Search Results

El coque de petróleo de EE. UU. , comúnmente conocido como petcoke, ha mantenido niveles de producción constantes durante la última década. De 2014 a 2023, la producción anual promedió 46 millones de toneladas , de las cuales aproximadamente el 90 % se exportó. Solo en 2023, las exportaciones alcanzaron los 41 millones de toneladas , superando el promedio de 10 años de 40 millones de toneladas, según la EIA del gobierno de EE. UU. ¿Qué es el coque de petróleo? El coque de petróleo es un subproducto rico en carbono creado durante la r efinación del petróleo crudo pesado . Sirve como combustible versátil y materia prima industrial . Dependiendo de su grado, el coque de petróleo puede usarse como insumo térmico para la generación de energía y procesos industriales o procesarse posteriormente para obtener coque de petróleo anódico de alta calidad, valorado por su conductividad eléctrica en la fundición de aluminio y acero. El proceso de refinación y el rendimiento del coque de petróleo La producción de coque de petróleo no depende de la demanda, sino que está estrechamente vinculada a las operaciones de refinería. Las refinerías equipadas con unidades de coquización extraen coque de petróleo como parte de su proceso para maximizar la producción de combustibles valiosos como la gasolina y el diésel. El petróleo crudo más pesado produce más coque de petróleo, lo que hace que su producción dependa del tipo de crudo que se refine. Concentración geográfica e importancia de la exportación La mayor parte del coque de petróleo de EE. UU. se produce en refinerías de la Costa del Golfo y del Medio Oeste, que tienen un acceso conveniente a las rutas de exportación a través del Golfo de México y los Grandes Lagos. Esta ventaja logística respalda las ventas constantes en el extranjero, siendo Asia y Europa los principales mercados . La India e s un destino importante, ya que utiliza coque de petróleo de EE. UU. como combustible para hornos de cemento y otros procesos industriales. Consideraciones económicas y ambientales El bajo costo de producción del coque de petróleo y su alto contenido energético lo convierten en un combustible rentable. Sin embargo, su alto A pesar de estos desafíos, la asequibilidad del coque de petróleo (que normalmente cuesta entre un 15% y un 20% menos que el carbón ) lo convierte en una fuente de energía atractiva para las industrias equipadas para manejar sus impurezas. Disminución del uso doméstico Si bien los generadores de energía de EE. UU. consumieron más de 4.4 millones de toneladas de coque de petróleo en 2014 , esta demanda cayó a 1.8 millones de toneladas en 2023. La disminución refleja la reducción del uso del carbón, a medida que el gas natural y las fuentes de energía renovables se volvieron más competitivas. Incluso las instalaciones equipadas para gestionar las emisiones de carbono dejaron de usar coque de petróleo debido a estas opciones alternativas. Coque de petróleo de grado combustible: un producto de exportación constante El coque de petróleo de grado combustible, que representa el 90% de las exportaciones totales de coque de petróleo de EE. UU. , es un insumo energético fundamental para las plantas de cemento y las centrales eléctricas de todo el mundo. Su volumen de exportación anual constante de 37 millones de toneladas refleja una fuerte demanda mundial, en particular de las naciones industrializadas que buscan soluciones de energía térmica asequibles.

La industria del petróleo y el gas en Noruega está preparada para un importante impulso en la inversión, con gastos totales para 2024 estimados en NOK 253 mil millones, lo que refleja un aumento de NOK 12.4 mil millones con respecto al trimestre anterior. Esta cifra es un 18.4% más alta que la estimación correspondiente para 2023, impulsada por una mayor actividad en el desarrollo de campos, transporte por tuberías y exploración, según SSB. Factores clave del crecimiento en 2024 El aumento de la inversión se debe a una mayor actividad en varias áreas. Los proyectos de desarrollo de campos iniciados a fines de 2022 ahora están en su fase de máxima actividad, lo que contribuye significativamente al aumento. Los esfuerzos de exploración también se han recuperado, y el número de pozos perforados en 2024 ya supera el total de 2023. Además, las inversiones en actividades de cierre y remoción, así como en transporte por tuberías, han crecido considerablemente, y este último ha experimentado un aumento del 171% con respecto a la estimación del año anterior. 2025 promete un mayor crecimiento Las proyecciones para 2025 indican un aumento del 8,9% en las inversiones en comparación con la estimación de 2024. Se espera que el crecimiento sea impulsado por aumentos en las actividades relacionadas con los campos operativos, el transporte por tuberías y los desarrollos terrestres. Si bien no se incluyen nuevos proyectos de desarrollo en las estimaciones actuales, se espera que se presenten planes para nuevos desarrollos, lo que podría impulsar aún más las cifras de 2025. Tendencias estacionales e impacto del último trimestre Históricamente, el cuarto trimestre registra el nivel más alto de actividad de inversión. Para 2024, se esperan inversiones estimadas en NOK 74 mil millones durante este período, lo que representa un crecimiento del 16,1% con respecto al tercer trimestre. Sin embargo, algunas de estas inversiones pueden posponerse hasta 2025, lo que continúa la trayectoria ascendente hasta el próximo año. Desafíos para hacer realidad las estimaciones Si bien el crecimiento de la inversión parece sólido, las presiones inflacionarias, con un aumento