CNH aprueba Plan de Desarrollo para la Extracción para Campo Ixachi
IMP y Genoil firman acuerdo de colaboración
El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y la empresa GenOil Inc., suscribieron un Memorando de Entendimiento con el objetivo de establecer las directrices de cooperación entre ambos para generar, de manera conjunta, nuevas oportunidades en materia de mejoramiento de crudos pesados y extra pesados.
El interés del Memorando incluye la búsqueda de oportunidades de negocio, el desarrollo de potenciales inversiones en proyectos de servicios, el escalamiento de productos, la prestación de servicios tecnológicos, consultoría y asesoría especializada, el fomento a la inversión, capacitación especializada y comercialización de todo lo relacionado con el procesamiento de crudos pesados; así como para el proceso de hidrotratamiento.
El IMP participa con sus capacidades en el mejoramiento de crudos pesados y residuos para producir crudos mejorados de alto valor, con propiedades similares a las de crudos ligeros, como la del grupo de investigadores del IMP, dirigidos por el doctor Jorge Ancheyta, que desarrollaron la tecnología HIDRO-IMP®, la cual presenta importantes ventajas económicas y operativas sobre las tecnologías convencionales y resulta una opción muy favorable para el mejor aprovechamiento de los crudos pesados.
En tanto que GenOil Inc., compañía de desarrollo de tecnología que ha realizado avances importantes en procesos de hidroconversión, está interesada en colaborar con el IMP, combinando sus fortalezas y experiencias, bajo el esquema de consorcios para proporcionar las propuestas más competitivas para los grandes proyectos de infraestructura de la industria petrolera.
La conjunción de capacidades entre ambas instituciones busca realizar aplicaciones de estas tecnologías en beneficio de la industria, y para un mejor aprovechamiento de los principales crudos que se producen en México.
Precios del crudo marchan a la baja
Los precios del crudo marchan este martes a la baja, ya que el barril de Brent se ubicó en 60 dólares, lejos de los más de 75 que alcanzó hace dos meses, cuando tocó sus máximos en seis meses. Mientras que el tipo West Texas, de referencia estadounidense, se sitúa en los 51 dólares.
Los mercados energéticos fueron afectados por las dudas en materia de política monetaria y la escalada en las tensiones en Medio Oriente, luego del incidente con dos petroleros el jueves pasado. Otro factor que influyó fue el envío de mil militares que hizo Estados Unidos a la zona para hacer frente a las amenazas de Irán contra sus intereses.
El barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en agosto se cotizaba en 60.47 dólares al inicio de la sesión de hoy (08:00 GMT) en el mercado electrónico Intercontinental Petroleum Exchange (ICE). En tanto, el Brent perdía 47 centavos de dólar (0.77%) respecto al cierre previo, de 60.94 por barril.
El crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) para entregas en julio, también a las 08:00 GMT, caía 26 centavos de dólar (0.50%) y se cotizaba en 51.67 dólares por barril.
Por su parte, la canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se cotizó el lunes en 61.60 dólares, lo que representó una ganancia de 35 centavos de dólar (0.57%) respecto al cierre previo, informó el cártel.
Pemex alcanza récord histórico de inversión en nuevos campos petroleros
Como parte de su nueva estrategia de negocios, Petróleos Mexicanos (Pemex) definió como su objetivo prioritario detener y revertir la caída de producción de petróleo, para lo cual lleva a cabo un récord histórico de inversión para el desarrollo de 20 nuevos campos petroleros.
Cabe señalar que Pemex llevaba 14 años consecutivos en la caída de su producción de petróleo desde que registró 3.4 millones de barriles diarios (MMbd) como su máximo de producción en 2004 y es, entre 2015 y 2018, cuando el declive de la producción acumuló casi medio millón de barriles diarios debido a que la empresa no invirtió en ningún nuevo desarrollo de campos petroleros en estos tres años.
A lo largo de la última década, Pemex solamente inició el desarrollo de 23 nuevos campos. En contraste, la nueva administración implementó un plan para invertir en este año en 20 nuevos desarrollos, 16 en aguas someras y cuatro en áreas terrestres, los cuales ya están en ejecución, es decir son una realidad. En tan solo seis meses, esta nueva administración iguala, en cuanto a número de nuevos desarrollos iniciados, lo realizado en casi una década por las administraciones anteriores.
