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En el mundo de alta presión de la industria petrolera, pocas máquinas trabajan más duro que las bombas de lodos. Y aunque puedan parecer robustas por fuera, incluso los equipos más robustos necesitan un cuidado adecuado para evitar averías que cuestan tiempo, dinero y seguridad. Ignorar el mantenimiento es una de las maneras más rápidas de acortar la vida útil de su bomba y aumentar sus costos a largo plazo. Estos son los problemas que pueden surgir cuando el mantenimiento no se realiza: 1. Falla prematura de engranajes Los engranajes son vitales para la transmisión de potencia dentro de la bomba. Una lubricación deficiente, la falta de inspecciones o una viscosidad incorrecta del aceite pueden provocar su desgaste prematuro, lo que resulta en reparaciones costosas y tiempos de inactividad innecesarios. 2. Desalineación de la cruceta Si la cruceta no está correctamente alineada, puede causar vibraciones, dañar los componentes internos y desgastar el vástago del pistón más rápido de lo esperado. Esto suele deberse a un montaje deficiente o a la falta de revisiones periódicas. 3. Oscilación del cigüeñal Un cigüeñal que se mueve de forma irregular provoca vibraciones y tensiones en todo el sistema. A menudo relacionado con materiales de mala calidad o falta de cuidado preventivo, puede provocar la falla total de la bomba. 4. Control de calidad inconsistente Muchos operadores reportan inconsistencias incluso dentro del mismo lote de bombas, desde piezas desalineadas hasta engranajes mal cortados. Sin una inspección y pruebas exhaustivas, estas fallas pueden pasar desapercibidas hasta que sea demasiado tarde. 5. Deficiencias en el mantenimiento Desde filtros de aceite obstruidos hasta cambios de aceite atrasados ​​y desgaste de pistones ignorado, pequeños descuidos en el mantenimiento rutinario se convierten en grandes problemas. Muchos equipos omiten estos pasos debido a presupuestos ajustados o falta de capacitación. 6. El verdadero costo de la negligencia Los reemplazos frecuentes de piezas, las reparaciones de emergencia y el tiempo de inactividad a menudo encarecen el proceso a largo plazo en comparación con invertir en un mantenimiento adecuado o en una unidad de mayor calidad desde el principio. Anticiparse al mantenimiento no solo es una buena práctica , sino también una estrategia para ahorrar costos. Si su bomba de lodo muestra signos de desgaste, no espere a que falle. Programe la revisión ahora y mantenga sus operaciones funcionando sin interrupciones. Detecte problemas a tiempo: proteja su bomba de lodo de fallas costosas

Estados Unidos se mantuvo como el principal exportador mundial de gas natural licuado (GNL) en 2024 , con un promedio de 11.900 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d), según la EIA. A pesar de este liderazgo, las exportaciones se mantuvieron estables en comparación con 2023 debido a interrupciones imprevistas y una expansión limitada de la capacidad. Europa sigue siendo un mercado clave, pero la demanda disminuyó Europa (incluida Turquía ) recibió el 53 % de las exportaciones estadounidenses de GNL. Sin embargo, las exportaciones a los países de la UE y al Reino Unido cayeron un 24 %, debido a los altos niveles de almacenamiento tras un invierno suave. Solo Turquía y Grecia aumentaron las importaciones. Los Países Bajos, Francia y el Reino Unido fueron los principales compradores europeos. Alemania, que inició las importaciones de GNL en 2022, se mantuvo estable en 0,6 Bcf/d, pero ha comenzado a reducir su capacidad de regasificación en 2025. Aumento de la demanda asiática La participación de Asia aumentó del 26 % en 2023 al 33 % en 2024. Japón, Corea del Sur, India y China representaron el 76 % del total asiático. India mostró el mayor aumento, con un aumento de las importaciones de 0,2 Bcf/d. Las regiones de América Latina y Oriente Medio y Norte de África cobran relevancia Las exportaciones estadounidenses de GNL a América Latina, Oriente Medio y Norte de África aumentaron al 14 %, frente al 8 % en 2023. Egipto , a pesar de ser productor de gas, reanudó las importaciones debido a la escasez interna durante el pico del verano. Brasil y Colombia impulsaron las importaciones debido a que las sequías redujeron la producción hidroeléctrica, lo que incrementó la demanda de gas. Qué significa esto para la industria de la perforación La estabilidad de las exportaciones estadounidenses a pesar de los reveses demuestra la resiliencia de los sectores upstream y midstream. Para las empresas de perforación, esto indica que la demanda mundial de gas se mantiene fuerte y diversificada, lo que requiere una inversión continua en infraestructura confiable y operaciones adaptables. EE. UU. lidera las exportaciones mundiales de GNL en 2024

