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Países ricos y ciudadanos pobres: El mito de los países petroleros

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Luis Vielma Lobo (*)

A lo largo de la historia las sociedades de diversos países latinoamericanos han tratado de organizar un Estado democrático que llama la atención por las contradicciones y paradojas que lo sustentan. El concepto de democracia, en esas naciones está asociado a la concepción particular de cada gobernante, a sus paradigmas o patrones de pensamiento, determinados estos por las experiencias vividas durante sus etapas de vida.

El fundamento principal de estas contradicciones lo representan el balance entre libertad y orden, el cual es interpretado a su manera por quienes ostentan el poder; y en esta región de Latinoamérica, en particular, predomina el orden impuesto por algún grupo, hasta que es sustituido por otro.  Los resultados observados no son nada alentadores, desde los puntos de vista político y social, pues en las últimas cuatro décadas muestran países con niveles de empobrecimiento cada día más altos y sistemas políticos invadidos por la corrupción.

La desconfianza existente entre los diferentes actores representantes de la sociedad, como lo son el sector empresarial, los trabajadores, el sector público y los consumidores, constituye el principal factor de desequilibrio y cuyos efectos en el desarrollo de los países ha sido letal. En muchos casos los inversionistas nacionales buscan opciones en el exterior,  hecho que contrasta con la llegada de capitales extranjeros, atraídos por los beneficios y privilegios que el gobernante de turno les ofrece, especialmente si estos provienen de países identificados con sus paradigmas ideológicos.

Por ello es importante entender la importancia que tienen los recursos naturales, bien sean minerales o hidrocarburos en aquellas naciones, porque la renta petrolera se convierte en su principal activo, como soporte al estatismo, es decir, que cualquier vacío que el mercado pueda tener, debe ser llenado con la intervención del Estado. Como consecuencia de ello, se generan regulaciones y controles excesivos en los servicios públicos, e inclusive la participación del gobierno en actividades industriales y comerciales.

Aquellos países de la región favorecidos por la naturaleza con recursos minerales e hidrocarburos, ofrecen un espacio interesante de discusión para tratar de entender la dicotomía riqueza vs pobreza. Debido a esta circunstancia, estos países cuentan con ingresos extraordinarios asociados a la renta petrolera (impuestos varios), no obstante, mantienen un comportamiento consistente en relación con los niveles de pobreza de la población y a ello se suman factores como la pandemia que seguimos viviendo, la cual ha contribuido, desafortunadamente, a empeorar las cosas.

Haciendo un símil, en estos países el Estado es como una mina, la cual genera ingresos para sus trabajadores (los ciudadanos), participen o no en las actividades productivas de la misma. La principal inversión de esta mina son los programas sociales que reciben sus trabajadores, así como los subsidios destinados a la salud, educación y vivienda, pero, se promueven prácticas tóxicas que propician la existencia de casos como el crecimiento inusitado del clientelismo y la viveza popular, así como la corrupción de muchos funcionarios públicos.

Así que un factor que debería ser fuente de soluciones a problemas sociales se ha convertido en palanca de compensación de las ineficiencias del sistema, la cual ha transformado la renta petrolera en una fuente de empobrecimiento. Ello ha logrado, adicionalmente, el sometimiento de gran parte de la población a las exigencias de los gobernantes de turno, con lo cual se va creando una profunda frustración y dependencia hacia estos, dando lugar al mito de un país rico y gente pobre”.

Para leer la columna completa, consulte la edición de agosto de Global Energy.

(*) Luis Vielma Lobo, es Director General de CBMX Servicios de Ingeniería Petrolera, presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, AMESPAC; colaborador de opinión en varios medios especializados en energía y autor de varios libros.

Restablece CFE el 94% del suministro eléctrico tras el huracán Grace

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informa que, por la presencia de fuertes lluvias y vientos en Campeche, Quintana Roo y Yucatán, asociados al huracán Grace, han resultado afectados 698,852 usuarios, los cuales representan menos del 34% del total de usuarios de la CFE en esa región.

