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OTC: tecnología asume rol crítico en sector energético

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Houston, TX - OTC 2019 - Attendees during the General Views at the Offshore Technology Conference here today, Wednesday May 8, 2019. The OTC hosts the meeting at the NRG Park which has over 60,000 attendees from around the world to see the latest technology in the energy industry and the conference is celebrating it's 50th anniversary. Photo by © OTC/Rodger Mallison 2019 Contact Info: [email protected] Keywords: General Views

En el marco de la Offshore Technology Conference, las compañías de petróleo y gas se reunieron para abordar los principales desarrollos de la industria offshore.

Durante el panel centrado en la exploración y el descubrimiento, Olivier Peyret, Presidente de Schlumberger Francia, dijo que con el advenimiento de las nuevas tecnologías, han optado ya por pasar todos sus datos a la nube: «Vemos esta innovación como un cambio fundamental y una oportunidad para que podamos servir mejor a nuestros clientes».

También señaló que, para atraer a la próxima generación de talento, la I + D en áreas de innovación tecnológica es extremadamente importante. No obstante, «si bien la transformación digital es una oportunidad para algunos, podría ser un riesgo para otros, por ejemplo, si Schlumberger abre su centro de investigación de inteligencia artificial en París, es una oportunidad fantástica para desarrollar recursos humanos, pero por otro lado, podría ser un riesgo para otros si se interrumpe la transición y no se vuelve a capacitar a la fuerza laboral para adaptarse a las tecnologías avanzadas».

Sophie Zurqiyah, CEO de CGG, destacó la necesidad de adoptar tecnologías digitales en el campo de exploración, debido a que, por la desaceleración del petróleo y el gas, los clientes buscan constantemente la eficiencia, la reducción del tiempo de ciclos para desarrollar campos en alta mar y mejorar el resultado de la exploración.

«No es suficiente recopilar datos, hay que observar la física detrás de ellos, utilizando tecnologías como la inteligencia artificial y el aprendizaje automático», indicó Daniel Averbuch, Gerente Principal de programas de IFPEN. Y añadió que su compañía también utiliza tecnologías para mitigar el cambio climático, como el uso eficiente de tecnología de olas, que contribuye al desarrollo de la energía eólica marina.

Por su parte, Nicolas de Coignac, Vicepresidente Senior de América del Norte en Vallourec sostuvo que es importante reconocer que el contenido local es importante para reducir los costos de desarrollo, ya que elimina la necesidad de llevar activos e inventarios. “En esta área, uno de los puntos clave es tener la cadena de suministro más corta posible”, subrayó.

En el panel dedicado a los desarrollos futuros de la industria offshore, Dominique Bouvier, Presidente de Evolen, manifestó que varios de los inventos tecnológicos que están impactando a la industria del petróleo y gas en la actualidad, se desarrollaron en Francia mediante asociaciones estratégicas.

“En Evolen, estamos convencidos de que las compañías de servicios de hidrocarburos desempeñarán un papel importante en la transición ecológica y casi el 50 por ciento de nuestras empresas están invirtiendo en energías limpias para reducir la huella de carbono y reducir las emisiones. El futuro de la industria se centrará en reducir la huella de carbono y desarrollar gas, que será un elemento clave en la lucha contra el cambio climático», concluyó Bouvier.

En la sesión «Próximamente en América», un grupo de ejecutivos de energía compartieron sus perspectivas sobre la operación en aguas marinas. La charla tuvo lugar dentro de un contexto en el que la industria offshore continúa recuperándose, luego de una desaceleración impulsada por el mercado.

Las empresas se encuentran en un periodo de adopción de tecnología, pero, según Erik Oswald, Vicepresidente de América para Exxon Mobil Exploration, sin términos fiscales estables proporcionales al riesgo y la calidad y un marco regulatorio eficiente, es bastante difícil lograr que la gente invierta dinero en las áreas. La historia muestra el impacto que estas variables tienen en la capacidad de un país para atraer y mantener a los participantes, y Oswald expuso que esto también es válido para el futuro.

Imperativo de la innovación

Las eficiencias de perforación mejoradas, los costos reducidos y los tiempos más rápidos para obtener el primer petróleo son fundamentales para que el offshore se convierta en un competidor viable para el esquisto.

Con su combinación de desafíos extremos, rendimientos atractivos a largo plazo y una gran base de reservas, el espacio en alta mar es propicio para la innovación, según Jeremy Thigpen, presidente y director ejecutivo de Transocean Ltd. «El espacio de perforación en alta mar continúa enfocándose en oportunidades para innovar», manifestó.

