su calificación a las políticas públicas de los 25 países con mayor consumo de energía en el mundo, y ubica a México en la posición 14, por encima de los países en desarrollo e, incluso, de Australia y Rusia.

La evaluación considera 36 diferentes métricas de clasificación en cuatro categorías (edificios, industria, transporte y esfuerzos nacionales) por hasta 100 puntos, y destaca las mejores prácticas que todos los países implementan para lograr un mayor ahorro de energía.

Para 2022 ningún país se acercó a una puntuación perfecta, y el promedio (48.5 sobre 100) disminuyó ligeramente desde la última clasificación realizada en 2018. El primer lugar en la clasificación fue para Francia, que lo logra por primera vez con una puntuación general de 74.5 de los 100 puntos posibles. Completando los primeros 5 lugares sólo se encontraron países europeos, con el Reino Unido en el segundo lugar, seguido de Alemania e Italia empatados en el tercero y los Países Bajos en quinto lugar.

El informe resalta que México experimentó una disminución del 9.5% en su intensidad energética entre 2013 y 2018, considera positivamente que tenga el objetivo de disminuir la intensidad del consumo final de energía al menos un 1.9% anual para 2030, pero anota que es el segundo país con menor gasto en eficiencia energética per cápita.

En los demás sectores, México se ubica en el número 11 en la categoría de edificios, particularmente por las obligaciones que se establecen para equipos y sistemas. También ocupó el puesto 11 en la categoría de industria, donde destaca la implementación de acuerdos voluntarios para grandes usuarios de energía. Finalmente, se ubicó en el puesto 15 en la sección de transporte, donde se advierten grandes oportunidades para mejorar en materia de normas de rendimiento de combustibles para vehículos de carga, así como otras medidas para lograr un incremento en el uso de transporte público, entre otras.

Alimentará BayWare las operaciones de Nestlé en España y Portugal con energía solar

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Nestlé, la compañía de alimentos y bebidas más grande del mundo, firmó un acuerdo de compra de energía (PPA) de 10 años con BayWare, con energía suministrada desde un nuevo proyecto solar en el centro de España.

El acuerdo habilitará un nuevo parque solar que generará 62 GWh de energía solar por año para alimentar las operaciones de Nestlé en España y Portugal.

«Con BayWa re como socio de confianza, la firma de este PPA es otro hito importante en nuestro camino hacia las emisiones netas cero. La lucha contra el cambio climático no puede esperar y este acuerdo es un paso hacia el logro de este objetivo. Esperamos que acciones como estas no solo tendrá un impacto significativo en el planeta, sino que también inspirará el cambio», dijo Arnau Pi, Director de Sostenibilidad de Nestlé en España y Portugal.

Ubicado cerca de Ciudad Real en Castilla-La-Mancha, España, se espera que el parque solar “Picón” de 50 MW entre en funcionamiento en el primer trimestre de 2023. La energía que se producirá a partir de la nueva planta solar equivale a un ahorro anual de más de 70.000 toneladas de CO 2 y electricidad suficiente para abastecer a 25.000 hogares. 

Patrick Schmidt-Bräkling, director de PPA Iberia, Alemania y Francia en BayWa re, comentó: “Avanzar en la transición energética corporativa es una parte vital para cumplir los objetivos climáticos globales. Estamos entusiasmados de hacer realidad este impresionante parque solar de 50 MW y, al mismo tiempo, hacer una importante contribución a la transición energética de la región”.

Andrea Grotzke, Directora Global de Soluciones Energéticas en BayWa re, agregó: “A medida que más y más empresas de una variedad de sectores buscan fuentes de energía renovable para cumplir con los objetivos de sostenibilidad, es importante que identifiquen la mejor combinación de medidas para cumplir con sus requisitos únicos. . Nos complace apoyar a Nestlé a medida que la empresa aumenta su consumo de energía verde mediante la adopción de un PPA solar”.

BayWa re ha consultado de cerca a las partes interesadas locales a lo largo del desarrollo del proyecto solar Picón, que comenzó en 2017, y los propietarios de terrenos locales apoyan plenamente el camino hacia la operación. Ambas partes se comprometen a proteger y fomentar la biodiversidad durante el resto de la construcción del proyecto y durante su operación.