Para los 20 nuevos desarrollos, Pemex ha concluido la totalidad de la contratación de infraestructura marina consistente en 13 plataformas, 14 ductos marinos que representan 175 km de tendido, interconexiones en 7 plataformas existentes, construcción de 3 peras y ampliación de 9 existentes, 13 ductos terrestres que representan 88 km de tendido e instalación de una batería de separación y optimización de las ya existentes. Asimismo, en breve concluirá la contratación de los servicios de perforación y terminación de 128 pozos asociados a estos 20 nuevos campos más dos desarrollos ya existentes que se están ampliando y que requerirán 2 plataformas y 2 ductos adicionales que también están en proceso de contratación.
Anteriormente, el tiempo promedio que Pemex empleaba para los trabajos previos al inicio del desarrollo de un campo petrolero era superior a los 2.5 años. Ahora Pemex está logrando reducir los tiempos de gestión para iniciar la ejecución de las actividades de desarrollo de campos petroleros. Un ejemplo es el campo Ixachi, el yacimiento más relevante de los 20 nuevos desarrollos, cuyo descubrimiento se realizó en noviembre de 2017 y se espera que en este mes de junio (es decir, en 19 meses) sea aprobado su plan de desarrollo. Al día de hoy sus dos primeros pozos tienen una producción de casi 4 mil barriles diarios (Mbd) de petróleo crudo como parte de las actividades de evaluación. Este yacimiento llegará a producir hasta 80 Mbd de petróleo crudo. Se estima que los tiempos entre el descubrimiento y el inicio del desarrollo para campos terrestres menos complejos sea menor a un año.
Durante el verano comenzará la instalación de las plataformas marinas contratadas, además de las instalaciones para la perforación en tierra de los nuevos desarrollos. De tal forma que para finales del mes de agosto de este año se espera que entre en producción la plataforma Xikin-A. En los meses de noviembre y diciembre inician con los desarrollos Xikin y Esah, posteriormente el resto, para comenzar a producir con al menos un pozo cada desarrollo.
Así, hacia finales del mes de diciembre se esperaría una producción conjunta de estos nuevos desarrollos de aproximadamente 70 mil barriles diarios (Mbd) de petróleo crudo. La producción de estos 20 nuevos campos más los dos desarrollos en campos existentes crecerá gradualmente hasta alcanzar una producción estimada de 267 Mbd hacia finales del año 2020 y de 320 Mbd para fines del año 2021.
Además del logro de reducción en el tiempo de ejecución, sin corrupción, con procesos innovadores y el apoyo del sector privado, Pemex logró una reducción promedio ponderada de 26 por ciento en el costo de los nuevos contratos de servicios. Para el cálculo del ahorro se toma como referencia el costo unitario de los mismos conceptos contratados en años anteriores. En la tabla siguiente se muestra un ejemplo con el comparativo de precios bajo los cuales se están contratando los nuevos servicios.
A la fecha, Pemex tiene un estimado de ahorros del orden de 23,308 millones de pesos en este proceso de contratación de infraestructura y de servicios para los 20 nuevos desarrollos. Cabe señalar que además de estos ahorros en los precios contratados, existe un ahorro todavía mayor toda vez que se está utilizando infraestructura ya construida por Pemex en años anteriores, pues los 20 nuevos desarrollos se encuentran cerca de ductos, baterías de separación y/o de centros procesadores que hoy en día están subutilizados al haber caído más de 40 por ciento la producción de crudo en los últimos años. Esta combinación de factores reducirá de manera relevante el costo de producción por barril de petróleo y con ello los requerimientos de capital en la empresa.
Por otra parte, para la contratación de estos nuevos desarrollos Pemex modificó el proceso administrativo, innovando al integrar de manera vertical y horizontal los servicios y la infraestructura requerida para el desarrollo de un campo petrolero logrando importantes economías de escala.
Anteriormente el proceso estaba fragmentado en decenas de contratos que alargaban los tiempos de ejecución y elevaba considerablemente los costos. Ahora se integraron clústers con un número definido de campos a desarrollar y por cada clúster se tiene un solo contrato integral de servicios.
Además, en el caso de los servicios de perforación se innovó con la incorporación de un modelo de incentivos dirigido a las empresas, para que éstas optimicen procesos para la reducción de los plazos de ejecución de las obras. El modelo considera un esquema que asigna, en una primera etapa el 70 por ciento de pozos a perforar y dejando, para una segunda etapa el 30 por ciento restante que se asignará a los consorcios que obtengan los mejores resultados durante la etapa 1.
De esta forma, desde el inicio de los contratos, se llevará un registro de los tiempos de ejecución real por pozo y la medición del desempeño estará basada en dos conceptos de evaluación del proyecto: nivel de cumplimiento (servicios) y evaluación de eficiencia del proceso con base en un índice de construcción.