Con actividades ininterrumpidas de restablecimiento se ha recuperado el suministro eléctrico al 94% de los usuarios totales afectados. Las principales afectaciones en la infraestructura eléctrica se registraron en Yucatán.

205,816 usuarios fueron afectados en Quintana Roo y la CFE logró un 97% de restablecimiento eléctrico. En Yucatán 490,908 usuarios fueron afectados en Yucatán y se logró un 93% de restablecimiento eléctrico. Finalmente, en Campeche los afectados fueron 2,128 y el servicio eléctrico se ha restablecido a la normalidad.

Consume Tecmilenio 61% de su energía de fuentes renovables

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En los últimos seis años, la Universidad Tecmilenio ha dejado de emitir partículas de carbono equivalente a las que generan 3.7 millones de vehículos en un día.

Con una estrategia combinada de eficiencia y suministro de energías renovables, así como la reducción de residuos generados en sitio, la institución con 32 campus en todo el país y otro online, busca neutralizar su huella de emisión de gases de efecto invernadero para el año 2039.

Como todas las organizaciones en este país, Tecmilenio tradicionalmente obtenía su suministro de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero al poner en marcha el Plan de Sostenibilidad 2025, del año 2015 a la fecha ya consume más del 61% de su energía de fuentes limpias.

Un 10% del total de su suministro lo autogenera con paneles solares en sus propias instalaciones, 51% lo adquiere con proveedores independientes de energía eólica y el resto con la empresa del Estado. Se trata de un gran avance que hace ver la meta mucho más cercana, producto de la determinación y perseverancia con que la Universidad ha asumido sus compromisos con el medio ambiente, en línea a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU.

Tecmilenio está por entrar en una segunda fase, en la que generará otro 10% de su demanda de energía con capacidad propia, antes de que termine el 2022, también con celdas fotovoltaicas en sus instalaciones, para llegar al 20% de su consumo total. El objetivo es comprar a generadores eólicos otro 60%, y el resto dejárselo a la CFE.

Si bien la estrategia responde a la intención de neutralizar la huella de carbono de la institución, también le genera resultados financieros positivos. El proyecto de celdas fotovoltaicas para generar energía en los propios campus tendrá una inversión cercana al millón y medio de dólares ($1.5 millones USD) que ya se están recuperando en los ahorros producidos. Se estima que para el año 2026 el retorno de la inversión será total, pero con el beneficio extra de que estos equipos tienen una vida útil entre 20 y 25 años.

Actualmente, se tiene una infraestructura completa y amplia en los campus de Ciudad Juárez, Chihuahua; La Laguna, Coahuila; Hermosillo, Sonora; Querétaro, Querétaro, y Mérida, Yucatán.

“La sombra para estacionarse en Mérida están muy peleados y si los paneles solares están funcionando como sombra está fantástico es como un doble propósito. Es un llamado a ‘oigan ya estamos en esta transición’; es importante que se visibilice”, comentó la bióloga Lucero Márquez, Jefa del Departamento de Cambio Climático de la Unidad de Desarrollo Sustentable del Ayuntamiento de Mérida.

La capital yucateca tiene incentivos para este tipo de proyectos y está muy comprometida con la generación con celdas solares, sólo el Ayuntamiento tiene 99 proyectos propios, 52 ya en funcionamiento.

Actualmente, todos los campus e instalaciones de Tecmilenio consumen 14 millones de kilowatts/hora anual, de los cuales el 61.68% vienen de fuentes limpias. Con ello, ha logrado disminuir sus emisiones de carbono en 4 mil 386 toneladas, lo que significa que hoy arroja sólo el 35% de lo que emitía en 2017, su punto más alto.

La Universidad Tecmilenio cuenta con 29 campus en 20 estados de México, más de 60 mil estudiantes y 100 mil egresados.

Autorizan a Pemex Plan de Exploración de hasta 790 MMUSD de inversión

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la modificación al Plan de Exploración de Pemex Exploración y Producción (PEP), para la Asignación AE-0151-Uchukil, que se encuentra en periodo inicial de exploración, que abarca del 2019 al 2023.

