Según el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNH), la producción nacional de hidrocarburos líquidos en junio de 2024 promedió 1,840 miles de barriles diarios (Mbd), un poco por debajo del promedio del año de 1,854 Mbd. En detalle, la producción de petróleo alcanzó 1,571 Mbd en junio, frente a un promedio anual de 1,581 Mbd. El condensado tuvo una producción de 269 Mbd en junio, comparado con el promedio de 273 Mbd para 2024.
Producción por Operador:
Pemex y Exploración y Producción: 1,735 Mbd, representando el 95% del total. De esta cifra, 177 asignaciones produjeron 1,661 Mbd, y se registró una migración con 84 Mbd.
Otros Operadores: 95 Mbd, correspondiente al 5% de la producción total. Esto incluyó 4 migraciones con 21 Mbd, 2 farmouts con 9 Mbd, y 8 rondas con 64 Mbd.
Petronas, Enilive y Euglena han decidido construir una biorrefinería en el Complejo Integrado Pengerang (PIC) en Johor, Malasia. La planta, que comenzará su operación en la segunda mitad de 2028, producirá combustible de aviación sostenible (SAF), diésel renovable y aceite vegetal hidrogenado (HVO). La construcción iniciará en el cuarto trimestre de este año, y la biorrefinería procesará aproximadamente 650,000 toneladas anuales de materias primas como aceites vegetales usados, grasas animales y otras biomasas.
Ubicada dentro del PIC, la biorrefinería se beneficiará de las instalaciones integradas de Petronas, lo que optimiza el acceso a materias primas y rutas de navegación internacionales. Equipada con la tecnología Ecofining™ de última generación, desarrollada por Eni en cooperación con Honeywell UOP, la planta ofrecerá flexibilidad en el procesamiento de materias primas y productos.
Ahmad Adly Alias, vicepresidente de refinación, comercialización y marketing de Petronas, destacó que el proyecto fortalecerá la posición de la empresa en la cadena de valor de biocombustibles y apoyará su meta de cero emisiones netas de carbono para 2050. Por su parte, Stefano Ballista, director ejecutivo de Enilive, afirmó el compromiso de alcanzar una capacidad de biorrefinería de más de 5 millones de toneladas anuales para 2030. Mitsuru Izumo, presidente de Euglena, resaltó que el proyecto contribuirá a una sociedad neutra en carbono y responderá a la creciente demanda de biocombustibles en la región ASEAN.
Esta biorrefinería es un paso importante hacia la reducción de la huella de carbono y el desarrollo de un ecosistema sostenible de biocombustibles, alineándose con los objetivos de sostenibilidad de las empresas involucradas.
TotalEnergies anunció su retirada de los bloques offshore 11B/12B y 5/6/7 en Sudáfrica. Esta decisión sigue a la retirada de su socio CNRI del Bloque 11B/12B. En este bloque, ubicado frente a la costa sur de Sudáfrica, la filial TotalEnergies EP South Africa posee una participación del 45%.
TotalEnergies había entrado en el Bloque 11B/12B en 2013, realizando dos descubrimientos de gas, Brulpadda y Luiperd. Sin embargo, estos descubrimientos no pudieron convertirse en un desarrollo comercial viable debido a las dificultades para desarrollar y monetizar económicamente el gas en el mercado sudafricano.
Además, TotalEnergies ha decidido salir del bloque de exploración offshore 5/6/7, donde actualmente posee una participación del 40%.
Shell y ExxonMobil anunciaron la venta de varios activos de gas offshore en el Mar del Norte del Reino Unido a Viaro Energy, una compañía con sede en Londres. El acuerdo incluye 11 campos de gas y un prospecto de exploración en la cuenca sur del mar, además del Terminal Bacton en tierra.
El acuerdo, que se espera que se cierre en 2025, no ha revelado los términos financieros. Los activos, actualmente operados a través de la empresa conjunta Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), producen alrededor de 28,000 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representa aproximadamente el 5% de la producción total de gas del Reino Unido en 2023.
