Oil & Gas Magazine Noviembre 2015
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Transcript of Oil & Gas Magazine Noviembre 2015
3
DIRECTORIO
En portada:
En esta edición:
Director GeneralEditorColaboradores
Fotografías
Corrector de estiloDiseñoMercadotecnia y VentasFinanzasTecnologías de la InformaciónWeb,Comunity ManagerColaboradores
Gabriel Becerra Chávez HitaEduardo GarcíaDaniela Loredo Eduardo García Jorge Palacios
Daniela Loredo, Depositphotos, Pemex y SECTUR
César BolañosAndrea Honorato
Gabriel BecerraDaniel González
Fernando DinglerInbrandit Marketing Digital
Marcial Díaz, Erick Estrada, Ramsés Pech, Rafael Díaz,
Jorge Augant, Rene Ocampo y Eduardo Rodríguez
Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios Aplicados BECGON SA de CV la cual es marca registrada ante el Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No. 1379127. Año 2 No.32 Fecha de publicación 18 de noviembre de 2015. Revista digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V. Av. Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410. Número de certificado de Reserva de derechos exclusivos del titulo “Oil & Gas Magazine “ 04-2014-121713413300-23 de fecha 17 de diciembre de 2014 ante el Instituto Nacional del Derecho de Autor (INDAUTOR). Certificados de Licitud de Titulo y Contenido en tramite, Revista digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V. Av. Cuauhtémoc 45 Int
22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410.
Información correcta al momento de publicar.www.oilandgasmagazine.com.mx
Información de ventas: [email protected]
[email protected] gratuitas:
http://eepurl.com/GG_DvComentarios:
DESCÁRGARLA AQUÍ
¿Te perdiste la última edición?
Adecua CNH bases y contratos de la tercera convocatoria
Son aproximadamente 744 kilómetros cuadrados los que se licitarán a través de 25 áreas contractuales terrestres agrupadas en tres campos: Norte, Sur y
Burgos.
Latinoamérica resiste caída petrolera
Ante menores ingresos por exportaciones petroleras las metas económicas para 2015 son inciertas y con las firmas petroleras recortando presupuestos de inversión y personal el
panorama luce difícil en corto plazo.
César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia y conocimiento
3
DIRECTORIO
En portada:
En esta edición:
Director GeneralEditorColaboradores
Fotografías
Corrector de estiloDiseñoMercadotecnia y VentasFinanzasTecnologías de la InformaciónWeb,Comunity ManagerColaboradores
Gabriel Becerra Chávez HitaEduardo GarcíaDaniela Loredo Eduardo García Jorge Palacios
Daniela Loredo, Depositphotos, Pemex y SECTUR
César BolañosAndrea Honorato
Gabriel BecerraDaniel González
Fernando DinglerInbrandit Marketing Digital
Marcial Díaz, Erick Estrada, Ramsés Pech, Rafael Díaz,
Jorge Augant, Rene Ocampo y Eduardo Rodríguez
Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios Aplicados BECGON SA de CV la cual es marca registrada ante el Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No. 1379127. Año 2 No.32 Fecha de publicación 18 de noviembre de 2015. Revista digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V. Av. Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410. Número de certificado de Reserva de derechos exclusivos del titulo “Oil & Gas Magazine “ 04-2014-121713413300-23 de fecha 17 de diciembre de 2014 ante el Instituto Nacional del Derecho de Autor (INDAUTOR). Certificados de Licitud de Titulo y Contenido en tramite, Revista digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V. Av. Cuauhtémoc 45 Int
22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410.
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Adecua CNH bases y contratos de la tercera convocatoria
Son aproximadamente 744 kilómetros cuadrados los que se licitarán a través de 25 áreas contractuales terrestres agrupadas en tres campos: Norte, Sur y
Burgos.
Latinoamérica resiste caída petrolera
Ante menores ingresos por exportaciones petroleras las metas económicas para 2015 son inciertas y con las firmas petroleras recortando presupuestos de inversión y personal el
panorama luce difícil en corto plazo.
César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia y conocimiento
54
DIRECTORIO DE ANUNCIANTES
PÁGINA 2 PÁGINA 8 PÁGINA 22 PÁGINA 27
PÁGINA 32 PÁGINA 42 PÁGINA 47
PÁGINA 53 PÁGINA 58 PÁGINA 62 PÁGINA 63
PÁGINA 102PÁGINA 72
PÁGINA 106
PÁGINA 73 PÁGINA 99
PÁGINA 107 PÁGINA 119 PÁGINA 123
El petróleo sigue a la baja, los productores no miembros de la OPEP han aguantado más de lo que habían previsto los países árabes mientras ellos continúan extrayendo crudo por encima de sus objetivos de producción, mientras que el resto de los países sufren las consecuencias de esta guerra.
Las semanas pasan y las reservas de petróleo en los Estados Unidos lejos de contraerse, se están aumentando a un ritmo más alto que el esperado por los analistas, quienes se preguntan porque los productores en el país insisten en producir más crudo del que se pueda procesar.
Las perspectivas de los precios continúan siendo a la baja, con un exceso de oferta y una demanda que no termina de despuntar, principalmente por la desaceleración de la economía China. Es altamente probable que en la próxima reunión de la OPEP la estrategia se mantengan sin cambios.
Mientras tanto el gobierno mexicano hace malabares para mantener los ingresos necesarios para el desarrollo del país mientras trata de cumplir los beneficios de la reforma energética. La discusión del presupuesto 2016 se centra en el aumento o disminución de la gasolina, sin que a la fecha se tenga certeza de los precios que tendremos el próximo año.