Científica de la BUAP utiliza energía solar para obtener biocombustible y sustituir diésel convencional
La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) reconoce cuatro principales fuentes de contaminación atmosférica, de las cuales la emanación de gases tóxicos generada por todas las formas de transporte representa el 80 por ciento del total; es por eso que los biocombustibles son en la actualidad una urgencia y una fuente potencial de energía renovable.
Esta preocupación ha permeado en la BUAP desde hace casi una década, especialmente en el Laboratorio de Catálisis y Energía, del Instituto de Ciencias (ICUAP), donde la doctora Griselda Corro Hernández desarrolló una metodología económica y eficaz para producir diariamente hasta 250 litros de biocombustible, aprovechando la energía solar como alternativa a los procesos donde se utiliza petróleo, carbono y gas natural.
Este biocombustible coincide con las modificaciones anunciadas en 2016 por la Semarnat, con la aplicación de la normativa oficial (NOM-044-2017) que establece límites máximos de emisiones, la implementación de nuevas tecnologías y el mejoramiento en la calidad del combustible -diésel.
La normatividad, que entraría en vigor a finales de 2018, pero que fue aplazada por algunos meses, señala que los motores nuevos a diésel y los vehículos pesados que se incorporen a la circulación en el territorio nacional deberán contar con tecnologías más eficientes y menos contaminantes que las actuales.
La genialidad de la sencillez
Para la producción del biocombustible, la doctora Corro Hernández utiliza aceite reciclado que desechan en restaurantes o lugares donde se hacen frituras. En cuanto al procedimiento, la investigadora reconoce que desde hace muchos años se sabe que un combustible se puede producir con un aceite; sin embargo, la innovación de su técnica consiste en el proceso fotoactivo: es decir, no usa electricidad para los métodos de reacción, sino energía solar.
“Cambiamos los métodos de reacción, usando procesos fotoactivos que sí nos dan la originalidad. Esto nos ha permitido sacar cinco publicaciones internacionales indizadas y experimentar con otros métodos que han derivado en 14 solicitudes de patente”, refiere en entrevista.
Su producción representa además de un beneficio ecológico, un ahorro en su producción por el uso de energía solar y por la materia prima, además de que su proceso fotolítico se lleva a cabo mediante catalizadores que se produjeron en este laboratorio del ICUAP.
En cuanto al proceso de fabricación, Corro Hernández explica que primero se tiene que limpiar el aceite de desecho con un proceso de filtrado y lavado, a fin de eliminar las impurezas para después hacer la reacción de transformación de los triglicéridos hacia los metil ésteres que también son purificados y secados.
Posteriormente se elimina el metanol de la mezcla, además del agua, para que una vez que se tenga el producto o biodiésel, se someta a un análisis de pureza de acuerdo con normas internacionales que aseguren su uso eficaz y garanticen que no causará daños en el motor.
“La idea es brindar alternativas al desabasto de combustibles fósiles, pero sobre todo contribuir a los problemas de contaminación. Se trata de un proceso muy noble que ayudará al medio ambiente, a las especies y por supuesto al ser humano”.
La BUAP crea su planta de producción
Apoyada por la BUAP y por el Fondo Sectorial Conacyt -Secretaría de Energía-Hidrocarburos (SENER), un fideicomiso que atiende las problemáticas y oportunidades en materia de hidrocarburos a través de la ciencia y la tecnología, la doctora Griselda Corro, junto con su equipo, ha logrado la instalación de una planta piloto en el Ecocampus Valsequillo.
“En el Ecocampus se creó un sistema de producción para que se pueda producir triplicando el volumen de este biocombustible, pues en el laboratorio podíamos generar unos 50 litros, pero en el Ecocampus se pueden producir hasta 200 litros diarios”.
Para este incremento se adquirieron tres reactores de acero inoxidable, los cuales están protegidos con campanas y cuentan con las medidas de seguridad requeridas. Su vida útil es larga debido al material con el que fueron hechos, mientras que el otro componente que determina el proceso, el Sol, también tiene una vida útil de miles o millones de años.
La utilización de este biodiesel permitirá al usuario ahorrarse hasta 75 por ciento del costo que invierte en diésel convencional, sin contar con los beneficios que genera utilizar uno que reduce considerablemente los índices de contaminantes emitidos.
Hasta el momento la BUAP cuenta en su planta piloto con cuatro reactores que producen 250 litros por día. Estos reactores que hacen biodiesel con la luz del sol, no sacan vapores, no contaminan y no utilizan altas temperaturas, por eso son seguros para el manejo humano.