“Nuestra base de clientes está buscando una rápida devolución de efectivo sobre efectivo, que existe en el shale. Es más simple, tiene menor riesgo y genera efectivo de inmediato, mientras que la inversión en el extranjero requiere un horizonte de inversión más largo, es más caro durante la vida del proyecto, pero el tamaño del premio es mucho más grande», elucidó.

«La tecnología offshore puede llegar a ser económicamente más viable para poder atraer el gasto neto de capital de sus clientes a través de la seguridad, las mejoras en la eficiencia de perforación, la reducción de costos y el mejor tiempo para el primer petróleo para sus clientes, La innovación ha estado ocurriendo en la industria durante varios años, desde la recesión. Ha sido bastante saludable para la industria”, concluyó.

Las renovables en aumento

Hay una ironía inherente en ciertos esfuerzos para reducir las emisiones de combustibles fósiles al cambiar al gas natural, según el CEO de Siemens Oil & Gas, Arja Talakar.

«El gas es visto como una de las principales fuentes de energía. Es genial y es aún mejor si puede transportarse. No obstante, la producción de GNL es una actividad intensiva de CO2, debido a la fuga de metano, que va en contra de su principal punto de venta. Depende de la industria del petróleo y el gas reducir su propia huella de carbono, dijo Talakar.

La primera instalación de licuefacción, completamente eléctrica del mundo en Hammerfest, Noruega, suena como una solución de cuento de hadas. Esto podría deberse a que el gas natural que se obtiene de la planta de Hammerfest proviene, en parte, de un campo llamado Snow White (Snøhvit) en el Mar de Noruega.

«Es una planta de GNL donde, por primera vez, implementamos una solución de GNL completamente eléctrica. Ha sido un gran éxito, reduciendo enormemente la huella de CO2 y es uno de los primeros esfuerzos exitosos para pagar esto», expresó.

Talakar también anunció otra iniciativa de Siemens durante su charla: la escisión de empresa de gas y electricidad para dar lugar a una nueva entidad que resultará en la creación de 10 mil nuevos empleos en todo el mundo.

La nueva compañía absorberá la unidad de energía renovable de Siemens, SGRE, con lo que se busca reducir los costos en 2.5 mil millones de dólares para 2023.

Marinsa iniciará en junio perforación de primer pozo en campo Xikin

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En el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) que se celebra desde el lunes 6 de mayo hasta el día de hoy, Sergio Suárez Toriello, Director General de Estrategia de Marinsa , dio a conocer que, en junio, la empresa dará inicio a la perforación del primer pozo en el campo Xikin, uno de los 20 con los que el Gobierno Mexicano planea revertir la caída de la producción petrolera.

Durante dos años, Marinsa deberá encargarse de la preparación del campo para la producción de crudo, esto mediante un contrato ‘llave en mano’ que incluye la perforación de cuatro pozos, obtenido en un grupo donde ostenta el 50 por ciento, junto con Grupo R, poseedor del 30 por ciento y en el que el 20 por ciento restante será otorgado al que obtenga mejores índices de eficiencia.

Comentó que éste contrato implicó alrededor 4 mil 500 millones de pesos y se encuentran a la espera de que Pemex apruebe la ingeniería del primer pozo, con lo que podrían comenzar los trabajos respectivos en la primera o segunda semana de junio.

A la par, daría inicio el Plan Nacional de Hidrocarburos, establecido por Pemex para revertir la caída en la producción petrolera. La plataforma de perforación para desarrollar el proyecto será provista por Perforadora Central y la participación de empresas como Maren Energy, que aportará lo propio en el desarrollo del proyecto.

Gobierno de México declara desierta licitación de refinería; Pemex y Sener la construirán

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El presidente Andrés Manuel López Obrador anunció que se declara desierta la licitación para construir la refinería de Dos bocas, Tabasco, el motivo es que las empresas invitadas se pasaban del límite de los 8mmdd y rebasaban los tres años de ejecución. Por lo anterior, se decidió que Pemex y la Secretaría de Energía ejecuten el proyecto. Rocío Nahle, secretaría de Energía será la encargada de coordinar y promover el proyecto con el apoyo de Pemex y el Instituto Mexicano del Petróleo.

El presidente informó que la construcción inicia el 2 de junio y estará lista en el 2022, «me canso ganso» expresó. El ejecutivo declaró que tendrá el apoyo de los trabajadores mexicanos, «le vamos a dar contenido nacional» y se estima que se creen 100 mil empleos y costará 160 mil mdp. El mandatario afirmó que se tienen listos 50mmdp para iniciar la obra.

Trabajo conjunto

En conjunto la Secretaría de Energía y Petróleos Mexicanos, tras declarar desierto el proceso, se decidió modificar la estrategia de ejecución del Proyecto de la Nueva Refinería en Dos Bocas, Tabasco, indicó Nahle García.