La asignación comprende parte continental del estado de Tabasco, así como parte marina frente a sus costas en la Provincia petrolera Cuencas del Sureste. Considera el Polígono A de Exploración, así como los polígonos B, C y D de Extracción, un polígono denominado A’ y un área denominada Sector. La Asignación tiene una superficie total de 1,107.6 km².

Mediante la Resolución CNH.E.59.001/19, del 2 de octubre de 2019, la CNH aprobó el Plan de Exploración, y mediante la Resolución CNH.E.58.001/20, del 10 de noviembre de 2020, se le aprobó una Modificación al Plan de Exploración.

En esta ocasión, la modificación al Plan consiste en la inclusión del prospecto Tlacame-101 (antes nombrado Yah-1) en el Escenario Base, y la perforación de los prospectos Tlacame-201, Tlacame-301, Tlacame-401 y Tlamatini-101, como parte del Escenario Incremental. También, considera la recalendarización y actualización del número de actividades, así como el monto de inversiones del Plan aprobado, acorde a las actividades que se modifican.

Considerando lo anterior, la modificación al Plan presenta un volumen de 512.35 MMbpce de Recursos Prospectivos, asociado a 15 prospectos exploratorios y estima incorporar recursos de hidrocarburos entre 113.14 y 213.10 MMbpce en plays Terciarios y Mesozoicos, considerando ambos escenarios operativos. Se estima una inversión entre 360.59 y 790.29 MMUSD considerando ambos escenarios operativos.

Participa Pemex en la Conferencia de Tecnología Offshore

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Petróleos Mexicanos (PEMEX) participa en la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC por sus siglas en inglés), a la cual asisten profesionales de la energía del mundo.

Directivos de Pemex Exploración y Producción (PEP), de la Dirección de Planeación, Coordinación y Desempeño, así como de Tecnologías de la Información, acudieron al evento de la OTC, conferencia del sector energético que reúne a profesionales de la industria del petróleo de diversos países en busca de acciones estratégicas para impulsar el sector.

PEMEX es considerada líder en la exploración y en la explotación de hidrocarburos en aguas someras, por lo que su presencia en estos eventos permite actualizar y mantener el liderazgo tecnológico y de los servicios, para ser más eficientes en la explotación de campos.

Ingenieros de PEMEX sostuvieron reuniones con empresas como BHP, Schlumberger, Mc Dermott y Halliburton para evaluar nuevas versiones de tecnología que ya utiliza la petrolera mexicana en proyectos de perforación y terminación de pozos.

Cabe señalar que el evento reúne a especialistas del sector energético y es el lugar donde éstos se congregan para intercambiar ideas y opiniones con el fin de promover el conocimiento científico, técnico e impulsar la industria petrolera, así como los temas sobre el medio ambiente.

OTC está patrocinada por 13 organizaciones y sociedades de la industria, que trabajan en forma cooperativa para desarrollar el programa técnico.

En esta edición, la conferencia que se realiza desde 1969, se lleva a cabo virtual y presencialmente en el NRG Center, de esta ciudad, desde el 16 hasta el 19 de agosto.

Eni inicia la producción del campo Cuica en la costa de Angola

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Eni inició la producción del Campo Cuica, en el Bloque 15/06 de la costa angoleña profunda, a través del buque Armada Olombendo Floating Production Storage and Offloading (FPSO) el 30 de julio de 2021, poco más de 4 meses desde el descubrimiento.

El campo Cuica fue descubierto por el pozo exploratorio Cuica 1 en marzo de 2021. Está ubicado a una profundidad de agua de 500 metros, aprox. A 3 km de la FPSO de Olombendo. La producción inicial del desarrollo, que aumentará y sostendrá la meseta de producción de Olombendo FPSO, incluye un pozo productor de petróleo y un pozo de inyección de agua, conectados bajo el agua al sistema de producción submarino existente de Cabaça Norte, aprovechando así todo el potencial de las infraestructuras disponibles en la zona.