Viaro Energy, que ya tiene participación en 65 campos en el Mar del Norte del Reino Unido y los Países Bajos, considera la transacción una «inversión a largo plazo valiosa». El CEO de Viaro, Francesco Mazzagatti, destacó que el portafolio del sur del Mar del Norte no solo es crucial para la producción y seguridad energética del Reino Unido, sino que también tiene un potencial estratégico importante para la transición energética, con posibilidades para sinergias de parques eólicos, electrificación de activos upstream, captura de carbono y suministro de hidrógeno.
Por su parte, Shell decidió deshacerse de estos activos como parte de su estrategia para construir un portafolio upstream más resiliente y simplificado, aunque seguirá manteniendo una presencia significativa en las áreas central y norte del Mar del Norte.
Colombia está fortaleciendo su plan para importar gas desde Venezuela, en un contexto de incertidumbre política y económica. El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, destacó que el país está desarrollando estrategias para asegurar el abastecimiento de gas tanto desde Venezuela como del Piedemonte Llanero.
Ecopetrol, por su parte, presentó su hoja de ruta para los próximos diez años, proyectando la importación de gas venezolano para cubrir un déficit previsto de 80 Gbtud para 2025. La empresa estatal colombiana estima que 61 Gbtud pueden provenir de gas local, mientras que la importación podría alcanzar hasta 100 Gbtud desde Venezuela, con un aumento progresivo de entre 30 y 50 millones de pies cúbicos diarios. Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, indicó que se están llevando a cabo trabajos de restauración del oleoducto binacional junto con PDVSA y Cenit, y anticipó la posible importación de hasta 150 millones de pies cúbicos en dos años.
No obstante, uno de los principales obstáculos es el gasoducto de 224 kilómetros que conecta a ambos países y que se encuentra deteriorado e inactivo. Luz Stella Murgas, directora del grupo industrial Naturgas, subrayó la urgencia de reparar el ducto y mencionó una investigación en curso por la desaparición de varios tramos del mismo.
En el contexto actual, la demanda de gas podría superar la oferta para 2028. El presidente Gustavo Petro ha prometido reducir gradualmente la producción de combustibles fósiles y suspender nuevas licencias de exploración. El año pasado, Colombia experimentó un aumento significativo en las importaciones de gas natural licuado (GNL) debido al fenómeno de El Niño, con un incremento del 2.506,1% en comparación con 2022. Luz Stella Murgas explicó que el consumo de gas importado ha aumentado de 20 mpcd a 190 mpcd en los últimos meses debido a la mayor demanda para generación de energía. Julio César Vera, presidente de Xua Energy, agregó que las mayores importaciones de gas están destinadas a cubrir la demanda de generación térmica en respuesta a la situación actual.
Morena aceleró el proceso de extinción de siete órganos autónomos y entes reguladores al presentar un predictamen que ya circula en la Cámara de Diputados. La propuesta incluye la eliminación de la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), el Instituto Federal de Telecomunicaciones (IFT), el Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (Inai), el Consejo Nacional de Evaluación de Política de Desarrollo Social (Coneval), así como la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Comisión Nacional para la Mejora Continua de la Educación (Mejoredu).
El predictamen justifica estas acciones bajo el argumento de racionalizar los recursos públicos, promover la austeridad y evitar la duplicidad de funciones, con el fin de erradicar las desigualdades sociales. Según el documento, los órganos autónomos carecen de legitimidad democrática y no han contribuido a una verdadera descentralización, sino más bien a una desconcentración administrativa.
La propuesta sostiene que la CRE, por ejemplo, ha otorgado permisos de generación eléctrica a particulares de manera desordenada, lo que ha puesto en riesgo las redes de transmisión y el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Con la reforma, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) asumiría el establecimiento de tarifas eléctricas y la Secretaría de Energía (Sener) las demás funciones de la CRE.
Desde su creación y hasta 2024, a estos organismos se les ha asignado un total de 32 mil 313 millones 546 mil 205 pesos, con un aumento anual en sus presupuestos. Las economías generadas por la extinción de estos entes públicos se destinarían al Fondo de Pensiones para el Bienestar.
El predictamen también asegura que la extinción de estos órganos no contraviene las obligaciones de México establecidas en el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), garantizando la libre competencia en los sectores de radiodifusión y telecomunicaciones.