Con ellos se puede convertir un litro de aceite de desecho en 1.2 litros de biodiésel, es decir, 200 mililitros más, por los agregados como el metanol, por eso el producto final ocupa más volumen que los reactivos que se ocupan inicialmente.
En cuanto a la calidad de este biocombustible, la investigadora señala que al finalizar su proceso registra un alto índice de pureza, que ya fue comprobado con análisis cromatográficos que se realizaron en el laboratorio.
Cuánto diésel se consume
Respecto al mercado potencial de este biocombustible, la Secretaría de Energía informó que en 2018 la demanda de diésel en el país fue de 390 mil barriles por día, lo que equivale 28 por ciento del consumo total de combustibles en México. No obstante, su importación representa el 65 por ciento del total del consumo diario.
De acuerdo con cifras de Pemex, en México se consumieron entre enero y noviembre de 2018, en promedio, 765 mil 500 barriles diarios de gasolina, mientras que de diésel el consumo diario en litros fue aproximadamente de 53.1 millones de litros.
Con base en las pruebas realizadas, Griselda Corro asegura que de forma inicial su biocombustible puede sustituir en un porcentaje, y posteriormente en un cien por ciento, al diésel convencional que emplean camiones de carga, maquinaria de uso industrial y agrícola, además de automotores.
“Se trata de un combustible que sirve para todos los procesos en los que se utiliza diésel, lo puede sustituir en un 100 por ciento, pero con la diferencia de que no contamina el ambiente”.
La innovación y la tecnología ofrecen así una alternativa viable, que de implementarse a gran escala, permitiría no solo reducir la importación de combustible, sino combatir la contaminación producida tanto por las emisiones tóxicas como por el desecho de aceites comestibles que terminan en los afluentes.
Sector solar creció 32% durante el primer semestre de 2019: Asolmex
Al hacer un balance de los primeros seis meses del año, la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) informó que el sector solar creció 32%, al pasar de 3,075 MW en diciembre de 2018 a 4,057 MW en junio de 2019, lo que refleja un sólido crecimiento a nivel nacional.
Al respecto, Héctor Olea, Presidente de ASOLMEX, indicó que México está llamado a ser un jugador mundial en energía solar, una de las más competitivas y de mayor dinamismo. “El crecimiento sostenido de la energía solar contribuye a atender la demanda de electricidad del país, que crece a un ritmo anual superior a 3%.”
Apenas en diciembre de 2018, el país contaba con 38 centrales solares en operación comercial, ubicadas estratégicamente en 11 estados. Hoy, 44 parques solares en 14 entidades federativas están en operación comercial, con una capacidad instalada de 3,364 MW, lo que representa un crecimiento de 34% en generación solar a gran escala.
En este rubro se han alcanzado inversiones directas por más de 6,500 millones de dólares, así como la creación de más de 50 mil empleos en toda la cadena de valor, lo que ha impactado favorablemente el desarrollo regional de las zonas geográficas donde opera esta infraestructura eléctrica.
En cuanto a la Generación Solar Distribuida (GSD), en diciembre de 2018 había 85 mil contratos a nivel nacional, con una capacidad instalada de 570 MW. Hoy, operan 94,893 techos solares, lo que se traduce en una capacidad instalada de 693 MW, es decir, un crecimiento de 22% en solo seis meses.
En este sentido, la GSD ha logrado inversiones directas por más de 1,800 millones de dólaresy la creación de más de 6 mil empleos en toda la cadena de valor, lo que posiciona a esta tecnología solar como una de las más exitosas y competitivas en México por su forma de generación y consumo en el mismo sitio.
Finalmente, Olea comentó que estos avances muestran que “el sector solar va en el camino correcto para consolidarse como la tecnología con mayor crecimiento del portafolio de generación limpia, lo que abona al incremento de la seguridad y sustentabilidad energética de México”.
Pemex aprueba la creación de PTI Infraestructura de Desarrollo, empresa a cargo de la refinería Dos Bocas
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobó la creación y capitalización de la compañía filial PTI Infraestructura de Desarrollo, la cual estará a cargo de la construcción de la nueva refinería de Dos Bocas.
Con motivo de la sesión 942 extraordinaria, el Órgano de Gobierno encabezado por la secretaria de Energía, Rocío Nahle, autorizó una adecuación presupuestal que ascendería a mil 800 millones de pesos en el gasto de Pemex Transformación Industrial (TRI). En este marco, también se autorizó que Pemex TRI brinde el capital social de la nueva empresa filial.