anual del 7% en los precios de la inversión, implican que el crecimiento en términos reales puede ser más modesto. Además, las demoras en los gastos planificados podrían trasladar algunas inversiones previstas a años futuros. Datos sobre las reservas de petróleo y gas de Noruega Reservas probadas: las reservas probadas de petróleo de Noruega totalizaron 7 mil millones de barriles a fines de 2023. Tendencias de producción de petróleo: Noruega produjo 2.0 millones de barriles por día (b/d) en 2023, y se espera que la producción aumente hasta 2025, a pesar de una disminución desde su pico de 3.4 millones de b/d en 2001. Producción en alta mar: la mayor parte de la producción de petróleo y gas natural en 2023 provino de áreas en alta mar: 88% en el Mar del Norte, 11% en el Mar de Noruega y 1% en el Mar de Barents. Grados de petróleo crudo: Noruega produce varios grados de petróleo crudo ligero a medio, incluidas mezclas notables como Ekofisk, Oseberg, Johan Sverdrup, Gullfaks, Statfjord, Troll y Granne. Dominio de Equinor: Equinor, una empresa energética de propiedad estatal en un 67 %, produce el 70 % del petróleo y el gas natural de Noruega y opera a nivel mundial; la mayor parte de su producción de petróleo se produce en Noruega. Campo Johan Sverdrup: este campo fue el principal productor de Noruega en 2023, representando el 40 % de la producción de petróleo crudo del país con 712 000 b/d. Tiene 2700 millones de barriles de reservas y se está acercando a su meseta de producción. Refinería de Mongstad: la única refinería de petróleo de Noruega, Mongstad, tiene una capacidad de 203 000 b/d. Refina cuatro veces más combustibles líquidos que el consumo anual de Noruega y sirve como un centro de exportación clave. Líquidos de gas natural (NGL): la producción de NGL alcanzó un máximo de 351.000 b/d en 2017 y fue de 204.000 b/d en 2023. Los principales campos de producción incluyen Troll (23.000 b/d) y Åsgard (21.000 b/d). Instalación de procesamiento de Kårstø: el centro de procesamiento de NGL más grande de Europa, Kårstø separa los productos líquidos y el gas seco del gas natural. Maneja las exportaciones de propano, butanos y gasolina natural en todo el mundo y suministra etano a los usuarios petroquímicos en la cuenca del Mar del Norte. Estabilidad del consumo de petróleo: el consumo de petróleo de Noruega se ha mantenido estable en aproximadamente 220.000 b/d desde 2020, con un 75% utilizado en el transporte y un 16% en industrias no relacionadas con los combustibles, como la fabricación y la construcción, con información de la EIA.

Brasil y Argentina , reconociendo el potencial para fortalecer sus sectores energéticos, se han embarcado en una iniciativa de colaboración para mejorar la infraestructura para las exportaciones de gas natura l. El enfoque de su acuerdo es el desarrollo de vías para facilitar el transporte de gas natural desde la vasta formación de esquisto Vaca Muerta de Argentina hasta Brasil, según Reuters. Memorando de Entendimiento (MOU): Brasil y Argentina firmaron un MOU para explorar el desarrollo de infraestructura para exportar gas natural desde Argentina hasta Brasil. Enfoque en Vaca Muerta: El proyecto se centra en la utilización del gas de Vaca Muerta de Argentina, una de las mayores reservas de gas de esquisto del mundo. Grupo de trabajo: Se establecerá un grupo de trabajo para identificar las medidas necesarias para facilitar el suministro de gas desde Argentina hasta Brasil. Rutas potenciales: El grupo considerará varias rutas para transportar gas, incluyendo la reversión del gasoducto boliviano y otras rutas a través de Paraguay y Uruguay. Conexión directa: También se explorará la posibilidad de una conexión directa en Uruguaiana, una ciudad brasileña en la frontera con Argentina. Demanda de gas de Brasil: Brasil, siendo el mayor productor de crudo de América Latina, enfrenta un déficit de gas interno, lo que hace que el aumento de los suministros sea una prioridad. Metas de exportación de energía: Con las reservas de Vaca Muerta, Argentina, liderada por su empresa petrolera estatal YPF, apunta a convertirse en un importante exportador de energía. Argentina tiene una red en desarrollo de oleoductos y gasoductos que conectan a varios países, centrándose principalmente en mejorar el suministro interno y facilitar las exportaciones. Oleoductos principales en Argentina Gasoducto del Norte: Origen: Provincia de Neuquén (sede de la formación de esquisto de Vaca Muerta). Propósito: Este gasoducto está diseñado para suministrar gas natural a las provincias del norte, reemplazando las importaciones de Bolivia y potencialmente permitiendo futuras exportaciones. Conexiones: Los planes futuros incluyen la exportación de gas a Bolivia, Chile y Brasil. Gasoducto Néstor Kirchner: Longitud: 1.040 km (dos fases). Función: Transporta gas desde Vaca Muerta a los principales centros de población, incluido Buenos Aires. Estado: La primera fase está operativa, con planes de aumentar la capacidad y futuras conexiones destinadas a exportar a países vecinos 47. Gasoducto Vaca Muerta Sur: Inversión: Aproximadamente 2.500 millones de dólares. Objetivo: Facilitar las exportaciones de petróleo crudo desde la formación Vaca Muerta hasta una terminal de exportación en Punta Colorada. Conexiones: Este gasoducto apunta a futuras exportaciones a países como Chile y posiblemente otros a través de rutas marítimas. Estas conexiones son cruciales ya que Argentina busca aprovechar sus vastos recursos de esquisto en Vaca Muerta, que tienen un potencial significativo tanto para el consumo interno como para las exportaciones internacionales.