Gilbarco: el crecimiento de la industria requiere inversiones en productividad

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Por Ary Lypsźyc, Director Comercial and Industrial de Latinoamérica en Gilbarco

Actualmente el transporte representa una parte bastante significativa del 46% de los costos operativos de las empresas.Durante 2022 con el reciente anuncio de la extracción de Litio estaremos ante un panorama donde el sector minero en México tendrá un repunte significativo. Dicho porcentaje incluye los volúmenes de combustible despachados para la exploración y el movimiento de minerales, que hoy son un insumo preciado debido a que sus precios siguen subiendo.


Ante este contexto es inevitable que la atención se enfoque en el control del sistema de abastecimiento de combustibles, así como en el comportamiento del consumo de la flota de máquinas y camiones, que consta de vehículos pesados, con alta capacidad de carga, hasta 260 m³ de mineral y en consecuencia, con una alta demanda de combustible.


Para tener una idea de los volúmenes, basta con mencionar que, por ejemplo el tanque de combustible de un Caterpillar 797F todo terreno, tiene una capacidad nominal de 3,785 litros y puede demandar abastecerse de 2 a 3 veces al día. Es decir, el consumo diario de un solo vehículo puede oscilar entre los 7,500 y los 11,000 litros de diésel.

Entonces, cualquier pérdida ínfima de diésel en el proceso de abastecimiento representa una gran cantidad y puede tener un impacto significativo en los costos que no es posible trasladar al precio, ya que el mineral es una mercancía muy valuada y su precio es dictado por el mercado internacional y no por el explotador.


El sector de la minería ha invertido en mayores niveles de control sobre el sistema de abastecimiento que otros, como el transporte y la agroindustria, y puede clasificarse como un mercado maduro. Sin embargo, esto no significa que no haya un campo para la modernización, la mejora de la captura de datos y el aumento de la eficiencia y la rentabilidad de la empresa en su conjunto.

Por lo que se refiere al abastecimiento de hidrocarburos en el sector, está compuesto por equipos robustos bombas resistentes y de gran caudal por los grandes volúmenes despachados, pero siguen prevaleciendo los sistemas de control mecánicos y analógicos. Incluso hoy en día, los equipos obsoletos que hacen que el abastecimiento de la flota sea lento e inexacto, la medición de tanques con instrumentos rudimentarios y controles realizados con hojas de cálculo manuales todavía siguen formando parte de la realidad de este sector, en especial, en las empresas mineras más pequeñas.

Esta regla no abarca por completo a las empresas grandes y medianas, pero ellas aún no lograron niveles de eficiencia cercanos a los ideales. Aunque obtuvieron avances tecnológicos excepcionales en el ámbito de la prospección y extracción de minerales, la producción de aleaciones, los equipos y los vehículos de trabajo, no fueron acompañados por la adopción de metodologías modernas o sistemas automatizados de control y gestión de combustibles.


Por consiguiente, hay un gran margen para mejoras tecnológicas en este campo con la actualización o conversión de los equipos existentes de analógicos a electrónicos, teniendo en cuenta que la tecnología es una inversión en eficiencia y aumento de la productividad, ya que evita pérdidas y además ayuda en la gestión.

El aumento acelerado de los precios de los combustibles, el peso de este insumo se incrementó dentro de la estructura de costos de las empresas mineras. Y como se trata del movimiento de millones de litros de diésel por mes, cabe afirmar que cualquier desviación, por pequeña que sea, puede representar un agujero considerable en las finanzas de las empresas.

Gestión del activo


En el almacenamiento los riesgos están asociados a fugas. En tanques y tuberías, estas pérdidas a veces son imperceptibles. Pero con el tiempo, la acumulación de combustible en el suelo presentará
riesgos para la seguridad y el medio ambiente, y también posibles costos inesperados para la empresa.

Los sistemas de medición eficientes que detectan instantáneamente fugas —incluso insignificante, variaciones de volumen sospechosas y posibles retiros indebidos de combustible permitiendo asi la identificación y resolución inmediata del problema, lo que evita pérdidas y aumenta la eficiencia en la gestión del producto.