Nigeria introducirá en el mercado un nuevo tipo de crudo, llamado Obodo semidulce, en abril. Esto se produce en un momento en que el país trabaja constantemente para aumentar su oferta de crudo. Características y precios del crudo El Obodo tiene una gravedad API de 27,65° y un contenido de azufre del 0,05%, lo cual es favorable para la refinación. Argus informó que fuentes sugieren que el precio de este nuevo crudo probablemente será similar al del semidulce Bonga de Nigeria. Sin embargo, aún no se han revelado los niveles exactos de producción de Obodo. El papel del Obodo en la oferta de crudo nigeriano El Obodo se suma a la creciente oferta nigeriana de crudos semidulces, como Forcados, Escravos y Bonga. Estos crudos han encontrado una fuerte demanda en Europa, el principal mercado de exportación de Nigeria. El Obodo también podría tener demanda en las refinerías europeas, especialmente después de que finalice el mantenimiento a finales de abril o principios de mayo. Producción y distribución El crudo será producido por Continental Oil & Gas, una empresa nigeriana independiente, en el bloque petrolero OML 150, ubicado en el delta del Níger. La empresa estatal NNPC se encargará de la venta y distribución de Obodo. Continental Oil & Gas opera en OML 150 bajo un acuerdo de producción compartida con el gobierno. Desafíos en el mercado A pesar de algunos desafíos, el crudo nigeriano experimentó una menor demanda durante el período de negociación de abril. Alternativas más económicas, como el WTI estadounidense y otros crudos mediterráneos, atrajeron a compradores europeos. Sin embargo, la atención se ha centrado ahora en mayo, con 15 cargamentos nigerianos de abril que aún buscan compradores. Planes para el crecimiento de la producción El regulador petrolero de Nigeria tiene un plan para aumentar la producción en 1 ,07 millones de barriles por día para 2026 . Este plan incluye inversiones en bloques petroleros a través de empresas conjuntas y contratos. A pesar de estos esfuerzos, Nigeria ha enfrentado dificultades para atraer inversiones y su producción petrolera no ha alcanzado los objetivos. El crudo semidulce Obodo fortalecerá la producción petrolera de Nigeria ¿Qué tipos de crudo se producen en África? África produce diversos tipos de crudo con características variables, clasificados principalmente por gravedad API (ligero, medio, pesado) y contenido de azufre (dulce, agrio). A continuación, se presenta un desglose por país y grados clave: Crudo Nigeriano Qua Iboe y Bonny Ligero Gravedad API: Crudo Ligero Dulce Descripción: El Qua Iboe y el Bonny Ligero se encuentran entre los crudos más populares de Nigeria, conocidos por su ligereza y dulzura, lo que los hace muy codiciados para la refinación. Se exportan frecuentemente a Europa, Asia y América debido a su bajo contenido de azufre y sus características de alta calidad. Agbami y Akpo Gravedad API: Crudo Ligero. Descripción: El Agbami y el Akpo son crudos más ligeros con bajo contenido de azufre, que se utilizan a menudo en diversos procesos de refinación. Estos crudos también se exportan principalmente a Europa y Asia por su flexibilidad y demanda en la refinación. Forcados Gravedad API: Crudo Medio. Descripción: El Forcados es un crudo de grado medio, muy solicitado por su bajo contenido de azufre. Es uno de los principales productos de exportación de Nigeria y se utiliza en refinerías principalmente de Europa y Asia. Crudo Angoleño Dalia y Pazflor Gravedad API: Crudo Pesado Dulce. Descripción: El Dalia y el Pazflor son crudos dulces más pesados ​​producidos en Angola. A pesar de ser más pesados, son muy valorados por su dulzura, con un contenido de azufre relativamente bajo, lo que los hace ideales para la refinación