En las vastas y turbulentas aguas donde operan las plataformas petroleras , la seguridad es primordial. No es solo un requisito reglamentario, es la columna vertebral de las operaciones exitosas y el bienestar humano en el mar. Ingenieros de seguridad: guardianes de la plataforma Los ingenieros de seguridad son los arquitectos de la prevención de desastres. Diseñan protocolos de seguridad y estrategias de respuesta de emergencia adaptados a los desafíos únicos de la vida en alta mar. Desde el análisis de peligros potenciales hasta el desarrollo de procedimientos de evacuación, su experiencia garantiza que cada miembro de la tripulación sepa cómo actuar con rapidez y eficacia en caso de emergencia. Equipos de respuesta a emergencias: fuerzas de reacción rápida Compuestos por bomberos capacitados, personal médico y operadores de rescate, los equipos de respuesta a emergencias están capacitados para enfrentar incendios, emergencias médicas o cualquier situación peligrosa que pueda ocurrir a bordo. Los simulacros regulares y el equipo de última generación les permiten manejar crisis con precisión y rapidez. Oficiales de cumplimiento ambiental: protectores del mar En medio de crecientes preocupaciones ambientales, los oficiales de cumplimiento garantizan que las operaciones cumplan con las leyes y estándares ambientales internacionales. Su trabajo implica auditorías periódicas, investigaciones de incidentes y coordinación con agencias ambientales globales para minimizar el impacto ecológico, algo fundamental para preservar la vida marina y evitar multas sustanciales. Invertir en capacitación: una clave para la seguridad Los programas de capacitación continua son vitales en estas funciones. Los simulacros basados ​​en simulación y los módulos de capacitación avanzados garantizan que los equipos de seguridad y medio ambiente no solo estén familiarizados con los protocolos teóricos, sino que también estén listos para aplicarlos bajo presión. El impacto de su trabajo La importancia de estos roles se extiende más allá de la plataforma. Fomentan una cultura de seguridad que mejora la integridad operativa y la moral de la tripulación. Además, su trabajo diligente tranquiliza a las partes interesadas y a los organismos reguladores sobre el compromiso de la plataforma con la seguridad y la sostenibilidad. Los roles de ingenieros de seguridad, oficiales de cumplimiento ambiental y equipos de respuesta a emergencias son cruciales. No solo realizan tareas; salvan vidas y protegen el medio ambiente, lo que los convierte en los héroes anónimos de la industria del petróleo y el gas. Gracias a su experiencia, las plataformas petroleras logran prosperar en algunos de los entornos más desafiantes de la Tierra.