La secretaria señaló que bajo la dirección de la SENER y PEMEX, esta estrategia de ejecución tendrá como objetivo beneficiar y maximizar la participación mexicana en el desarrollo de ingeniería, en la fabricación de equipos y en la utilización de la mano de obra especializada, lo que nos llevará a garantizar el mayor contenido nacional.

La encargada del ramo energético, agregó que como primer paso de la etapa de planeación del proyecto se ha conformado el equipo que desarrollará el proyecto y se ha convocado al personal de proyectos de Petróleos Mexicanos, del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), de la Procura Internacional de Pemex, de la Secretaría de Energía y de la Organización de Naciones Unidas.

La Secretaria Rocío Nahle enfatizó que las bases del proyecto de la Nueva Refinería estarán enfocadas en que el proyecto tendrá un plazo de ejecución de tres años, con una inversión máxima de 8 mil millones de dólares, se construirá con calidad y eficiencia cumpliendo con los estándares internacionales.

Asimismo explicó que la administración, coordinación y gerencia será realizada por personal del área de Proyectos de PEMEX, del IMP y de la SENER, además de que se mantendrá la ubicación del proyecto en el puerto de Dos Bocas, Tabasco, en los terrenos aledaños a la Terminal Marítima existente.

Finalmente la Secretaria de Energía, informó que la construcción de la Nueva Refinería de Dos Bocas, Tabasco, iniciará el 2 de junio y concluirá en mayo de 2022, con un costo de 160 mil millones de pesos.

 

Nueva refinería de 100 mil barriles sí: Ramses Pech

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La licitación lanzada por la Secretaría de Energía (Sener) para la construcción de la Refinería Dos Bocas, en Tabasco, se declaró desierta, dado que no se cumplieron los tiempos de 3 años y su monto estaba por encima de los 8 mil millones de dólares planteado en las bases de licitación, por tanto, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Secretaría de Energía (Sener) estarán a cargo del proyecto.
Al respecto, el Ingeniero Ramses Pech, analista de la industria energética aclaró que Technip no presentó propuesta, a diferencia de Worley Parsons-Jacobs, KBR y  Bechtel-Technito, quienes sí la presentaron pero no fue aprobada.
Explicó que el diseño planteado se posicionó como el penúltimo de más alto costo costo (alrededor de 14 mil millones de dólares), por una alta cantidad de procesos para obtener el porcentaje deseado de combustible: 340 mil barriles, para 50% de gasolina y 40% de diésel.
Sugirió que se lleve a cabo una refinería de 100 mil barriles, que implicaría un costo de, aproximadamente, 4 mil millones de dólares y tiempos no mayores a cinco años. Y reiteró la importancia de construir una nueva, debido a que no se sabe la vida útil adicional de las seis restantes, con base en su mantenimiento o su reconfiguración propuesta, además de que tampoco se conoce si el monto asignado cubrirá lo anterior e incrementará el volumen de combustibles por cada barril de entrada.
Señaló que se debería dar oportunidad a la iniciativa privada para poder realizar la inversión de refinerías entre 20 y 100 mil barriles en zonas estratégicas del país, esto para reducir la distancia entre el centro de almacenamiento y reparto a estaciones de servicio. Así, los privados asumirían el riesgo financiero y crearían una competencia en cuanto a costos de refinación, lo que daría lugar a mejores precios para el público.
Pemex e IMP estarán a cargo de la ingeniería, diseño y dirección de la obra de instalación y deberán realizar licitaciones independientes para cada etapa del proceso, mismas que deberán ser del tipo de asignación directa o invitación restringida a plazos recortados para  no parar el proceso, es decir, «una licitación para una refinería deberán realizar un “N” numero en forma pulverizada».
En torno a esto, Pech opinó que deberá haber una licitación única, de una empresa que construya la refinería con base en los requerimientos técnicos actuales. «Ahora debemos esperar en qué tiempo la tendrán construida. Recordemos que en Mexico no tenemos, actualmente, empresas que puedan realizar esta construcción, deber ser realizada fuera del país. La licitación cancelada incluía el todo y ahora deberá licitar cada paso del proceso», comentó.
Sostuvo que ahora la construcción dependerá de la velocidad y tiempos acortados de las licitaciones y de la contratación, esperando que todos cumplan con la solicitud de las bases que surjan.
Refinería de 100 mil barriles sí, momento de evaluar.
Debido a que empresas que fueron invitadas a participar en la licitación indicaron que con las bases técnicas y económicas solicitadas no puede realizarse, ahora es preciso evaluar, con este termómetro de mercado, para parar y determinar si hacerla de 340 o 100 mil. Según lo recomendó el analista.
Indicó que Pemex debería dedicarse a la posibilidad extraer hidrocarburos en superficie en aguas someras y terrestres, realizar alianzas con privados para extraer hidrocarburos en campos no convencionales. Afirmó que podemos mejorar la mezcla mexicana al tener crudo ligero y que el potencial de campos no convencionales puede llegar alrededor de 2 y 3 millones de barriles diarios, en un periodo no mayor a 8 años.
«EUA tiene una producción actual en campos no convencionales de alrededor de 8 millones de barriles diarios y 8 mil pozos no terminados que representan alrededor de 3 millones de barriles adicionales en espera de producción que podrán llegar a 12 millones en 3 años. Mexico debe sar este recurso y resulta urgente sacar nuevas licitaciones por parte de la CNH», finalizó.