En caso de aprobarse el predictamen, las atribuciones de los entes eliminados se repartirían entre diversas secretarías. La Cofece sería absorbida por la Secretaría de Economía, el IFT por la Secretaría de Infraestructura, Comunicaciones y Transportes (SICT), y las funciones del Inai se distribuirían entre distintos entes públicos y la Función Pública. Los recursos materiales y sistemas electrónicos de los entes extintos pasarían a formar parte de las dependencias del Ejecutivo Federal o al Instituto Nacional de Estadística y Geografía, según corresponda.
Finalmente, los comisionados y titulares de estos órganos autónomos y reguladores concluirán sus funciones al entrar en vigor la legislación correspondiente.
El gobierno de España autorizó la construcción de casi 300 proyectos de energía renovable con una capacidad total de más de 28 gigavatios, según anunció el lunes el Ministerio para la Transición Ecológica. Esta iniciativa, que supone una inversión conjunta de más de 17 mil millones de euros (18 mil 400 millones de dólares), está destinada a ayudar al país a cumplir sus ambiciosos objetivos en materia de energías verdes.
Los proyectos comprenden principalmente centrales fotovoltaicas, así como 43 parques eólicos y una central hidroeléctrica. Con estas nuevas instalaciones, España pretende aprovechar sus parajes ventosos y soleados y sus ríos caudalosos para aumentar el porcentaje de electricidad generada a partir de fuentes renovables hasta el 81 por ciento del total en 2030, frente al 50 por ciento actual.
Este esfuerzo forma parte de un plan más amplio del gobierno español para liderar la transición energética en Europa y reducir las emisiones de carbono, promoviendo un desarrollo sostenible y respetuoso con el medio ambiente.
En Endress+Hauser Group por más de 70 años hemos venido cultivando estrechas relaciones con clientes de la industria alimenticia. Hoy tenemos un gran reto que es la crisis climática, principalmente las empresas globales están trabajando en esta iniciativa de un mundo más sustentable.
Es por este motivo que hacemos un uso prudente de los recursos naturales; prestamos apoyo a la educación y la investigación. Apostamos por soluciones para el futuro que permitan un desarrollo sostenible para todos.
Disminuya la pérdida de materias primas, agua y energía en su proceso clean-in-place (CIP)
El proceso CIP se puede optimizar de muchas formas. Los nuevos equipos que hemos desarrollado nos permiten hacer pequeños cambios pueden tener un gran impacto económico y sustentable.
Una de las principales tendencias en la industria alimentaria es el uso de mediciones en línea del proceso para controlar la temperatura de limpieza, el caudal y la concentración de detergente. Para optimizar los sistemas CIP y por lo tanto, ahorrar materias primas, agua y energía. Dependiendo del producto (leche, cerveza, jugos, etc) se recomienda instalar sistemas ópticos para detectar cambios de fase rápidos en la línea de retorno. Se utilizan mediciones de la concentración para detectar el grado de contaminación de los líquidos.
Un sistema CIP requiere grandes cantidades de agua, productos químicos y energía. Se estima que las plantas de alimentos y bebidas dedican aproximadamente un 15-20 % del tiempo durante el día a procesos de limpieza. El consumo de energía varía en función del segmento de la industria (lácteos, fabricación de cerveza, Jugos, etc.) y el proceso. La media de una empresa utiliza en torno a un 10 % de su energía en sistema CIP. Asimismo, el proceso CIP promedio para cumplir las normas de higiene suele suponer más del 15 % del consumo total de agua de una empresa.
Los productores de alimentos y bebidas suelen utilizar un sistema de limpieza de base a recetas y tiempos. En vista de la escasez de recursos actual y el aumento de los costos, es el momento perfecto para analizar más de cerca el sistema CIP e implementar medidas de optimización. Las mediciones en línea del proceso ayudan a los productores alimentarios a cambiar de sistemas de monitorización de base temporal a otros en tiempo real. Estos sistemas garantizan la máxima eficiencia de limpieza, así como menores costos operativos y pérdidas.
El proceso CIP
El proceso CIP requiere un gran número de mediciones en línea del proceso para controlar, monitorizar y optimizar todo el proceso de limpieza.
Los instrumentos de proceso en línea garantizan unos resultados de limpieza satisfactorios con un uso óptimo de los recursos.