La reciente ronda de licencias de gas de Argelia ha despertado un interés significativo, especialmente por parte de los principales actores internacionales que buscan aprovechar los vastos recursos de esquisto del país, la sólida infraestructura y el acceso cercano a los mercados europeos. Con nuevas oportunidades de licitación y términos contractuales atractivos, Argelia pretende posicionarse como un proveedor clave de energía, apoyando la demanda de Europa de fuentes de gas diversificadas, con información de Argus . Nuevo objetivo de producción de gas: la nueva ronda de licencias de Argelia tiene como objetivo desbloquear alrededor de 20 mil millones de m³/año en producción de gas durante los próximos cinco a diez años, con volúmenes iniciales previstos para dentro de dos años. Importante potencial de mercado: este aumento de la producción podría representar alrededor del 40% de las exportaciones de gas actuales de Argelia, lo que proporcionaría un suministro sustancial para Europa, especialmente después de la reducción de las exportaciones de gas ruso. Serie de rondas de licitación: la ronda de licitación actual es la primera de una serie de cinco, planificadas anualmente hasta 2028, con un enfoque en bloques de gas y terrestres. Seis bloques en oferta: cinco bloques contienen descubrimientos de gas existentes y uno tiene un campo petrolero activo que podría beneficiarse de una recuperación mejorada de petróleo. Atractivo para las IOC: para atraer a las compañías petroleras internacionales (IOC), la ronda incluye oportunidades tanto de exploración como de desarrollo, ofreciendo retornos de inversión más rápidos. Enfoque en reemplazar reservas: Argelia está presionando para que se realicen nuevos descubrimientos para reemplazar sus reservas, y actualmente Sonatrach es la única entidad que explora dentro del país. Temas futuros para las rondas: las próximas rondas pueden variar, posiblemente centrándose en la exploración petrolera o en alta mar, dependiendo del éxito de esta ronda inicial. Condiciones contractuales mejoradas: la ley petrolera actualizada de Argelia a partir de 2021 ofrece condiciones más atractivas para las IOC en comparación con la ronda anterior de 2014, que tuvo resultados decepcionantes. Negociaciones bilaterales en curso: Argelia también está negociando directamente con las IOC, y se espera que se finalicen cuatro contratos para fines de año. Interés de las principales compañías petroleras estadounidenses: Según se informa, las principales compañías petroleras estadounidenses están en conversaciones avanzadas con Argelia, atraídas por el potencial sustancial del país en materia de gas de esquisto, su infraestructura bien establecida y su proximidad estratégica a los mercados europeos. Estos puntos resumen los principales avances y objetivos estratégicos de la nueva ronda de licencias de gas de Argelia, destacando su impacto potencial en el mercado europeo del gas y su atractivo para los inversores internacionales.

En el mundo de alto riesgo de la perforación, incluso la falla más pequeña en el extremo del fluido de una bomba de lodos puede causar demoras significativas, pérdida de tiempo y mayores costos. El extremo del fluido juega un papel fundamental en la transferencia de energía hidráulica al fluido de perforación, lo que permite que el lodo circule de manera efectiva. Sin embargo, las fallas son comunes debido a las intensas presiones y las duras condiciones involucradas . Primeros signos de desgaste del extremo del fluido Las inspecciones regulares son clave para detectar las primeras señales de deterioro del extremo del fluido. Uno de los problemas más comunes son las válvulas y los asientos agrietados o desgastados , lo que puede provocar una menor eficiencia y una menor presión de la bomba. Esté alerta a las fluctuaciones de presión, vibraciones inusuales y aumento de temperatura alrededor de la bomba, todos indicadores de que las piezas pueden estar desgastadas o desalineadas. Causas comunes de falla Varios factores contribuyen a las fallas del extremo del fluido, y el mantenimiento inadecuado y la presión excesiva de la bomba encabezan la lista. La presión excesiva provoca fracturas por tensión, en particular en válvulas, émbolos y conductos de descarga. La calidad del fluido de perforación también afecta la longevidad ; las partículas abrasivas pueden erosionar los componentes internos, haciéndolos vulnerables a grietas y desgaste prematuro. Consejos de mantenimiento preventivo Para evitar averías inesperadas, mantenga la presión dentro de los límites recomendados para reducir la tensión en los componentes del extremo del fluido. El uso de lodo de alta calidad con tamaños de partículas adecuados minimiza el desgaste abrasivo, mientras que la lubricación constante garantiza un funcionamiento sin problemas. Implementar un programa de mantenimiento regular para reemplazar las piezas desgastadas, como válvulas y émbolos, ayuda a mantener el rendimiento y evita fallas costosas durante operaciones críticas. Importancia de la calidad del extremo del fluido La calidad del extremo del fluido en sí es un factor vital en su longevidad y rendimiento. Los extremos del fluido de alta calidad generalmente se construyen a partir de aleaciones avanzadas de alta resistencia que pueden soportar presiones extremas y resistir la corrosión. Al seleccionar extremos del fluido, busque materiales y diseños diseñados específicamente para la durabilidad en entornos hostiles. La fabricación de precisión también es crucial, ya que incluso las pequeñas imperfecciones pueden generar puntos de tensión que aceleran el desgaste. Invertir en extremos de fluidos de alta calidad puede tener un costo inicial más alto, pero vale la pena porque reduce las necesidades de mantenimiento, evita tiempos de inactividad costosos y garantiza un rendimiento confiable en condiciones de perforación intensas. En una industria donde el tiempo de inactividad puede ser costoso, saber cómo detectar y abordar los problemas de los extremos de fluidos antes de que se agraven es invaluable. Un enfoque proactivo para el mantenimiento de los extremos de fluidos no solo mejora la productividad, sino que también extiende la vida útil de su equipo, una inversión que vale la pena en cada operación de perforación exitosa.