En los proyectos de abastecimiento para este mercado, el objetivo debe ir más allá del control de las pérdidas. Aquí también es fundamental mejorar el rendimiento operativo y el consumo de los vehículos, a fines de maximizar la rentabilidad mediante una producción de gran volumen, con un costo reducido.


Además de controlar las pérdidas, una gestión eficiente debe garantizar la mayor disponibilidad posible de los equipos, el control del consumo de cada vehículo de la flota y el monitoreo de los ciclos de mantenimiento, entre otros aspectos.


La tecnología debe considerarse como una inversión, ya que los gastos de implementación se amortizarán rápidamente al reducir las pérdidas y mejorar la eficiencia en la gestión del combustible y la empresa.

Y no tiene razón quien piensa que los costos son estratosféricos, ya que los valores de esta modernización están por debajo de lo imaginable. Vale la pena recordar que 2022 —y quizás los próximos años— se ve muy prometedor para el sector. Por otro lado, los costos operativos de la minería aumentan proporcionalmente, o incluso más, si tenemos en cuenta que los precios
de los insumos continúan en franco ascenso

Acerca del autor

Ary Lipszyc es Director de la unidad de Negocios de Flota de GVR Latam. Con más de 10 años de experiencia en la industria de la automatización del despacho de combustible. Country Manager de GVR en Chile, en donde se automatizó más del 80% de la gran minería. en áreas comerciales y operativas, sobresaliendo en entornos desafiantes y multiculturales.

Avanza Shell en su objetivo de convertirse en un negocio de energía con cero emisiones netas para 2050

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Shell publicó su Informe de progreso de transición energética 2021 que detalla el progreso de la compañía durante el año pasado para cumplir con su objetivo de convertirse en un negocio de energía con cero emisiones netas para 2050.

Este progreso incluye decisiones de inversión críticas en la producción de combustibles bajos en carbono, energía solar y eólica e hidrógeno, y cambios significativos en las carteras de upstream y refinería de Shell. La empresa también ha simplificado su estructura accionaria y ha trasladado su sede al Reino Unido desde los Países Bajos.

En 2021, Shell siguió trabajando con clientes de todos los sectores, desde la aviación hasta el transporte marítimo y por carretera, formando más de 50 colaboraciones con otras empresas líderes.

La publicación muestra el progreso de Shell frente a objetivos climáticos concretos. El año pasado, la compañía estableció un nuevo objetivo para reducir las emisiones absolutas de sus operaciones y la energía que utiliza para ejecutarlas en un 50% para 2030, en comparación con 2016 sobre una base neta. A fines de 2021, Shell había realizado una reducción del 18%.

Shell también logró su objetivo a corto plazo de reducir la intensidad neta de carbono de los productos energéticos que vende en un 2-3% para finales de 2021, en comparación con 2016 también. La compañía ahora está trabajando para lograr una reducción del 9-12% en la intensidad neta de carbono para 2024 y una reducción del 20% para 2030, ambos en comparación con 2016.

“Estamos ayudando a nuestros clientes a identificar y utilizar alternativas bajas en carbono y sin emisiones de carbono a los productos energéticos que han utilizado durante muchas décadas”, dijo Andrew Mackenzie, presidente de Shell. “Vemos grandes oportunidades comerciales para Shell en los mercados de rápido crecimiento con bajas emisiones de carbono y cero emisiones de carbono, donde estamos bien posicionados para proporcionar los diferentes productos y soluciones que nuestros clientes necesitan”.

La estrategia de transición energética de Shell se sometió a votación consultiva de los accionistas en la Junta General Anual de 2021, donde obtuvo alrededor del 89 % de los votos. Este año, Shell está pidiendo a los accionistas que voten sobre su progreso, como lo hará todos los años hasta 2050. El voto sobre el progreso es puramente consultivo y no vinculante para los accionistas.