El inicio de la producción en el campo Cuica en Angola, a solo 4 meses del descubrimiento, es otro ejemplo del extraordinario éxito de exploración de Eni en Angola y en todo el mundo, que, impulsado por el principio de Exploración dirigida por infraestructura (ILX) y combinado con la aplicación de una filosofía de desarrollo mejorada, modular y optimizada, está permitiendo a Eni traducir los éxitos de exploración en producción de la manera más eficiente y efectiva.

La Armada Olombendo FPSO tiene una capacidad de producción de 100.000 barriles de petróleo por día y está diseñada para operar durante su vida de producción con descarga cero. Además de Cuica, cuya tasa de producción está en línea con las expectativas, Olombendo ahora recibe y trata la producción de los campos Cabaça, Cabaça South East y UM8 para un total de 12 pozos y 5 colectores a una profundidad de agua que va de 400 a 500 metros. El FPSO de Olombendo también recibirá producción del campo Cabaça North en el 4T 2021.

El bloque 15/06 es operado por Eni Angola con una participación del 36,84%. Sonangol Pesquisa e Produção (36,84%) y SSI Fifteen Limited (26,32%) componen el resto del Joint Venture. Además del bloque 15/06, Eni es operador de los bloques de exploración Cabinda North, Cabinda Centro, 1/14 y 28, así como del New Gas Consortium (NGC). Además, Eni tiene participaciones en los bloques no explotados 0 (Cabinda), 3/05, 3 / 05A, 14, 14 K / A-IMI, 15 y en Angola LNG.

Solamente con medidas inmediatas y de gran impacto en la reducción de emisiones se podrá cumplir el Acuerdo de París: Ignacio Galán, Iberdrola

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El presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, aseguró que el planeta clama por cambios radicales para asegurar su supervivencia y que las causas del cambio climático -y también por tanto la capacidad para revertirlo- recaen inequívocamente en la actividad humana. Citó el sexto informe del Panel Intergubernamental de Naciones Unidas para el Cambio Climático, elaborado tomando en consideración 14.000 artículos de investigación y con la participación de 234 científicos de 65 países y 78.000 comentarios.

En un artículo, el presidente de Iberdrola dijo que la quema de combustibles fósiles sigue llevando las temperaturas a cotas nunca registradas, contaminando el aire que respiramos y destruyendo ecosistemas imprescindibles para el equilibrio ecológico del planeta.

“El panorama dibujado por el estudio, unido a la inercia negativa generada tras décadas de inacción, podrían conducirnos al desaliento. Pero hay razones más que fundadas para creer que la situación todavía es reversible. Porque conocemos el diagnóstico del mal que nos aqueja, pero también disponemos del conocimiento, la tecnología y las capacidades para ponerle freno desde hoy”, escribió.

 Señaló que, en los últimos años, los países han trabajado en la definición de compromisos y marcos de actuación que, ahora más que nunca, requieren un rápido desarrollo y estímulos bien orientados para movilizar a los distintos agentes a tomar acciones concretas y consistentes. Y, para ello, se requieren regímenes regulatorios que apunten a objetivos ambiciosos a corto, medio y largo plazo y que no se vean influenciados por coyunturas.

“Hace ya casi seis años, el Acuerdo de París, suscrito por 197 países, fijó una gran ambición con el fin de atajar la emergencia climática: mantener el incremento de la temperatura por debajo del umbral de los 2ºC y realizar todos los esfuerzos para limitarlo a no más de 1,5ºC. Los análisis de los expertos publicados esta semana han puesto de manifiesto que el objetivo de 1,5ºC solo podrá lograrse con medidas inmediatas y de gran impacto en la reducción de emisiones. Es hora de actuar. Insisto, con determinación y urgencia. Las bases ya están definidas”, dijo

Señaló que los compromisos suscritos a nivel comunitario -el Green Deal y la Ley Europea del Clima, desarrollada a través del programa Fit for 55-, y también nacional -el Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y la Ley de Cambio Climático y Transición Energética- han configurado marcos de oportunidad para afrontar estos retos, pero ahora falta traducirlos en decisiones coherentes y acciones rápidas y eficaces. “Necesitamos avanzar con valentía hacia un marco que promueva más inversiones, recursos y planes de acción en sectores productivos y de futuro; que acelere la transición hacia modelos más respetuosos con los recursos del planeta y más alineados con la ambición climática, en lugar de penalizarlos”.