Optimice la separación de fases
De las estimaciones a las decisiones basadas en datos
Sepa exactamente lo que contiene la línea y olvídese de las estimaciones. Los sensores de transición innovadores determinan cuándo finaliza cada fase de un ciclo CIP y cuándo debería empezar la siguiente, lo que reduce la pérdida de producto y el riesgo de que se produzcan mezclas cruzadas de los productos.
Se pueden instalar instrumentos ópticos para aumentar el control sobre la separación de fases. Un tiempo de reacción breve y los datos en tiempo real le permiten ahorrar, ya que reducen el consumo de agua o productos químicos y minimizan la pérdida de producto.
Obtenga un ahorro de costes del 30 % garantizando la dosificación correcta de detergentes y la eficiencia de la separación de fases gracias a las mediciones ópticas de Endress+Hauser.
Producto de monitorización de adherencias seleccionado
El Liquitrend QMW43 de Endress+Hauser se ha desarrollado para que los clientes puedan garantizar la seguridad del producto, mejorar la calidad y aumentar la disponibilidad de planta.
Monitorización continua de las adherencias
Equipo compacto para la medición continua del grosor de las adherencias y la conductividad.
Nuestro instrumento multiparámetro monitoriza e indica con exactitud el grosor del biofilm que se produce durante la producción. Un análisis de HACCP muestra dónde se debería colocar el sensor. A continuación, el sensor muestra el momento exacto en el que se debe limpiar en función del nivel de adherencia (grosor). Posteriormente, indica la eficiencia del proceso CIP que se está ejecutando.
Occidental Petroleum (OXY) anunció la venta de ciertos activos del Delaware Basin en Texas y Nuevo México a Permian Resources (PR) por aproximadamente 818 millones de dólares. Esta transacción forma parte de la estrategia de Occidental para reducir su deuda, que actualmente supera los 18 mil millones de dólares.
La venta incluye 29,500 acres netos en el Barilla Draw Field del Permian Basin, lo que podría aumentar la producción neta combinada de Permian Resources en 15,000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) para el cuarto trimestre de 2024. La transacción está programada para cerrarse en el tercer trimestre de 2024.
Occidental también planea desinvertir activos por un valor de 152 millones de dólares adicionales, alcanzando un total de 970 millones de dólares en desinversiones anunciadas o cerradas este año. Esta venta es parte de un plan más amplio de Occidental para vender hasta 6 mil millones de dólares en activos dentro de los 18 meses posteriores al cierre de su adquisición de CrownRock por 12 mil millones de dólares.
Permian Resources, que adquirió Earthstone Energy por 4.5 mil millones de dólares el año pasado, verá en esta transacción su mayor adquisición desde entonces. Los resultados del segundo trimestre de Permian Resources se publicarán el 6 de agosto, mientras que Occidental anunciará sus resultados el 8 de agosto.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la modificación del Plan de Exploración presentado por Eni México, S. de R.L. de C.V. para el Contrato CNH-R02-L04-AP-CS-G05/2018. Este contrato, que opera bajo la modalidad de Licencia, se extiende por un Área Contractual en aguas profundas del Golfo de México, frente al estado de Veracruz, con una superficie total de 1,921.93 kilómetros cuadrados. De esta área, Eni México está en proceso de renunciar parcialmente a 1,502.55 kilómetros cuadrados, conservando 419.37 kilómetros cuadrados.
La modificación responde a cambios técnicos derivados de la perforación del pozo exploratorio Tlazotli-1EXP. El objetivo es evaluar el potencial petrolero y identificar prospectos dentro del área contractual a través de la adquisición y procesamiento de datos geofísicos, la realización de un Estudio Electromagnético (100 kilómetros cuadrados) y dos estudios exploratorios en el Escenario Base. En el Escenario Contingente, se añadirán dos estudios adicionales que integrarán datos geoquímicos y de geopresiones para optimizar la eficiencia del sello. Las actividades se desarrollarán entre agosto de 2024 y marzo de 2026, con una inversión estimada de 12.44 millones de dólares en el Escenario Base y hasta 15.17 millones en el Escenario Contingente.
Es relevante mencionar que Eni México no ha presentado una estimación de recursos prospectivos, ya que la modificación no contempla la perforación de nuevos pozos durante esta fase de ampliación del periodo de exploración.