Las tres D que harán posible la transformación sostenible

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Por Marco Cosío, VP para Smart Infrastructure en Siemens México, Centroamérica y El Caribe

Ahora que muchas organizaciones han retomado el regreso presencial a oficinas, vemos cómo vuelven también el tráfico, el ruido y las emisiones contaminantes de CO2. A nivel mundial, de acuerdo con el Estudio Presupuesto del Carbono 2021, aquéllas parecen volver a las tendencias anteriores al confinamiento en las principales regiones emisoras y aunque en Estados Unidos y la Unión Europea esos índices han bajado, en otros países como India y China están creciendo, impulsados entre otros por los sectores de la energía y la industria; juntos, los dos países mencionados generan el 59% del dióxido de carbono global.

En consecuencia, las ciudades están bajo presión. Los centros urbanos de todo el mundo están luchando para hacer frente a una población en auge que impone una demanda creciente de recursos como la electricidad, el agua potable y el aire limpio. Se esfuerzan por encontrar formas innovadoras de lidiar con la contaminación, el tránsito urbano en constante aumento y los efectos del cambio climático, y cada vez más recurren a tecnologías inteligentes para lograrlo.

Nuestra generación tiene el compromiso de construir un mundo mejor que el que nos tocó recibir, para que las futuras generaciones puedan disfrutar de él. En la actualidad, nada funciona, se mueve o se fabrica sin energía, por lo que, para ayudar a construir un mejor futuro, la clave no radica en ser menos dependiente de ella, sino producirla, distribuirla y consumirla de forma eficiente para lograr una transformación sostenible.

Entonces, estamos enfrentando tres principales retos: Disminuir los costos de energía, reducir las emisiones de CO2 y minimizar el riesgo de intermitencia energética. Desde Siemens, vemos que el camino hacia esa evolución se divide en tres acciones para superar, respectivamente, los desafíos mencionados: Digitalización, Descarbonización y Descentralización, en conjunto, llamado “las 3 D”, que describiré a continuación.

La producción en masa de dispositivos electrónicos y la rápida expansión de la disponibilidad de Internet a través de servicios fijos y móviles de conectividad, ha generado un ecosistema de comunicación que depende de la energía para funcionar y que se conecta por medio de redes públicas y privadas. Según Statista, para 2030 se calcula que habrá 50 mil millones de equipos conectados.

El potencial de la Digitalización como palanca para el aumento de la productividad en las infraestructuras urbanas sólo se ve superado por su impacto en la industria y la fabricación, donde ya está ampliamente desplegado en sectores enteros, desde pequeñas y medianas empresas hasta grandes corporaciones. En resumen, garantiza el crecimiento e impulsa las actividades económicas y puede decirse que también ha facilitado la migración hacia las energías renovables, lo que nos lleva a otra D.

La Descarbonización se refiere a sustituir nuestras fuentes de energía basadas en combustibles fósiles por otras que se originan a partir de recursos renovables, como la eólica, la solar y otras, además de lograr que grandes sectores de consumo que usan dichos  carburantes, migren a operar sólo con electricidad; por ejemplo el transporte de personas y mercancías, que constituye una parte importante del consumo total de energía mundial. Las celdas de combustible alimentadas por hidrógeno son otra posibilidad para operar el transporte. El hidrógeno puede ser gris, azul o verde, según el proceso de su producción, ya sea a base de combustibles fósiles, gas natural o electrolizado utilizando fuentes renovables.

En el caso del transporte eléctrico, quiero citar un ejemplo: La red ferroviaria de India es una de las más grandes del mundo, transportando a más de 23 millones de pasajeros por día, y más de mil millones de toneladas de carga por año. En los últimos años se ha estado electrificando su tracción a un ritmo rápido con el objetivo de cubrir el 100% de vía ancha para 2023. En esta misma línea van los autos particulares y el transporte público en las grandes ciudades, pero para controlar todos estos sistemas volvemos a la digitalización, que al ejecutarse a través de software y otras tecnologías como el Big Data, nos lleva a la tercera D, la Descentralización.