Inaugura Hokchi planta de proceso de crudo en Paraíso, Tabasco

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Inaugura Hokchi Energy su planta de proceso de crudo en Paraíso, Tabasco. El desarrollo de la planta forma parte del campo Hokchi, cuya inversión asciende a los mil 800 millones de dólares.

La planta de proceso comenzó a construirse en marzo de 2019. Para mayo de 2020, inició sus operaciones como parte de la etapa de producción temprana y, para julio del 2021 entró en marcha.

La capacidad de procesamiento de crudo de la planta es de 35 mil barriles por día y de 13 millones de pies cúbicos diarios de gas.

Enrique Lusso, director general de la compañía, dio a conocer que durante julio Hokchi alcanzó una producción de 14 mil barriles de petróleo equivalente por día, es decir, un incremento de 10 veces su producción en un año.

La creación de operaciones inteligentes y autónomas en pozos de producción petrolera

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Por Jonathan Chong, gerente de investigación y desarrollo de tecnologías avanzadas, Sensia.

Imagínese lo que pasaría si cada activo de producción en todos sus sitios con pozos contara con un ingeniero de supervisión que monitoreara y gestionara constantemente el rendimiento de dicho activo. Usted podría mantener todos sus activos operando de manera óptima y reducir notablemente el riesgo de fallos e interrupciones.

Este tipo de asignación de recursos puede parecer inviable en las operaciones actuales en las que un puñado de ingenieros tienen la tarea de supervisar y responder a alarmas procedentes de centenares de pozos.

Pero ahora, tecnologías como la inteligencia artificial (IA) y el aprendizaje automático están transformando las posibilidades de la producción petrolera. Estas tecnologías le permiten escalar e implementar de manera económica inteligencia previamente inaccesible, de modo que los activos no se dejen desatendidos.

Esta transformación hacia operaciones más inteligentes y autónomas puede ayudarlo a reducir los riesgos de tiempo improductivo. Además, puede ayudar a mejorar considerablemente la eficiencia de la producción.

Cómo superar los desafíos de la producción petrolera

La naturaleza de la producción de petróleo y gas siempre ha planteado desafíos respecto a la implementación de amplias operaciones automatizadas.

Los yacimientos están ubicados en lugares remotos y dispersos, y a veces su acceso resulta difícil. Las restricciones prácticas, tales como los costos, pueden limitar el nivel de instrumentación, control e intervención. Las condiciones cambiantes con el paso del tiempo también requieren métodos adaptativos que podrían hacer los procesos automatizados demasiado costosos o difíciles de implementar mediante los métodos actuales.

Sin embargo, debido a los desafíos que usted afronta como productor, podría pensar que no hay más remedio que evolucionar a operaciones más inteligentes y automatizadas. La industria del petróleo y del gas ha sido uno de las más afectadas por la pandemia, pero esos desafíos técnicos en el campo requieren nuevas soluciones.

Por ejemplo, en el área de operaciones, los ingenieros se sienten a menudo abrumados por la excesiva cantidad de alarmas para demasiados activos de producción. Esto se debe a que las alarmas monitoreadas por estos ingenieros funcionan según límites estrictos y rastrean si un activo está funcionando en una región óptima, por lo que se requieren ajustes regulares a medida que el pozo evoluciona.

Como es de esperar, puesto que los operadores o ingenieros de producción se enfrentan a una inmensa cantidad de alarmas, es posible que hagan caso omiso de eventos importantes, lo cual provoca tiempo improductivo de los activos y de la producción debido a daños en los equipos o disparos accidentales causados por la escalada de eventos. Además, normalmente se enteran de los eventos después de que estos se han producido, lo cual significa que es más probable que aborden los problemas de manera reactiva y no proactiva.