Modificar la separación de CFE pondría en peligro la competencia: Cofece

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El 25 de marzo de 2019, la Secretaría de Energía (SENER) publicó el Acuerdo por el que se modifican los Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), publicados el 11 de enero de 2016 (Acuerdo), respecto al cual la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE o Comisión) emite una opinión al considerar que algunas de las modificaciones podrían poner en riesgo las condiciones de competencia y libre concurrencia en la industria eléctrica del país.

En enero de 2016, la SENER publicó los Términos para la estricta separación legal de la CFE (TESL) para cumplir con lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y la Ley de la Comisión Federal de Electricidad (LCFE). En estos definió la separación vertical entre cada uno de los eslabones de la cadena (Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización) y la separación horizontal de los activos de Generación de la CFE en seis empresas productivas subsidiarias.

Esta separación horizontal incentiva a las Empresas Subsidiarias de Generación (Gencos) de CFE a ser más eficientes y productivas, pues la dinámica de competencia entre ellas y otros generadores las motiva a utilizar tecnologías de generación que les permitan ofrecer electricidad al menor costo posible. A esto se agregan beneficios de transparencia en la gestión de recursos de las mismas, la promoción de la inversión y se disminuyen los incentivos para aplicar subsidios cruzados.

El Acuerdo de marzo de 2019 compromete la separación horizontal y vertical de CFE, lo que podría resultar contraproducente para la eficiencia de la industria eléctrica en su conjunto y, por lo tanto, perjudicial para los usuarios del servicio.

La integración legal, o incluso funcional, de las generadoras de CFE, como ahora lo permite el Acuerdo, podría propiciar la creación de una o pocas empresas de generación con poder de mercado. Esto comprometería la competencia en este eslabón debido a que: i) podría favorecer la aplicación de subsidios cruzados entre plantas dentro de una misma Genco que permitieran el sostenimiento de plantas menos eficientes, y ii) podría generar incentivos para actuar de manera anticompetitiva, restringiendo la capacidad disponible de electricidad en plantas más eficientes para lograr el despacho de plantas menos eficientes. Ambas acciones tienen como consecuencia el aumento de los costos de producción de electricidad, dañando a los usuarios del servicio.

Por otra parte, la separación vertical entre los eslabones de Distribución y Comercialización busca propiciar el acceso parejo a la red eléctrica de todos los participantes de la industria (principalmente los nuevos generadores) y fomentar la existencia de múltiples suministradores calificados de energía eléctrica, adicionales a la CFE, que ofrezcan a los grandes usuarios las mejores condiciones posibles en la contratación del servicio.

Comprometer la separación vertical, como lo permite el Acuerdo, podría: i) desincentivar a CFE para expandir la infraestructura de interconexión en el eslabón de Distribución con lo que se limitaría la entrada de nuevos suministradores calificados con posibilidad de competir en el eslabón de Comercialización y ii) afectar el acceso equitativo a las redes generales de Distribución para que terceros y las subsidiarias de CFE puedan participar en las mismas condiciones en la Generación y Comercialización.

Por lo anterior, la COFECE hace un llamado a la SENER y a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para asegurar el cumplimiento de la LIE y de la LCFE para establecer y vigilar los términos para la separación legal de los integrantes de la industria eléctrica. Asimismo, recomienda:

  • Que en caso de que la CFE reestructure la composición de activos de sus Gencos, mantenga algún grado de separación horizontal en el eslabón de Generación, así como la separación funcional de las empresas que participan en este segmento, conforme lo establecido en la LIE y la LCFE. Además de mantener la separación funcional de las empresas que realicen Generación, evitando intercambios de información privilegiada y empleados.
  • Que CFE mantenga la separación vertical entre los eslabones de Distribución y Comercialización en términos de lo establecido en la LIE y la LCFE.
  • Que la SENER y la CRE vigilen y aseguren la estricta separación de la CFE con base en las facultades que la LIE les otorga.
  • Que, tal como lo contemplaban los TESL, a dos años de la separación original se realice una auditoría independiente para verificar el cumplimiento de lo establecido y, posteriormente, cada cuatro años. Adicionalmente, en un ejercicio de transparencia y rendición de cuentas, evalúe sus efectos en el mercado eléctrico y en otros relacionados.