La gestión del sistema de distribución de energía enfrenta numerosos retos, ya sea en forma de fallas y el tiempo para localizarlas y corregirlas, o la participación del consumidor a través de los sistemas de facturación y atención al cliente, etcétera. Se dice que las interrupciones ocurren con más frecuencia debido a problemas relacionados con el clima como ciclones e inundaciones. Los consumidores son cada vez más exigentes con el aumento de su consumo y nivel de vida, y menos tolerantes a las interrupciones prolongadas, debido a cómo afectan todos los aspectos de su vida, ya sea negocios, educación, atención médica o incluso entretenimiento, por lo que es necesaria la Descentralización. Juntos, estos factores hacen que la tarea de los ingenieros de servicios públicos sea más desafiante. A esta situación se sumará la entrada de cargas móviles en la red, como las de los vehículos eléctricos. Todos estos factores requieren una generación descentralizada de la energía en la red de distribución.

Normalmente las plantas de generación de combustibles fósiles están ubicadas cerca de la fuente (minas de carbón o puertos) o de los centros de carga. Las renovables deben estar en la fuente, la cual no puede estar junto con los centros de carga. Aquéllas están geográficamente más dispersas y generalmente son más pequeñas en comparación, así que la conexión a la red central seguirá siendo necesaria para: a) proveer energía renovable excedente a aquélla, b) extraer poder durante la no disponibilidad de las limpias o de reserva en almacenamiento.

Esta descentralización no sólo debe darse desde la generación de energía, sino también en la parte de distribución para que haya una disponibilidad constante de la misma. En el mismo ejemplo del transporte, los vehículos que operan con combustibles fósiles deben acudir a la bomba de diésel o gasolina para recargar, mientras que los autos eléctricos se pueden cargar en el hogar, la oficina o en cualquier lugar donde haya una toma de corriente. Esto generará nuevos modelos de negocio.

Actores como pequeños generadores de energía renovable y prosumidores (productores y generadores), así como agregadores de generación de electricidad, ofrecerán sus servicios para garantizar el equilibrio y la estabilidad de ésta. Los actores financieros ayudarán a organizar estas transacciones, y esto puede ser parte del comercio en los mercados de energía. Para que esto suceda, se requerirán cambios no sólo en los generadores, las empresas de suministro y los administradores de la red energética, sino también en el marco regulatorio actual.

En Siemens aportamos las tecnologías que permiten la aplicación de las 3 D, así como las que facilitan la gestión de los sistemas que intervienen en dichas acciones. Además desde el interior nos ponemos metas que se alinean con lo antes mencionado. Como empresa transnacional, tenemos el objetivo de alcanzar una huella de carbono cero a nivel mundial para 2030.

Retomando el estudio de la organización Future Earth citado al principio, desafortunadamente, a pesar de la alta tasa de despliegue de las energías renovables, la descarbonización alcanzada durante el confinamiento no fue suficiente para compensar la creciente demanda de energía que todavía se satisface en gran medida con fuentes fósiles en muchos países y ya no tenemos tiempo, debemos tomar acciones urgentes que nos permitan cumplir el objetivo general del Acuerdo de París de mantener el calentamiento “muy por debajo de los 2 ° C”. Por ello desde Siemens agregamos una cuarta D (en inglés): “Do it now”. Hagámoslo ahora, aceleremos la aplicación de las medidas para salvar a nuestro planeta.

SNET recluta personal para laborar en refinería Olmeca

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El Servicio Nacional de Empleo Tabasco (SNET) realiza este viernes 22 de abril, un nuevo reclutamiento presencial para los interesados en laborar en la refinería que se construye en Dos Bocas en el municipio de Paraíso.

El reclutamiento se efectua en las instalaciones de la Escuela Secundaria Federal José María Pino Suarez, ubicada en calle Gregorio Méndez Magaña, S/N esquina 8 de octubre, de 9 de la mañana a 2 de la tarde.

En esta ocasión, son ofertadas 50 plazas de choferes, los interesados deben cumplir con ciertos requisitos como rango de edad de 25 a 55 años, sexo masculino, con escolaridad de preparatoria y experiencia mínima de 1 año en puestos similares.

El SNET precisó que la empresa contratista ofrece estancia y alimentación para aquellas personas que vivan a más de 45 kilómetros del área de trabajo y un sueldo mensual de $11,700.00 pesos.