Automatización inteligente en el borde

La inteligencia puede proceder de diversas fuentes. La industria goza de un gran historial de herramientas de modelado y simulación, así como de conocimientos de las operaciones. En la actualidad es cada vez más necesario que las soluciones ofrezcan un equilibrio óptimo entre estos conocimientos de dominio y el aprendizaje automático. Desde hace tiempo, uno o más de estos elementos están desconectados. Lo que determina el éxito de una inteligencia más descentralizada son el empaquetado, la implementación y el mantenimiento eficientes de dichos elementos a escala.

Estas soluciones pueden integrarse en un gabinete de control y una unidad terminal remota (RTU) habilitados para IoT de un activo de producción administrado de manera centralizada a través de la nube con actualizaciones inalámbricas.  La implementación de esta inteligencia en el campo le permite obtener los tiempos de respuesta necesarios para la automatización y optimización de lazo cerrado. La automatización avanzada puede llevarse a cabo de una manera confiable sin hacerse susceptibles a factores como, por ejemplo, interrupciones de comunicaciones inalámbricas, limitaciones de ancho de banda y costos.

Una vez implementada esta automatización, será posible detectar y tomar medidas de inmediato respecto a la probabilidad y gravedad de problemas como eventos de flujo bajo.

Si volvemos a estudiar el ejemplo anterior de la ESP, ¿cómo puede un sistema no solo identificar los eventos como los expertos de primer nivel, sino que también cómo puede resolver los eventos con mayor rapidez, confiabilidad y de manera óptima? Al igual que un automóvil autónomo que evita colisiones al detectar riesgos y realizar maniobras correctivas, estas soluciones basadas en IA implementadas en el sistema de control pueden reconocer situaciones de alto riesgo al evaluar de manera constante la probabilidad y la gravedad de problemas como, por ejemplo, eventos de flujo bajo, y tomar medidas inmediatas en tiempo real. Como las ESP están ubicadas a gran profundidad, precisan del flujo adecuado para enfriar el motor y la bomba. En condiciones de flujo bajo, se podría liberar una cantidad considerable de energía localmente alrededor de la ESP, lo cual requiere atención inmediata para resolver el problema. La solución puede actuar ajustando las operaciones del equipo, tales como la velocidad de la ESP u otras manipulaciones de válvula, en función del tipo específico de evento de flujo bajo detectado, y monitoreando el impacto de los ajustes con base en múltiples criterios.

Este tipo de toma de decisiones inteligentes emula a un “súper operador” que puede evitar que las situaciones se agraven hasta un punto en que provoquen el fallo del equipo o el disparo por límites de protección, lo cual resulta en un costoso tiempo improductivo. Además, puesto que el sistema puede efectuar ajustes de control de forma proactiva en las etapas tempranas en que las condiciones se agravan, puede proteger los activos de producción y prolongar su vida útil.

Actualmente, con recursos limitados los operadores se ven obligados a priorizar los pozos que deben atender con base en métricas como las tasas de producción, a la vez que permiten que se disparen los pozos de nivel inferior con las consiguientes interrupciones prolongadas. No obstante, en una época en la que es necesario buscar hasta la más mínima oportunidad de mejorar la eficiencia, estas soluciones escalables basadas en IA podrían ayudar a los operadores a evitar tener que hacer concesiones.

Por último, los expertos comparan un parámetro de referencia y evalúan de manera continua el rendimiento de la solución, lo cual es una faceta crítica para fomentar la confianza entre el usuario y el sistema.

Inicia Valero la construcción de su terminal de combustibles en Altamira

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Inicia Valero la construcción de su terminal de combustibles en los terrenos de Mexplus, que llevan más de 25 años en el puerto de Altamira.

El desarrollo del proyecto, que emplea a personas de la zona sur de Tamaulipas, representa una inversión superior a los 180 millones de dólares y, de acuerdo con Milenio, se encuentra en su primera fase.

El objetivo del proyecto es importar hidrocarburos desde la Unión Americana, específicamente en las principales refinerías de Texas y Louisiana.

Directivos del Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas (IMEF) visitaron las adecuaciones que realiza Mexplus con el objetivo de aumentar la capacidad de almacenaje y generar rutas de traslado hacia las diferentes partes del país.