La ampliación del oleoducto Trans Mountain Pipeline (TMX) de Canadá ha dado lugar a importaciones récord de petróleo crudo canadiense por parte de Estados Unidos, que alcanzarán los 4,3 millones de barriles por día (b/d) en julio de 2024. El oleoducto TMX triplicó su capacidad anterior, añadiendo 300.000 b/d, y comenzó a funcionar comercialmente en mayo de 2024. Esta ampliación permite a Canadá exportar más petróleo desde Alberta a las zonas costeras, abriendo rutas tanto a la costa oeste de Estados Unidos como a los compradores del Pacífico, según la EIA. Ampliación del acceso al mercado para el crudo de Alberta Históricamente, el crudo sin litoral de Alberta tenía opciones de exportación limitadas y llegaba a las refinerías estadounidenses del Medio Oeste y la Costa del Golfo a través de oleoductos y ferrocarriles más antiguos. Ahora, la capacidad ampliada de TMX se conecta directamente con la costa oeste de Canadá, lo que proporciona un acceso más fácil a los mercados internacionales, incluidos los compradores asiáticos. Desde que TMX entró en funcionamiento, las refinerías de la Costa Oeste de Estados Unidos han sido importantes compradores de crudo canadiense, representando más de la mitad de las exportaciones marítimas del oeste de Canadá entre junio y septiembre de 2024. En julio, la Costa Oeste de Estados Unidos importó 498.000 b/d, una cantidad récord y un aumento del 115% en comparación con el mismo período de 2023. El papel de Western Canadian Select (WCS) El precio del crudo Western Canadian Select (WCS), un punto de referencia clave para el petróleo canadiense, refleja la producción de Alberta, pero a menudo ve un descuento debido a su mayor contenido de azufre, menor gravedad API y ubicación interior, que agregan costos de transporte a los mercados de exportación. El punto de referencia WCS generalmente se ha negociado con un descuento respecto de los precios globales como el crudo Brent. Desde que TMX comenzó a operar, la capacidad de extracción adicional ha ayudado a moderar el diferencial de precios de WCS con el Brent. En julio de 2024, la prima del Brent sobre el WCS era de 21 dólares por barril, lo que muestra un aumento respecto del año anterior, aunque los últimos meses indican un diferencial estable entre el promedio de cinco años y los niveles del año pasado. Estabilización de los diferenciales de precios para los productores canadienses El diferencial WCS-Brent suele ampliarse en otoño, cuando las refinerías del Medio Oeste se someten a tareas de mantenimiento, lo que afecta a la demanda de petróleo de Alberta. Sin embargo, la capacidad adicional de TMX puede proporcionar cierto aislamiento a los productores canadienses al ampliar su grupo de compradores a las refinerías de la Costa Oeste y los mercados del Pacífico, lo que reduce la dependencia de la demanda del Medio Oeste de Estados Unidos. Si los diferenciales se mantienen estables, la capacidad ampliada de TMX puede seguir respaldando las exportaciones de crudo canadiense, lo que fortalecería la posición de Canadá en el mercado de exportación de petróleo.

Las bombas de lodos son esenciales para las operaciones de perforación en la industria del petróleo y el gas, en particular en entornos hostiles donde las fluctuaciones de temperatura pueden ser extremas. Los revestimientos de estas bombas desempeñan un papel fundamental al servir como barrera para proteger el cuerpo de la bomba del desgaste, la abrasión y las altas presiones ejercidas durante las operaciones. Una de las cualidades más notables de los revestimientos avanzados es su resistencia a la temperatura, que les permite soportar el calor intenso generado durante la perforación y la extracción, así como el frío en ciertos entornos de perforación. Esta resistencia es crucial para mantener la eficiencia operativa y extender la vida útil del equipo. Durabilidad a altas temperaturas Los revestimientos modernos se fabrican con materiales diseñados para soportar altas temperaturas sin perder integridad. Cuando se exponen al calor extremo que suele encontrarse en operaciones de perforación más profundas, los revestimientos avanzados evitan la deformación y el deterioro que, de lo contrario, podrían provocar una falla de la bomba. Esta durabilidad bajo el calor permite que la bomba de lodo funcione sin problemas, incluso cuando se perfora en formaciones geológicas calientes. El rendimiento constante a altas temperaturas reduce la necesidad de un mantenimiento frecuente, que puede resultar costoso y requerir mucho tiempo. Rendimiento a bajas temperaturas Además de la resistencia al calor, estos revestimientos también deben funcionar en condiciones frías, como las que se encuentran en las operaciones de perforación en el Ártico. Los revestimientos avanzados están diseñados para permanecer flexibles y duraderos incluso cuando las temperaturas bajan, lo que garantiza que no se agrieten ni se vuelvan quebradizos. Esta adaptabilidad es esencial para las empresas de petróleo y gas que operan en climas más fríos, donde la falla del equipo debido al estrés de la temperatura podría resultar en costosos tiempos de inactividad y riesgos de seguridad. ¿Qué materiales se utilizan en la fabricación de revestimientos? Para los revestimientos de las bombas de lodos utilizadas en climas extremos, los materiales deben soportar temperaturas altas y bajas sin comprometer la durabilidad. A continuación, se muestran algunos materiales de uso común y sus capacidades de resistencia a la temperatura Cerámica : hasta 1500 °F (815 °C): alta durabilidad en calor extremo. Aleación de acero: alrededor de 700 °F (371 °C): equilibrada para el desgaste y las fluctuaciones de temperatura. Compuesto de polímero: hasta 500 °F (260 °C): excelente para temperaturas moderadas y resistencia al desgaste. Caucho reforzado: hasta 350 °F (177 °C): flexible, adecuado para temperaturas más frías. Estos materiales brindan opciones versátiles para revestimientos de bombas de lodos, lo que garantiza resistencia y rendimiento en variaciones extremas de temperatura. La elección depende de los requisitos específicos del entorno de perforación; las aleaciones de cerámica y acero son las preferidas para las temperaturas más altas.