La COFECE coincide con el Gobierno Federal en la necesidad de ofrecer a los consumidores un servicio eléctrico a los menores precios posibles. Para ello, reitera su compromiso de colaborar durante esta etapa de transición de un mercado cerrado a uno competido con las autoridades y reguladores de este sector para favorecer la competencia en la industria eléctrica, en beneficio de los mexicanos.

 Consulta la opinió completa

Shell anuncia perforación en aguas profundas de México en OTC

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Durante una de las múltiples presentaciones que se han llevado a cabo en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), Martin Stauble, Vicepresidente de Exploración de Shell para Norteamérica, anunció que para finales del presente año, la Firma iniciará la perforación de su primer pozo en aguas profundas en México.

El proyecto forma parte de un paquete de inversiones por mil millones de dólares para el desarrollo de los 9 bloques obtenidos en las rondas petroleras organizadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Tras ganar nueve campos petroleros dentro de la cuarta licitación de la ronda 2 en México, la multinacional Shell cuenta con más oportunidades, por lo que busca generar un portafolio de áreas petroleras en operación en el Golfo de México durante 2026-2027, según lo indicó Ben Van Beurden, Director General de Royal Dutch Shell.

Chevron, DOE, Equinor Technology y Saudi Aramco buscan asociaciones y colaboraciones exitosas en OTC

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Houston, TX - OTC 2019 - Speakers and attendees during the Networking Event: Supplier Diversity: Bold Intentional Growth for Offshore Technology at the Offshore Technology Conference here today, Tuesday May 7, 2019. The OTC hosts the meeting at the NRG Park which has over 60,000 attendees from around the world to see the latest technology in the energy industry and the conference is celebrating it's 50th anniversary. Photo by © OTC/Todd Buchanan 2019 Contact Info: [email protected] Keywords: Networking Event: Supplier Diversity: Bold Intentional Growth for Offshore Technology

En el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), empresas como Chevron, DOE, Equinor y Saudi Aramco hablaron de la importancia de establecer sociedades sólidas y productivas con otros miembros de la industria para un desarrollo conjunto que abra nuevas y mejores oportunidades para todo el sector.

Chevron plantea estrategias para asociaciones exitosas

El desarrollo de líderes y una cultura de seguridad y aprendizaje han ayudado a la colaboración. Con operaciones offshore en el Golfo de México, EE. UU., Australia Occidental, África Occidental y el Mar del Norte, Chevron depende en gran medida de su gama de asociaciones para producir y entregar petróleo y gas en todo el mundo.

Entre las asociaciones más exitosas de la compañía en aguas profundas se encuentra su proyecto Gorgon, en Australia Occidental, una empresa conjunta con las filiales australianas de ExxonMobil, Shell, Osaka Gas, Tokyo Gas y JERA. Gorgona es un proyecto de GNL con una producción de 73.6 MMcm/d, según ha detallado Chevron.

El Presidente de Chevron Project Resources, Joe Gregory, discutió estrategias para permitir asociaciones y colaboraciones exitosas e identificó tres elementos críticos: las personas en el proyecto, las fuertes relaciones entre el equipo y la confianza entre miembros. Asimismo, destacó la importancia de que los líderes de una asociación establezcan las bases de una sólida cultura de aprendizaje y seguridad.

«Tenemos que encontrar una manera de traer algo de ciencia operacional y un nivel diferente de enfoque al trabajo «, dijo Gregory. Y explicó que, en ocasiones, las empresas se centran en lo que quieren construir y no ponen suficiente atención exactamente en cómo se va a hacer.

Agregó que para que el offshore siga siendo competitivo con desarrollos de menor costo, necesita lograr una ejecución predecible de proyectos más competitivos.

“Al optimizar el flujo de efectivo y tomar mejores decisiones en conjunto, se van a crear más oportunidades para todos, tal vez no siempre en cuanto a costos, pero sí en otras partes del negocio que darán lugar a oportunidades y creación de valor”, concluyó.

DOE continúa la búsqueda de socios de la industria

Si bien el Departamento de Energía (DOE, por sus siglas en inglés) no tiene el beneficio de fondos de investigación ilimitados, el Subsecretario Adjunto, Shawn Bennett, dijo que la agencia federal será estratégica, ya que continúa buscando asociaciones con líderes de petróleo y gas para mejorar la tecnología en la industria.