en mercados de alta demanda. Mezcla Cabinda Gravedad API: Crudo Medio. Descripción: La Mezcla Cabinda es un crudo medio con bajo contenido de azufre, popular en las refinerías europeas debido a su alta calidad y versatilidad en los procesos de refinación. Nemba Gravedad API: Crudo Ligero Dulce. Descripción: El Nemba es uno de los crudos ligeros dulces de alta calidad de Angola, conocido por su bajo contenido de azufre y sus características deseables para la refinación, especialmente en los mercados europeos y asiáticos. Crudo Libio Bouri y Sedra Gravedad API: Crudo Ceroso. Descripción: Libia produce crudos céreos como el Bouri y el Sedra, conocidos por su alto contenido de cera y las dificultades que presenta su refinación. Sin embargo, siguen siendo valiosos para procesos específicos y se utilizan en refinerías europeas. Crudo de la República del Congo Djeno Gravedad API: Crudo Pesado Dulce. Descripción: El Djeno es un crudo pesado dulce producido en la República del Congo. Es conocido por su bajo contenido de azufre y es apreciado en los mercados de refinación globales, especialmente en Europa. Crudo de la República Democrática del Congo (RDC) Grado General Gravedad API: Crudo Pesado. Descripción: El petróleo de la RDC se clasifica como crudo pesado, con un mayor contenido de azufre. Si bien este crudo es más difícil de refinar, aún tiene mercado para sus procesos de destilación más pesados. Crudo ghanés Jubilee y TE Gravedad API: Crudo medio. Descripción: Los yacimientos Jubilee y TE de Ghana producen crudos de grado medio con un contenido moderado de azufre. Estos crudos tienen una importancia creciente en el mercado global y se utilizan principalmente en Europa y Asia. Crudo egipcio Mezcla Mosaic Gravedad API: Crudo medio Descripción: El crudo egipcio, en particular la Mezcla Mosaic, es de grado medio con características ligeramente ácidas debido a su mayor contenido de azufre. A pesar de ello, sigue siendo ampliamente utilizado en los mercados de refinación globales para diversos fines.

Se espera que la OPEP+ , la alianza de países productores de petróleo liderada por Arabia Saudita y Rusia, avance con un aumento planificado de la producción de petróleo para mayo, según fuentes cercanas a Reuters. El aumento programado (135.000 barriles por día) marcaría el segundo aumento mensual consecutivo, ya que el grupo está deshaciendo con cautela algunos de los profundos recortes implementados desde 2022. Un delicado equilibrio La estrategia es un equilibrio. Si bien los miembros disciplinados podrían ver aumentados sus objetivos de producción, a quienes previamente superaron las cuotas se les pide que reduzcan su producción para compensar. Siete países aplicarán reducciones mensuales adicionales hasta mediados de 2026 para compensar la sobreproducción anterior, una medida diseñada para ayudar a estabilizar el mercado y permitir que la OPEP+ aumente gradualmente la producción. Recortes compensatorios para contrarrestar el crecimiento Si bien estos recortes compensatorios son teóricamente mayores que los aumentos mensuales, ofrecen una manera para que el grupo mantenga su credibilidad mientras se adapta lentamente a la cambiante demanda mundial. Los analistas creen que factores actuales, como los bajos inventarios de petróleo y el crecimiento previsto de la demanda durante el verano, respaldan los aumentos continuos. Aun así, la verdadera prueba será si el nuevo plan de compensación realmente compensa el volumen adicional. Con la vista puesta en abril y la reacción del mercado Con el crudo Brent estabilizándose por encima de los 72 dólares por barril, la OPEP+ se encuentra en una delicada línea entre el soporte de precios y la flexibilidad de la oferta. La próxima fecha clave es el 5 de abril, cuando el comité ministerial del grupo se reúne para evaluar las condiciones del mercado y posiblemente ajustar la hoja de ruta. Por qué esto es importante Tanto para productores como para comerciantes, mayo podría marcar la pauta para los próximos meses. El éxito, o la tensión, de la política de producción de la OPEP+ determinará los flujos de suministro, las tendencias de precios y las estrategias de planificación en toda la industria del petróleo y el gas. ¿Aumentará la OPEP+ su producción en mayo?