Ghana está considerando importar combustible de la refinería Dangote de Nigeria para reducir su dependencia de las costosas exportaciones europeas, dijo Mustapha Abdul-Hamid , presidente de la Autoridad Nacional del Petróleo de Ghana, en la conferencia OTL Africa Downstream. 1. Una nueva estrategia de importación de combustible para Ghana Ghana está considerando obtener su combustible de la refinería Dangote de Nigeria, lo que podría afectar significativamente su estrategia de importación de combustible y su economía. Según Mustapha Abdul-Hamid, presidente de la Autoridad Nacional del Petróleo de Ghana, importar desde Nigeria le permitiría a Ghana reemplazar las importaciones de combustible más caras de Europa, un gasto actual que le cuesta a Ghana alrededor de $400 millones por mes. Este cambio podría reducir los precios del combustible, beneficiando no solo al sector energético sino también a otros bienes y servicios, ya que se espera que los costos de flete desde la vecina Nigeria sean más bajos que desde Europa. 2. La creciente capacidad de la refinería de Dangote Se prevé que la refinería de Dangote, dirigida por el multimillonario nigeriano Aliko Dangote, opere casi a plena capacidad a finales de año y alcance su pleno estado operativo a principios de 2025. Con una capacidad de producción de 650.000 barriles por día (bpd), la refinería produciría un excedente que superaría la demanda de Nigeria. Este excedente ofrece a los países vecinos como Ghana una fuente de combustible más cercana y asequible en comparación con las importaciones de Rotterdam, que ha sido el principal proveedor de Ghana. Abdul-Hamid enfatizó que el cambio a las importaciones de Nigeria se alinea con los objetivos de Ghana de reducir los costos y estabilizar los precios locales al minimizar los gastos de transporte al exterior. 3. Impacto económico regional Mas allá de los ahorros inmediatos en la importación de combustible, el cambio previsto tiene implicaciones más amplias para la región de África Occidental. Los menores costos de importación de combustible podrían aliviar la presión inflacionaria en varios sectores dentro de Ghana, haciendo que los bienes y servicios sean más asequibles y beneficiando la estabilidad económica del país. Además, Abdul-Hamid señaló que una moneda africana unificada podría fortalecer aún más el comercio regional al reducir la dependencia del dólar estadounidense, lo que haría que las transacciones entre los países africanos fueran más fluidas. 4. Apoyar la creciente economía de Ghana Esta transición es parte de la estrategia más amplia de Ghana para apoyar su creciente economía. Con un crecimiento interanual del 6,9% en el segundo trimestre de 2024, impulsado en gran medida por el sector extractivo, la demanda de combustible de Ghana ha aumentado de manera constante. Satisfacer esta demanda a través de un proveedor más cercano como la refinería de Dangote no solo respalda el crecimiento económico, sino que se alinea con los objetivos de Ghana en materia de comercio regional y estabilidad de precios. Este enfoque podría mejorar los lazos económicos en África Occidental y posicionar a la región como un mercado energético más integrado, contribuyendo a la estabilidad y el crecimiento a escala continental, con información de Reuters.