Durante la sesión «DOE Petróleo y gas: Cómo abordar los desafíos de la tecnología y el mercado», en el marco de la OTC, Bennett ofreció aliento y apoyo a la industria offshore en un momento de incertidumbre sobre los combustibles fósiles. Dijo que el DOE está detrás de la industria offshore y en busca de proyectos de investigación viables.

«Queremos ver qué preguntas hay que responder para la industria en general, trabajar en ellas y qué podemos encajar en nuestro nicho. Nos hemos centrado en el aumento de la recuperación final y la eficiencia operativa segura y sostenible «, puntualizó.

Retomó el programa de hidratos de gas y el anuncio del mes pasado del financiamiento para tecnología avanzada de sistemas submarinos, como prueba de que el Departamento está detrás de la investigación offshore.

Bajo la premisa de que la tecnología de sistemas submarinos mejorará la eficiencia y mejorará las capacidades de recuperación avanzada de petróleo y pozos marinos, el DOE proporcionará hasta 15 millones d dólares para el proyecto.

Comentó que el proyecto se ejecutará en dos fases. La fase 1 se centrará en el concepto de grupo, la validación de herramientas, tecnologías y procesos en un laboratorio o entorno analógico de campo. La Fase 2 hará avanzar el proyecto con una demostración de prototipo a gran escala que se espera persuadirá a los interesados ​​para que continúen desarrollando la tecnología y la comercialización del proyecto.

Equinor Technology Ventures y Saudi Aramco Energy Ventures invierten en compañía de BaaS

Data Gumbo Corp., una compañía de tecnología, con sede en Houston, que ha desarrollado una plataforma Blockchain-as-a-Service (BaaS) para agilizar la gestión inteligente de contratos para clientes industriales, ha completado una ronda de financiación de acciones Serie A de 6 millones de dólares, codirigida por Saudi Aramco Energy Ventures y Equinor Technology Ventures, el principal operador de energía de Noruega.

El nuevo capital de Data Gumbo se usará para expandir la red de blockchain comercial de la compañía, además de aumentar los equipos técnicos, de ventas y marketing en su sede y oficina en Stavanger, Noruega. Esta ronda de la Serie A lleva la financiación total de Data Gumbo a 9.3 millones de dólares.

Golfo de México es tema destacado en OTC

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En el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) que se lleva a cabo en Houston, Texas, se sostuvieron importantes conversaciones en torno a importantes actividades en aguas del Golfo de México.

Se hizo referencia especial a que la actividad en aguas profundas en la zona perteneciente a los Estados Unidos mostró signos de crecimiento en 2018, en medio del bullicio de la manía de esquisto. La mayoría de las etapas del ciclo de vida de perforación mostraron signos positivos, desde las ventas de arrendamientos hasta las métricas de perforación.

Shell fue el principal impulsor del cambio, a pesar de que varias compañías han demostrado un compromiso con su estrategia de radio y comunicación. La eficiencia de perforación entre 2014 y 2018 también aumentó como resultado de campañas de perforación mejor planificadas. En 2017, el número de salientes en profundidades de agua de más de 305 m (1.000 pies) descendió por debajo de 100. Sin embargo, en 2018 este número aumentó a 130, lo que representó un el mayor aumento interanual, del 31%, desde 2012.

Solo Shell acumuló 42 de estos pozos, seguida por BP, Chevron y Anadarko. En 2014 y en los años siguientes, la industria experimentó una menor actividad y un enfoque estricto en la reducción de costos, lo que resultó en una perforación más eficiente. Los datos de la Oficina de Gestión de Energía del Océano (BOEM) sugieren una clara tendencia en el aumento de la eficiencia.

Los programas de perforación más eficientes son mostrados por los operadores más activos, que muestran una relación entre la cantidad de pozos perforados y la eficiencia de las operaciones de perforación. El perforador más eficiente en 2018 fue BP, seguido de cerca por Anadarko, que logró velocidades de perforación percibidas muy por encima de 183 m (600 pies) por día.

En la actualidad, solo 16 operadores están perforando pozos de forma activa: un mínimo de 20 años, excluyendo el año atípico de 2011. Esto es casi la mitad de lo que se vio a principios del milenio. Con menos operadores y mayor eficiencia, debido al aumento de perforaciones por operador, Rystad considera que la velocidad general de perforación también ha incrementado. Esto elevado la eficiencia un 65% en comparación con 2014. El estilo disciplinado de perforación eficiente, junto con la estrategia de radios y ejes, ha impulsado la popularidad en ventas de arrendamientos entre los operadores del GoM.

BP aprueba la fase 2 de expansión de Thunder Horse South

BP ha aprobado el desarrollo de la segunda fase del proyecto de expansión de Thunder Horse South, en las aguas profundas del Golfo de México (GoM). El proyecto impulsará aún más la producción en uno de los campos petroleros más grandes en el GoM y marcará la última gran inversión de BP en la región costa afuera de los EE. UU.