¿Podría Alaska estar experimentando un cambio radical en su tendencia de producción petrolera? Estos son los puntos principales que destacan el crecimiento previsto: 1.La Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) pronostica que la producción de petróleo crudo de Alaska aumentará en 16.000 barriles por día (b/d) en 2026 , alcanzando un total de 438.000 b/d. 2.Este aumento proyectado representaría el primer crecimiento en la producción de petróleo de Alaska desde 2017, revirtiendo una prolongada caída. 3.Los proyectos de desarrollo Nuna y Pikka son factores clave para este aumento previsto. ConocoPhillips inició la producción en el proyecto Nuna en diciembre de 2024, con una producción máxima prevista de aproximadamente 20.000 b/d en 29 pozos. 4.La fase 1 del proyecto Pikka , ubicada en la vertiente norte de Alaska, es propiedad conjunta de Santos y Repsol. Se prevé que este proyecto produzca entre 1600 y 3199 barriles equivalentes de petróleo por día (BPE/d) por pozo en su punto máximo de operación. 5.Históricamente, la producción petrolera de Alaska alcanzó su pico en 1988 con 2 millones de barriles por día , pero ha disminuido debido a la madurez de los yacimientos, la escasez de nuevas concesiones y los altos costos. 4.En los últimos años, la producción de los pozos existentes en Alaska promedió entre 100 y 799 barriles por día, lo que hace que los proyectos Nuna y Pikka sean notablemente productivos en comparación. 5.A diciembre de 2024, se había perforado aproximadamente el 22 % de los pozos de estos proyectos, y se planea perforar 58 pozos adicionales para 2028, lo que indica una alta actividad de perforación continua. 6.El crudo adicional producido abastecerá a las refinerías no solo de Alaska, sino también del noroeste del Pacífico y California. 7.Este resurgimiento de la producción podría representar importantes oportunidades económicas, reforzando la importancia de Alaska en el mercado energético estadounidense en general. Estos puntos ilustran cómo las inversiones estratégicas y los enfoques innovadores pueden incidir significativamente en la trayectoria de las regiones maduras productoras de petróleo. Trans Alaska oil pipeline

La industria estadounidense del gas natural experimentó un cambio significativo en 2024, impulsado por la nueva infraestructura de ductos que transformó la extracción y distribución en las principales regiones productoras. Ese año, se pusieron en funcionamiento más de 17.800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de capacidad adicional de ductos, lo que agilizó el flujo de gas natural desde las cuencas de producción hasta las refinerías, centros industriales y terminales de exportación de gas natural licuado (GNL), según la EIA. Impulso a la extracción: proyectos clave de ductos En el centro de esta expansión se encuentran los ductos que aumentan la capacidad de extracción en las principales regiones productoras, garantizando un suministro constante y eficiente de gas natural a las zonas de alta demanda. Gasoducto Mountain Valley: Un punto de inflexión para la Cuenca de los Apalaches, este ducto, operado por Equitrans Midstream Corporation, ahora transporta 2 Bcf/d desde Virginia Occidental hasta Virginia, conectándose con la red de ductos de Transco. Proyecto Regional de Acceso a la Energía: Esta expansión de 0.8 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de la infraestructura de Transco fortalece el suministro de gas del noreste y mejora la conectividad entre Pensilvania y Nueva Jersey. LEAP Fase 3: La producción de gas de Haynesville se beneficia ahora de la expansión de DT Midstream, lo que aumenta la capacidad en 0.2 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) y consolida el papel de Luisiana como centro energético. Gasoducto Matterhorn Express: Una ruta crucial para el gas de la Cuenca Pérmica, este proyecto, liderado por Whitewater Midstream, suministra 2.5 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a los mercados de Katy, Texas, impulsando las cadenas de suministro de la Costa del Golfo. Gasoducto Verde: El Gasoducto Verde de EOG Resources, de 1 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), conecta la región de Eagle Ford, en Texas, con el centro de Agua Dulce, garantizando un suministro estable para las industrias regionales. Expansión de ductos impulsó el suministro de gas natural en EE. UU. en 2024 Impulsando las exportaciones de GNL: ductos que impulsan el comercio global Dado que las exportaciones de GNL impulsan la estrategia energética de EE. UU., se están diseñando varios ductos nuevos para abastecer las terminales de exportación de la Costa del Golfo, consolidando la posición del país como proveedor global clave. Gasoducto ADCC (Sur de Texas) Acceso Gillis (Costa del Golfo) Sistema Gator Express Fases 1 y 2 (Plaquemines, Nueva Orleans) Proyecto de Expansión Venice (Plaquemines) Un panorama cambiante: crecimiento interestatal vs. intraestatal La expansión del gasoducto de 2024 superó a la de años anteriores, con proyectos interestatales (aquellos que cruzan fronteras estatales o abastecen mercados de exportación) que superaron las adiciones intraestatales nacionales. Estos proyectos garantizan una cadena de suministro más resiliente y flexible, reduciendo cuellos de botella y optimizando las redes de distribución. Con el aumento de la demanda de exportaciones de GNL, estas mejoras de infraestructura posicionan a EE. UU. para capitalizar las necesidades energéticas globales, a la vez que mejoran la confiabilidad nacional. El auge de los gasoductos de 2024 no se trata solo de capacidad, sino también de eficiencia, fortaleza del mercado y la expansión estratégica del dominio energético de EE. UU.