Esta semana, Argentina acoge la Argentina Oil & Gas Expo 2024 , del 23 al 25 de octubre en Neuquén . Organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), el evento muestra innovaciones y proyectos de vanguardia en el sector de los hidrocarburos. Con miles de ejecutivos petroleros asistentes y debates centrados en infraestructura, planes de exportación de GNL y acuerdos energéticos, la región está repleta de actividad. Datos clave sobre Argentina hoy, según información de Reuters. El auge del gas de esquisto en Argentina Vaca Muerta, ubicada en la región de la Patagonia argentina, está experimentando un aumento en la producción de petróleo y gas de esquisto. Esta formación contiene la segunda reserva de gas de esquisto más grande del mundo y la cuarta más grande de petróleo de esquisto, lo que la convierte en una frontera prometedora para la energía global. Apoyo del gobierno El gobierno de Argentina, encabezado por el presidente libertario Javier Milei, está presionando para aumentar las exportaciones de petróleo y gas. Esta iniciativa tiene como objetivo atraer inversión extranjera y estabilizar la economía del país, que ha luchado durante mucho tiempo contra la inflación y las crisis económicas. Desafíos de infraestructura A pesar del auge de la producción, la infraestructura se está quedando atrás. Ciudades como Anelo han experimentado un rápido crecimiento demográfico debido a la afluencia de trabajadores, pero la infraestructura local, incluidas las carreteras, las viviendas y las escuelas, necesita ponerse al día. Aumento del fracking El número de pozos de fracking que se están perforando en Vaca Muerta ha aumentado, y se han establecido récords de producción. Este aumento de la actividad destaca la creciente importancia de la región en los mercados energéticos mundiales, especialmente como una alternativa potencial a las regiones afectadas por conflictos. Ambiciones de exportación La ambición de Argentina es convertirse en un actor energético mundial para 2030. Las empresas y el gobierno apuntan a aumentar las exportaciones, pero el país carece de suficiente capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL), lo que plantea un obstáculo importante. Interés de los inversores Los inversores ven a Argentina como una nueva fuente estable de petróleo y gas, en particular en un momento en que los conflictos geopolíticos en Oriente Medio y las perturbaciones en Rusia y Venezuela afectan al suministro mundial. Vaca Muerta ofrece una alternativa prometedora. Impacto económico El desarrollo de Vaca Muerta podría tener un impacto económico similar al del sector agrícola de Argentina. Para 2030, el petróleo y el gas podrían rivalizar con los cultivos comerciales del país, como la soja y el maíz, en términos de importancia económica. Limitaciones de los oleoductos y el GNL Uno de los mayores desafíos para la industria del esquisto de Argentina es construir la infraestructura necesaria. Se necesitan oleoductos y terminales de exportación de GNL para aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta, lo que podría llevar años y una inversión significativa. Necesidades de mano de obra y equipos Para satisfacer la creciente demanda, la región necesitará más trabajadores calificados y equipos. El desafío no radica solo en la extracción, sino también en el transporte de petróleo y gas a los mercados globales, lo que requiere una mayor inversión en logística. Potencial de inversión a largo plazo Los expertos predicen que la inversión anual en el sector energético de Argentina podría duplicarse hasta los 23.000 millones de dólares en los próximos ocho años. Sin embargo, la infraestructura de gas, especialmente las terminales de GNL, requerirán proyectos sustanciales a largo plazo para competir con actores globales como Estados Unidos.

En la industria del petróleo y el gas, las bombas de lodos desempeñan un papel crucial en las operaciones de perforación al hacer circular el fluido de perforación a alta presión. El pistón es fundamental para el correcto funcionamiento de estas bombas, un componente clave responsable de generar la fuerza necesaria para mover el fluido a través del sistema. Sin embargo, la eficiencia y la longevidad de una bomba dependen en gran medida de la instalación y alineación precisas de los pistones . El ajuste incorrecto del pistón puede provocar una variedad de problemas, que incluyen fallas prematuras, ineficiencia y tiempos de inactividad costosos. Por qué es importante la instalación precisa del pistón El pistón de una bomba de lodos debe instalarse con precisión para garantizar un movimiento suave dentro del cilindro de la bomba. Si el pistón no está correctamente asentado o alineado, puede generar un desgaste desigual en las paredes del cilindro, lo que no solo afecta el rendimiento de la bomba, sino que también puede provocar daños graves con el tiempo. La desalineación puede hacer que el pistón roce contra las paredes del cilindro, lo que aumenta la fricción y el calor, lo que acelera el desgaste y reduce la vida útil general tanto del pistón como del cilindro. Una instalación precisa también garantiza que el pistón mantenga un sellado adecuado dentro de la bomba. Un pistón bien sellado es esencial para mantener la presión y evitar fugas de fluido. Cuando un pistón está desalineado o ajustado incorrectamente, puede resultar en un sellado deficiente, lo que lleva a una pérdida de presión, ineficiencia en el movimiento del fluido y, en última instancia, a una reducción del rendimiento de la bomba. Esta ineficiencia puede hacer que la bomba trabaje más de lo necesario, lo que aumenta el consumo de energía y los costos operativos. Consecuencias de un ajuste incorrecto del pistón Cuando un pistón no está correctamente ajustado o alineado, puede provocar una falla prematura, que es costosa tanto en términos de reparaciones como