Los interesados deben presentarse con la siguiente documentación: 2 copias de INE vigente, 2 copias de su Curriculum Vitae, copia de licencia de manejo de chofer vigente, carta de antecedentes no penales, cartas de recomendación como chofer que garantice la experiencia por lo menos de 1 año, y deben contar con cursos de manejo o defensivos, todos los documentos son indispensable para iniciar el proceso de vinculación con la compañía.

El SNET indicó que las personas interesadas en las vacantes deben encontrarse con excelente estado de salud para poder concluir todo el proceso.

CNH autoriza a Pemex perforación del Pozo Exploratorio Terrestre Asiki-1EXP

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la perforación del pozo exploratorio terrestre Asiki-1EXP, considerado en el Escenario Base de la Modificación del Plan de Exploración, aprobado por la CNH el 22 de marzo de 2022 mediante la Resolución CNH.E.24.001/2022, correspondiente a la Asignación AE-0130-M-Llave.

El Objetivo geológico del Pozo se ubica en el Cretácico Medio. La perforación del Pozo tendrá una trayectoria direccional tipo “J”, y será perforado a una profundidad total 4,580 mvbmr / 4,646 mdbmr. El Hidrocarburo esperado es aceite de 35 °API. Los recursos prospectivos son de 24 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (Mmbpce). La probabilidad de éxito geológico es del 24 %.

Los programas de Perforación, Terminación y Abandono del Pozo contemplan en total 94 días: 70 días para la Perforación (del 26 de mayo al 4 de agosto de 2022), 16 días para la Terminación (del 4 al 20 de agosto del 2022), y 8 días para el Abandono (del 20 al 28 de agosto de 2022).

Recibe CNH 56 Avisos de Perforación de Pozos de Desarrollo durante 1T de 2022

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En el marco de la sesión extraordinaria número 31 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se informó que, en el periodo enero-marzo del 2022, se presentaron 56 Avisos de Perforación de Pozos de Desarrollo que representan una producción pronosticada total de 87.1 mil barriles diarios (Mbd) de aceite, y 132.7 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas, y una inversión total preliminar de 18.8 miles de millones de pesos, alrededor de 907 millones de dólares (MMUSD).

De los 56 Avisos de Perforación, 38 son pozos terrestres (68%) y 18 en aguas someras (32%). Visto por Operador, PEP dio aviso de 43, nueve correspondieron a DS Servicios Petroleros, dos a Operadora de campos DWF, uno de Eni, y uno de Hokchi.

Con el 32% de los avisos de perforación en aguas someras, la producción pronosticada es de 68.4 Mbpd de aceite, y 66.9 MMpcd de gas, mientras que en los pozos terrestres dicha producción es de 18.7 Mbpd de aceite, y de 55.8 MMpcd de gas.

Por otro lado, se informó al Órgano de Gobierno que en el periodo en cuestión se presentaron 40 informes de terminación de Pozos de Desarrollo, correspondientes a 26 pozos terrestres y 14 marinos. De los 40, el 92% resultaron productores (37 casos), y el 8% fueron inyectores (dos casos) y uno no productor.

Por Operador, PEP presentó 31 de los 40 informes del periodo, y los otros nueve se distribuyeron así: dos de DS Servicios Petroleros, dos de Operadora de Campos DWF, otros dos de SMB, y Eni, Hokchi, y Pantera, uno cada uno. En estos 40 Informes de Terminación, destaca el hecho de que la producción real inicial resultó superior, en aceite y en gas, contra la producción pronosticada: 75.8 Mbpd contra 63.9 Mbpd de aceite, mientras que el gas, la producción real inicial fue de 140.5 MMpcd contra 123.0 MMpcd de gas. En términos de inversión para la perforación-terminación fue de 13.4 miles de millones de pesos.

El éxito en la operación de estos 40 informes resultó que de 26 Pozos Terrestres 25 fueron productores de aceite y gas (96%) y uno improductivo (4%). En el caso de los pozos marinos, de 14 pozos, 12 fueron productores de aceite y gas (86%), y dos inyectores (14%).