Kazajistán se ha convertido en el centro de atención del mercado petrolero mundial, liderando un fuerte aumento en la producción de crudo de la OPEP+ durante febrero. Según el último informe de la OPEP, la alianza, que incluye a la OPEP, Rusia y otros productores clave de petróleo, experimentó un aumento de producción de 363.000 barriles por día (bpd) , lo que elevó la producción total de la OPEP+ a 41,01 millones de bpd. Lo significativo de este aumento es que Kazajistán por sí solo representó más de la mitad del incremento, produciendo 1,767 millones de bpd en febrero , muy por encima de su cuota de la OPEP+ de 1,468 millones de bpd, según Reuters . Esta sobreproducción ha generado dudas sobre la capacidad de la OPEP+ para hacer cumplir los límites de producción acordados, especialmente porque otros miembros como los Emiratos Árabes Unidos, Nigeria y Gabón también han excedido sus cuotas, aunque por márgenes menores. ¿Por qué Kazajistán produce tanto? El yacimiento petrolífero de Tengiz, operado por Chevron, es el motor de la producción récord de Kazajistán. Al ser uno de los yacimientos petrolíferos más grandes y avanzados del país, sus niveles de producción han superado sistemáticamente los límites de la OPEP+. A pesar del compromiso de Kazajistán de reducir la producción en marzo, abril y mayo, la sobreproducción actual supone un reto para la OPEP+ en su intento por estabilizar los precios del petróleo y gestionar la oferta global. Impacto en los precios del petróleo y la estrategia de la OPEP El aumento de la producción se produce en un momento en que la OPEP+ se prepara para suavizar algunos de sus recientes recortes de producción, con un aumento previsto de 138.000 bpd a partir de abril. La sobreproducción de Kazajistán fue clave en la decisión de la OPEP+ de seguir adelante con el aumento de abril, a pesar de la preocupación de que una mayor producción y cambios en la política comercial pudieran presionar a la baja los precios del petróleo. Tras el informe de la OPEP, el crudo Brent se mantuvo estable por encima de los 70 dólares por barril, lo que indica que, si bien el mercado sigue de cerca las tendencias de producción, la demanda se mantiene fuerte por ahora. La producción récord de Kazajstán desafía los objetivos de la OPEP+ Perspectivas de la demanda de petróleo: estabilidad en medio de la incertidumbre La OPEP t ambién mantuvo su pronóstico de crecimiento de la demanda mundial de petróleo, esperando un aumento de 1,45 millones de bpd en 2025 y 1,43 millones de bpd en 2026. A diferencia de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que predice un menor crecimiento de la demanda, la OPEP se mantiene optimista respecto a que la demanda de petróleo no alcanzará su pico máximo pronto, a pesar de las transiciones energéticas en curso. Con los cambios en las políticas comerciales globales, incluyendo los nuevos aranceles estadounidenses al acero y al aluminio, la OPEP prevé cierta volatilidad en el mercado, pero cree que la economía mundial se adaptará. ¿Qué le depara el futuro a la OPEP+? La atención se centra ahora en si Kazajistán cumplirá su promesa de reducir la producción y en cómo se desarrollará la estrategia general de la OPEP+ en abril. Si la sobreproducción continúa, podría generar tensiones internas en la OPEP+ y ejercer mayor presión sobre los precios del petróleo. Por ahora, la industria observa de cerca para ver si la estabilidad del mercado se mantiene o si cambios inesperados obligan a nuevos ajustes.