de tiempo de inactividad. Por ejemplo, un pistón desalineado puede causar un desgaste irregular en los componentes de la bomba, lo que lleva a averías inesperadas y la necesidad de reemplazos frecuentes. Además, un ajuste incorrecto puede causar vibraciones dentro de la bomba, lo que contribuye aún más a la degradación de las piezas y genera condiciones operativas potencialmente peligrosas. En los peores casos, una mala alineación del pistón puede provocar una falla catastrófica de la bomba, que puede detener las operaciones por completo. El impacto financiero de tales fallas es significativo, ya que las empresas pueden enfrentar no solo los costos directos de reparación sino también los costos indirectos de pérdida de producción. Mejores prácticas para la instalación y alineación de pistones Para evitar los problemas de un ajuste incorrecto de los pistones, existen varias prácticas recomendadas que se deben seguir durante la instalación y el mantenimiento. En primer lugar, es fundamental seguir las pautas del fabricante para la alineación de los pistones y utilizar herramientas de precisión para garantizar mediciones precisas. La inspección y el mantenimiento regulares del pistón y el cilindro también son importantes para detectar signos tempranos de desgaste o desalineación. El uso de pistones y sellos de alta calidad diseñados para el modelo específico de bomba puede garantizar aún más un ajuste y una alineación adecuados. Además, es beneficioso capacitar al personal en las técnicas de instalación correctas y enfatizar la importancia de la precisión en este paso crítico. Finalmente, adoptar un enfoque proactivo para el mantenimiento, como las técnicas de mantenimiento predictivo, puede ayudar a identificar problemas con la alineación de los pistones antes de que provoquen problemas mayores. Al monitorear el rendimiento de la bomba y verificar regularmente el estado del pistón, las empresas pueden prevenir ineficiencias y evitar fallas prematuras. La instalación y alineación precisas de los pistones en las bombas de lodos son esenciales para garantizar un rendimiento óptimo y extender la vida útil del equipo. La desalineación y el ajuste incorrecto pueden generar ineficiencias, fallas prematuras y costos operativos significativos. Al adherirse a las mejores prácticas e inspeccionar regularmente el estado del pistón, las empresas pueden mantener la confiabilidad y eficiencia de sus bombas, evitando costosos tiempos de inactividad y reparaciones.

La red de oleoductos de líquidos de petróleo de EE. UU. ha experimentado una notable expansión desde 2023, con la finalización de cuatro proyectos de oleoductos clave, incluidos tres oleoductos de crudo y uno para líquidos de gas de hidrocarburos (HGL). Según los datos más recientes de la base de datos actualizada de proyectos de oleoductos de líquidos de la EIA, estos proyectos marcan un avance importante para la industria. Curiosamente, durante este período no se ha completado ningún nuevo oleoducto de productos petrolíferos (los que transportan gasolina, diésel o combustible para aviones). Los nuevos proyectos de oleoductos incluyen: Oleoducto South Bend Completado en 2023, este oleoducto de 137 millas desarrollado por Bridger Pipeline, LLC, tiene una capacidad de 150.000 barriles por día (b/d). Transporta petróleo crudo desde Johnsons Corner, Dakota del Norte, hasta Baker, Montana, impulsando la infraestructura de petróleo crudo de la región. Keystone Port Neches Link Este oleoducto de 630.000 b/d, que se completará en 2023 y que constituye una importante incorporación a la red de transporte de petróleo de Texas, está operado por Port Neches Link, LLC, una empresa conjunta entre TC Energy y Motiva Enterprises. El oleoducto de cinco millas conecta la terminal de Sunoco Logistics en Nederland con la terminal de Motiva en Port Neches, y cuenta con segmentos de 30 y 36 pulgadas. Oleoducto Borger Express Este oleoducto, que se extiende a lo largo de 195 millas, fue completado en 2023 por Navigator Energy Services. Transporta 90.000 b/d de petróleo crudo desde el condado de Major, Oklahoma, hasta el condado de Hutchinson, Texas, y desempeña un papel fundamental para facilitar el movimiento eficiente de petróleo crudo entre estados. Conversión del oleoducto Seminole Red El oleoducto Seminole Red, que originalmente era un oleoducto de alta fluidez, se convirtió en un oleoducto para el transporte de petróleo crudo en 2019. En 2024, Enterprise Products Partners lo reconvirtió nuevamente en un oleoducto de alta fluidez. Esta conversión es parte de un proyecto más grande que incluye el oleoducto Bahia, que mejora la capacidad de transportar HGL desde la Cuenca Pérmica. Proyectos de oleoductos actuales y futuros La base de datos actualizada rastrea más de 270 proyectos de oleoductos, incluidos 9 recientemente anunciados y 10 actualmente en construcción. Desde su inicio en 2010, se han completado con éxito 231 proyectos de oleoductos, mientras que 17 se cancelaron de forma permanente. Estos proyectos abarcan varios tipos, desde nuevas construcciones hasta expansiones, reversiones y conversiones, que abarcan petróleo crudo, HGL y productos derivados del petróleo. La base de datos ofrece información detallada, desde la capacidad y la geografía del proyecto hasta el estado y los cronogramas de la construcción. Con actualizaciones periódicas basadas en anuncios de empresas de oleoductos, documentos gubernamentales e informes de la industria, proporciona una herramienta esencial para comprender los avances en curso en la red de oleoductos de EE. UU. Si bien algunos proyectos están interconectados y comparten capacidades, la base de datos rastrea cuidadosamente cada oleoducto para evitar sobrestimar la capacidad total. Este nivel de precisión garantiza que las partes interesadas puedan tomar decisiones informadas basadas en datos precisos.