Asimismo, el Consejo de Administración dio el visto bueno para que los terrenos propiedad de Pemex y Pemex Exploración y Producción, ubicados en la Terminal Marítima de Dos Bocas y de aproximadamente 704 hectáreas, sean transferidos a Pemex TRI.
Cabe destacar que la nueva compañía filial PTI Infraestructura de Desarrollo tendrá su sede en la ciudad de Villahermosa, Tabasco.
López Obrador alista plan para rehabilitar plantas petroquímicas de Pemex
En el marco de su gira por el estado de Chihuahua, el presidente Andrés Manuel López Obrador visitó la planta de amoniaco de Pemex ubicada en Camargo, desde donde dijo que sacarán de la ruina a las plantas petroquímicas para producir fertilizantes y aumentar la producción en el campo.
López Obrador recordó que la planta de Camargo fue inaugurada en 1967, cuando Jesús Reyes Heroles era director de Petróleos Mexicanos y se tenía la visión de darle valor agregado a la materia prima, no solo vender petróleo crudo sino refinarlo y elaborar productos petroquímicos.
Apuntó que en ese entonces se apostó a que México fuera autosuficiente en la producción de fertilizantes; sin embargo, en 2002 se abandonó por completo la planta y lleva 17 años parada. Por lo tanto, ahora su gobierno quiere rehabilitarla. «No es un asunto sencillo porque cuesta recursos pero ya tenemos otras plantas: esa planta que se compró en Pajaritos y plantas en Cosoleacaque y en Lázaro Cárdenas, Michoacán, para producir fertilizantes, pero todo está en el abandono, desarticulado, entonces estamos pensando cómo integrar todas estas plantas para poder producir fertilizante y no tener que comprarlo, en el propósito de ser autosuficientes en la producción de alimentos».
El mandatario explicó que actualmente México es muy dependiente y el objetivo es que sea autosuficiente y fortalecer el mercado interno. «Este es un programa importante, es darle valor agregado a la materia prima, aquí hay ahora una oportunidad porque el gas está barato, se puede traer de Estados Unidos, y además ahora que estamos invirtiendo en exploración y perforación de pozos vamos a sacar también gas asociado al crudo».
De tal forma, indicó que piensa iniciar una rehabilitación general de estas plantas para que haya trabajo en Camargo y se beneficie a la gente. «También estamos midiendo el tiempo porque no quiero empezar nada que no vaya a terminar en el sexenio. Por eso estamos valorando bien las cosas, el costo-beneficio», añadió.
Coparmex pide a Pemex y Sener recapacitar sobre la cancelación de la ronda de farmouts
La Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) demandó que sea reconsiderada la decisión de Petróleos Mexicanos y de la Secretaría de Energía de retirar las 7 áreas puestas a subasta, principalmente de gas, que derivó en la cancelación por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de los procesos de licitación programados para el 9 de octubre, que ya habían sido postergados dos veces.
«La Coparmex demanda a Sener y Pemex recapacitar sobre la suspensión de la ronda de licitación para buscar socios a Pemex –conocida como farm-outs– debido a que sin la participación de empresas privadas será imposible alcanzar la meta de producción de 2.4 millones de barriles diarios prevista por el gobierno federal», señaló.
La Comisión Nacional de Energía de la Coparmex indicó que el gobierno y Pemex necesitan aprovechar todos los mecanismos –como los farm- outs– que tiene disponibles, para aumentar la producción de hidrocarburos y poder así cumplir con las metas proyectadas y satisfacer las necesidades energéticas, especialmente en el sur del país que requiere de fuertes inversiones para impulsar los diversos proyectos de desarrollo social que están en marcha.
La Coparmex demandó al gobierno federal mandar las señales correctas para propiciar un clima de confianza y certeza jurídica, sobre todo porque la cancelación de los farm outs va en sentido contrario al acuerdo suscrito por el Consejo Coordinador Empresarial y el gobierno federal el pasado 13 de junio.
El gobierno se comprometió a cumplir los contratos de inversión suscritos entre empresas y el sector público para incrementar la producción de petróleo, gas y energía eléctrica; fomentar la producción de energías limpias y renovables; y coadyuvar a desterrar la corrupción en PEMEX y en la Comisión Federal de Electricidad.
La actual administración ha destinado mayor cantidad de recursos a Petróleos Mexicanos, sin embargo se requieren las alianzas con el sector privado para que éste invierta en proyectos especializados de hidrocarburos y a su vez el Estado enfoque sus recursos a otros problemas sociales. Solamente generando asociaciones con el sector privado se podrá revertir la tendencia a la baja de la producción, al atraer importantes inversiones en producción, infraestructura y almacenamiento de hidrocarburos.