Se espera que el proyecto agregue un estimado de 50,000 boe /d de producción en su punto máximo en la plataforma Thunder Horse existente, con el primer petróleo previsto para 2021. Este proyecto principal aguas arriba agregará dos nuevas unidades de producción submarina, aproximadamente 3,2 km (2 millas) al sur de la plataforma Thunder Horse existente, con dos nuevos pozos de producción agregados en el corto plazo.

Eventualmente, se perforarán ocho pozos como parte del desarrollo general. En los últimos cinco años, la producción neta de BP en el Golfo de México ha aumentado más del 60%, pasando de menos de 200,000 boe /d en 2013 a más de 300,000 boe /d en la actualidad. BP anticipa que su producción en la región crecerá a cerca de 400,000 boe /d hasta mediados de la próxima década.

Bolivia y Argentina consolidan cooperación en sector hidrocarburífero

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Bolivia y Argentina consolidaron la cooperación en el sector hidrocarburífero con la firma de dos acuerdos estratégicos en Santa Cruz para desarrollar proyectos de exploración y producción (Upstream), y de refinación y comercialización (Downstream).

 

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el Ministerio de Hidrocarburos boliviano y la argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) suscribieron los documentos, reveló un boletín institucional.

El primer acuerdo establece que YPF de Buenos Aires e YPFB realizarán la evaluación técnica de la Cuenca Madre de Dios, elaborarán un plan y esquemas de trabajo para focalizar sus esfuerzos en la exploración de esa zona que abarca los departamentos bolivianos de La Paz, Beni y Pando.

Asimismo, YPFB evaluará oportunidades de inversión en campos petrolíferos operados por la empresa argentina a través de contratos, formación de asociaciones y compra de participación.

El segundo convenio expresa el interés de ambas compañías de ser socios en activos para mejorar el abastecimiento de hidrocarburos en Bolivia y generar precios competitivos con la importación de productos terminados, entre otros beneficios.

IIoT, tecnología y ciencia operacional, protagonistas en la OTC

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Houston, TX - OTC 2019 - Attendees during the General Views at the Offshore Technology Conference here today, Tuesday May 7, 2019. The OTC hosts the meeting at the NRG Park which has over 60,000 attendees from around the world to see the latest technology in the energy industry and the conference is celebrating its 50th anniversary. Photo by © OTC/Scott Morgan 2019 Contact Info: [email protected] Keywords: General Views

El Internet de las Cosas Industrial, la ciencia operacional y nuevas tecnologías protagonizan la Offshore Technology Conference en favor de proyectos, inversiones y asociaciones que favorecen el desarrollo del sector.

IIoT para Monitoreo y Diagnóstico Remotos

Las nuevas tecnologías permiten el despliegue rápido de capacidades de monitoreo remoto. Los motores de turbina de gas de Vericor ahora se utilizan en configuraciones móviles montadas en remolques, como la fracturación hidráulica. Esta utilización requiere un ciclo de funcionamiento cíclico de baja velocidad y alto par, que difiere del ciclo de generación de energía por el cual se sabe que sobresalen las turbinas de gas.

Por lo tanto, es imperativo que el fabricante del equipo original entienda completamente cómo funcionan sus motores cuando se operan a través de este tipo de ciclo. Los sistemas de monitoreo remoto heredados de Vericor son típicos de los que se usan en las plantas de energía donde la infraestructura de red se encuentra dentro de las instalaciones donde se instala el motor.

El mismo tipo de sistema no se puede utilizar en aplicaciones móviles debido a la necesidad de dispositivos de factor de forma pequeños adecuados para entornos difíciles. Inicialmente, el enfoque consistía en desarrollar una solución basada en la conocida tecnología SCADA. A medida que se investigaban diferentes soluciones SCADA, se hizo evidente la introducción del Internet Industrial de las Cosas (IIoT).

La aparición del IIoT ha hecho que las tecnologías estén disponibles para desarrollar y desplegar rápidamente un paquete de monitoreo remoto viable. Una de las características principales del IIoT es el uso de la computación en la nube para el almacenamiento, análisis y visualización de datos. Vericor se ha asociado con Microsoft para implementar una plataforma basada en la nube para servicios de monitoreo remoto.

Dentro de la nube de Microsoft Azure, los datos del campo se almacenan y se sirven en una interfaz de navegador web o aplicación móvil. Los usuarios interactúan con los datos del motor a través de paneles, tendencias y otras visualizaciones. La nube también alberga un gemelo digital de cada motor que determina el rendimiento en tiempo real.