La perforación de gas natural en Estados Unidos ha experimentado un descenso constante durante los últimos dos años. Entre diciembre de 2022 y diciembre de 2024, el número de plataformas de perforación de gas natural activas se redujo un 32 % , lo que representa una pérdida de 50 plataformas. Las regiones más afectadas fueron Haynesville y Appalachia , donde el número de plataformas se redujo drásticamente a medida que los precios del gas alcanzaron mínimos históricos en 2024. ¿Por qué están disminuyendo las plataformas de perforación? La principal razón de esta caída es la caída de los precios del gas natural. Tras alcanzar un máximo de 6,95 dólares por MMBtu en 2022 , los precios se desplomaron un 62 % en 2023 y otro 16 % en 2024, alcanzando tan solo 0,43 dólares por MMBtu , el nivel ajustado a la inflación más bajo jamás registrado, según la EIA . Al 10 de marzo , el precio rondaba los 4,50 dólares por MMBtu . Con tan bajos rendimientos, muchos productores han ralentizado la actividad de perforación. Haynesville: altos costos, bajas ganancias Ubicada entre Texas y Luisiana, Haynesville cuenta con algunos de los pozos más profundos de EE. UU., con profundidades que van desde los 10,500 hasta los 13,500 pies . Estos pozos profundos conllevan costos de perforación más altos, lo que reduce la rentabilidad de las operaciones cuando los precios del gas son bajos. Como resultado, el número de plataformas de Haynesville ha disminuido un 55% desde 2022, lo que ha provocado una disminución del 7% en la producción de gas. Appalachia: un declive más lento pero notable Los campos Marcellus y Utica en la región de los Apalaches también se han visto afectados. El número de plataformas allí ha disminuido un 37% desde 2022 , lo que ha limitado el crecimiento de la producción a tan solo un 4%. Esta disminución más lenta se debe a menores costos de perforación en comparación con Haynesville, lo que permite que algunas operaciones continúen a pesar de los bajos precios. ¿Qué sigue? Los productores están ajustando sus estrategias para afrontar los bajos precios, incluyendo la ralentización de la perforación y la acumulación de inventarios de pozos incompletos. Sin embargo, si la demanda y los precios se recuperan, estos pozos podrían completarse rápidamente para aumentar la producción. Por ahora, la industria estadounidense del gas natural se encuentra en una encrucijada, a la espera de las condiciones económicas adecuadas para reactivar la actividad de perforación. Declive de plataformas de gas natural en EE. UU.: análisis

En CERAWeek 2025, una de las conclusiones clave es que los productores de petróleo no esperan aumentar el gasto este año. En lugar de acelerar nuevos proyectos de perforación, las empresas dependerán de mejoras de eficiencia para impulsar la producción, según el director ejecutivo de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli , según Reuters. Esto ocurre en un momento en el que el liderazgo de Estados Unidos sigue presionando para aumentar la producción de petróleo y gas para ayudar a controlar los precios de la energía. Sin embargo, los precios del petróleo han caído este año y muchas empresas están priorizando la disciplina financiera sobre la expansión agresiva. Eficiencia sobre expansión Simonelli destacó una desconexión entre el número de plataformas y los niveles de producción. Gracias a los avances en la tecnología de perforación, se necesitan menos plataformas para extraer la misma cantidad de petróleo. Esto significa que las empresas pueden mantener la producción sin aumentar significativamente sus inversiones. Mientras tanto, la reciente ola de fusiones de la industria ha restringido aún más el gasto de capital, lo que hace poco probable la expansión de la perforación a gran escala. ¿Qué sigue para los productores de petróleo? Los precios del petróleo han caído por debajo de los 67 dólares por barril, lo que ha suscitado preocupaciones sobre posibles desaceleraciones en las perforaciones. Grandes actores como Chevron y SLB están reestructurándose, mientras que Baker Hughes no planea despidos por ahora. Los productores de petróleo más pequeños probablemente reaccionarán más rápido a los cambios de precios, ajustando sus estrategias según sea necesario. Los aranceles propuestos por el gobierno de los EE. UU. pueden tener algún impacto, pero Baker Hughes espera gestionar estos desafíos de manera eficaz. Mientras continúa CERAWeek, los líderes de la industria están observando de cerca las tendencias del mercado, las fluctuaciones del precio del petróleo y las influencias geopolíticas para dar forma a sus próximos movimientos. CERAWeek 2025 se llevará a cabo en Houston, Texas, del 10 al 14 de marzo. ¿Qué es CERAWeek 2025? CERAWeek es una conferencia energética global anual organizada por S&P Global , que convoca a líderes de los sectores de energía, medio ambiente y clima para abordar desafíos críticos y compartir ideas transformadoras. CERAWeek 2025 se llevará a cabo en Houston, Texas, del 10 al 14 de marzo . Esto es lo que se puede esperar en CERAWeek 2025: Plataformas: El evento incluye la Conferencia Ejecutiva, Innovation Agora y los Programas de Socios para promover la interacción y el compromiso entre los altos ejecutivos y los líderes emergentes. Temas: Los debates cubrirán estrategias para la transición energética, cuantificación de emisiones, gestión del carbono y tecnologías innovadoras en el sector energético. Oradores y participantes: La conferencia acogerá a líderes mundiales, responsables de políticas y ejecutivos de los sectores de la energía, el clima, las finanzas y la tecnología. Innovation Agora: Este segmento destaca las últimas innovaciones energéticas y las tecnologías emergentes. La Iniciativa de Transición Energética de Houston (HETI) organizará la Competencia de Presentación de Empresas Energéticas en Agora.

Las exportaciones de petróleo de Kazajistán están aumentando El país planea aumentar sus exportaciones de petróleo a través del oleoducto CPC en un 12% en marzo, alcanzando los 6,7 millones de toneladas métricas, frente a los 5,4 millones de toneladas de febrero, informó Reuters. Crecimiento de las exportaciones a pesar de los acuerdos de la OPEP+ A pesar de los compromisos con los límites de producción de la OPEP+, Kazajistán sigue aumentando su producción de petróleo, superando su cuota acordada de 1,468 millones de barriles por día (bpd). El campo petrolífero de Tengiz impulsa el aumento El campo petrolífero de Tengiz, operado por Chevron, es el principal impulsor de este aumento. Su producción saltó a 904.000 bpd en febrero, frente a los 640.000 bpd de enero. Las exportaciones de marzo equivalen a 1,71 millones de bpd La cifra de exportación planificada para marzo se traduce en 1,71 millones de barriles de petróleo crudo y condensado de gas por día. La producción total de petróleo en febrero fue de 2,15 millones de bpd Kazajstán produjo 2,15 millones de bpd de petróleo crudo y condensado en febrero, y Tengiz por sí solo contribuyó con 0,9 millones de bpd. La sobreproducción promete ser compensada más adelante Kazajstán se ha comprometido a reducir la producción futura para compensar su exceso de producción, aunque los detalles específicos sobre estas reducciones siguen sin estar claros. El oleoducto del Caspio es una ruta de exportación fundamental El oleoducto del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que se extiende a lo largo de 1.500 km, es la principal ruta de exportación del país y transporta más del 1% del suministro diario de petróleo del mundo. La producción de condensado de gas no está incluida en los límites de la OPEP+ Parte de la producción de Kazajstán, como el condensado de gas, no está sujeta a las restricciones de la OPEP+, lo que le da al país flexibilidad para aumentar las exportaciones. Las exportaciones de marzo de 2024 fueron inferiores a las proyecciones de 2025 En marzo de 2024, las exportaciones a través del CPC fueron de 4,945 millones de toneladas, mucho menos que los 6,7 millones de toneladas planificados para marzo de 2025. La expansión y el mantenimiento en curso juegan un papel El aumento de la producción se debe en parte a la finalización del mantenimiento y los proyectos de expansión en campos petrolíferos clave como Tengiz. Kazajistán aumenta sus exportaciones de petróleo del oleoducto CPC