El análisis predictivo se utiliza con la tendencia de rendimiento para ayudar a determinar los intervalos de mantenimiento. Un sistema de alerta envía notificaciones a través de SMS, correo electrónico o una aplicación móvil cada vez que se detectan ciertas fallas críticas o si el gemelo digital identifica una tendencia anormal en el rendimiento del motor.

Redefiniendo el rendimiento de CT BOP

El derrame de petróleo en el Golfo de México en 2010 fue un desastre que dio lugar a 5,180 kilómetros cuadrados de contaminación y una millonaria compensación masiva. Fue una advertencia para los fabricantes de equipos de control de pozos en materia de seguridad, confiabilidad y rendimiento del producto.

Los BOP de tubería flexible (CT) son clave para el control de pozos. Funcionan como la última protección para evitar el flujo incontrolado de líquidos y gases durante las operaciones, al tener la capacidad de cortar el CT y sellar el pozo simultáneamente en caso de cualquier problema durante las operaciones.

La activación de los resbalones evita que el TC caiga en el pozo, mientras que el pistón cortante troza el tubo, asegurando que éste permanezca en el BOP hasta que se puedan alterar las operaciones. Como la ubicación del trabajo y las condiciones de trabajo cambian todo el tiempo, los ingenieros de I+D de Jereh encontraron una manera de mejorar la eficiencia de su rendimiento.

La fuerza que nace de la cuchilla de corte cambia de una manera complicada, eso es lo que los ingenieros han estudiado y mejorado. En la actualidad, el esfuerzo cortante se calcula basándose en la mecánica del material. Sin embargo, las personas no toman en consideración factores tales como la estructura de la cuchilla de corte, el espacio de la cuchilla, la velocidad de corte, la fricción y la deformación de la sección de corte.

Por lo tanto, la mecánica de los materiales no puede reflejar la naturaleza de la deformación durante el proceso de corte. Para reducir la fuerza de corte, los ingenieros de Jereh, a través de un análisis, cálculo y verificación exhaustivos, actualizaron la cuchilla de borde completo a una estructura incrustada para permitir que se escudriñara el CT utilizando solo un 75% de fuerza de corte.

Cada cuchilla es capaz de cizallar continuamente 40 veces, lo que mejora considerablemente el rendimiento del ariete. El pistón de deslizamiento es tan importante como el pistón de corte, que sirve para agarrar y sostener el CT mediante el bloqueo hidráulico de los dientes de corte en el tubo para evitar el deslizamiento.

Dado que el CT se dañará en cierta medida cuando los dientes se enganchen en el tubo, mejorar la capacidad del pistón deslizante al minimizar el daño del CT es otro desafío para los ingenieros. El ángulo de agarre del deslizamiento, la altura, el intervalo y el tratamiento térmico afectan el rendimiento del pistón deslizante en diferentes grados.

Mediante el cálculo y la verificación del diseño combinado, se concluye que los dientes con ángulo obtuso pueden mantener efectivamente la TC con el mínimo daño a la TC y reducen la concentración de estrés durante el tratamiento térmico para evitar la rotura de los dientes. Otra vez usando el 2-in. CT (CT110, 0.204 in.) Como ejemplo, la capacidad de carga del ram de deslizamiento después de la optimización es de 70.2 toneladas.

Schlumberger introduce el servicio IriSphere lookahead-while-drill en OTC.

El nuevo servicio proporciona la primera aplicación en la industria de tecnología electromagnética (EM) para detectar características de formación antes de la perforación en pozos de petróleo y gas. Utiliza mediciones de resistividad basadas en EM a más de 30 m (100 pies) por delante de la barrena de perforación, que luego se comparan con un modelo preparado que incorpora compensación y otros datos para revelar una representación real de la formación en el rango descendente durante la perforación.

Esto permitirá a los operadores tomar decisiones proactivas en lugar de reaccionar a las mediciones en o detrás de la broca mientras perforan pozos. Se realizaron más de 25 pruebas de campo con el servicio IriSphere en Asia, Australia, América Latina y Europa. Estos ensayos incluyeron la detección exitosa de reservorios y límites de sal, la identificación de capas finas y la eliminación de peligros de perforación, como formaciones de alta presión que pueden llevar a problemas de estabilidad del pozo.

En la costa occidental de Australia, un cliente usó el servicio IriSphere en una parte no explorada de un campo para detectar el reservorio 19 m (62 ft) delante de la broca mientras perfora y determina que el grosor del reservorio sea de 25 m (82 ft). Esto evitó la necesidad de perforar un orificio piloto, y las operaciones de extracción de núcleos posteriores se optimizaron en base a los datos adquiridos mientras se miraba hacia adelante a la broca.