En menos de un mes se estarán licitando 25 campos terrestres maduros como parte de la Ronda Uno, al igual que en la primera convocatoria la expectativa es muy alta, 80 empresas buscaran hacerse con uno de los bloques a licitar, esperemos que los resultados sean los que necesita la industria, porque la falta de pagos por parte de Pemex ha mermado mucho la economía de las principales zonas petroleras.
PÁGINA 43
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DIRECTORIO DE ANUNCIANTES
PÁGINA 2 PÁGINA 8 PÁGINA 22 PÁGINA 27
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El petróleo sigue a la baja, los productores no miembros de la OPEP han aguantado más de lo que habían previsto los países árabes mientras ellos continúan extrayendo crudo por encima de sus objetivos de producción, mientras que el resto de los países sufren las consecuencias de esta guerra.
Las semanas pasan y las reservas de petróleo en los Estados Unidos lejos de contraerse, se están aumentando a un ritmo más alto que el esperado por los analistas, quienes se preguntan porque los productores en el país insisten en producir más crudo del que se pueda procesar.
Las perspectivas de los precios continúan siendo a la baja, con un exceso de oferta y una demanda que no termina de despuntar, principalmente por la desaceleración de la economía China. Es altamente probable que en la próxima reunión de la OPEP la estrategia se mantengan sin cambios.
Mientras tanto el gobierno mexicano hace malabares para mantener los ingresos necesarios para el desarrollo del país mientras trata de cumplir los beneficios de la reforma energética. La discusión del presupuesto 2016 se centra en el aumento o disminución de la gasolina, sin que a la fecha se tenga certeza de los precios que tendremos el próximo año.
En menos de un mes se estarán licitando 25 campos terrestres maduros como parte de la Ronda Uno, al igual que en la primera convocatoria la expectativa es muy alta, 80 empresas buscaran hacerse con uno de los bloques a licitar, esperemos que los resultados sean los que necesita la industria, porque la falta de pagos por parte de Pemex ha mermado mucho la economía de las principales zonas petroleras.
PÁGINA 43
6 7
ÍNDICE
108Destinos.San Miguel de Allende
114Estilo de vida.BMW X1
Infografía 31
Breves Internacionales:
Halliburton despide a 18,000 trabajadores
18
39Reportaje.
59Reportaje.
Adecua CNH bases y contratos de la
tercera convocatoria
Apuesta CFE por Infraestructura
eléctrica y de gas Natural
Lo que veremos en el corto plazo:
Alianzas e Infraestructura
64Columna.10Foto del mes
BREVESnacionales 12 La cantina
del Charro 28
33Entrevista.César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia y conocimiento en México
44Cogeneración, el mercado perfecto para GE
Entrevista.
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ÍNDICE
108Destinos.San Miguel de Allende
114Estilo de vida.BMW X1
Infografía 31
Breves Internacionales:
Halliburton despide a 18,000 trabajadores
18
39Reportaje.
59Reportaje.
Adecua CNH bases y contratos de la
tercera convocatoria
Apuesta CFE por Infraestructura
eléctrica y de gas Natural
Lo que veremos en el corto plazo:
Alianzas e Infraestructura
64Columna.10Foto del mes
BREVESnacionales 12 La cantina
del Charro 28
33Entrevista.César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia y conocimiento en México
44Cogeneración, el mercado perfecto para GE
Entrevista.
9
Contacto
Nos interesa tu opinión, envía tus comentarios a:
Facebook.com/OilandGasMagazine
@OilGasMagazine
Parece que los árabes ya no saben como defender su estrategia de precios, hasta ellos mismos están perdiendo un dineral financiando algo que parece no tener fin. Los Estados Unidos no ayudaran a los árabes y menos los rusos, parece que todo el mundo esta condenado a sufrir de el efecto de una guerra sin sentido.Jaime Álvarez
La gasolina bajara ligeramente el próximo año si los precios del petróleo se mantienen por debajo de los 50 dólares, el problema es que nadie le cree al gobierno.Gabriel Ayón
No me sorprende que los acuerdos logrados entre Pemex y el sindicato de Romero Deschamps se mantengan en los oscurito, el nivel de opacidad que se tiene con el gobierno de Peña Nieto es alarmante. Lo peor es que con esto perdemos la esperanza de tener un sindicato a la altura de la reforma energética. De nada sirve cambiar los esquemas, si la gente no se le puede cambiar la vieja forma de trabajar.
Si queremos que Pemex sea competitivo frente a los retos que se avecinan necesitamos que los trabajadores de la empresa cambien su forma de pensar y de actuar.Jorge Ortiz
¿Todavía sigue de director Emilio Lozoya?,¿Que esperan para quitarlo? Pemex vive su peor época en producción, finanzas y exploración, los malos manejos están acabando con la industria, existen miles de proveedores que no aguantan el que no les paguen.Oscar Pérez
9
Contacto
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@OilGasMagazine
Parece que los árabes ya no saben como defender su estrategia de precios, hasta ellos mismos están perdiendo un dineral financiando algo que parece no tener fin. Los Estados Unidos no ayudaran a los árabes y menos los rusos, parece que todo el mundo esta condenado a sufrir de el efecto de una guerra sin sentido.Jaime Álvarez
La gasolina bajara ligeramente el próximo año si los precios del petróleo se mantienen por debajo de los 50 dólares, el problema es que nadie le cree al gobierno.Gabriel Ayón
No me sorprende que los acuerdos logrados entre Pemex y el sindicato de Romero Deschamps se mantengan en los oscurito, el nivel de opacidad que se tiene con el gobierno de Peña Nieto es alarmante. Lo peor es que con esto perdemos la esperanza de tener un sindicato a la altura de la reforma energética. De nada sirve cambiar los esquemas, si la gente no se le puede cambiar la vieja forma de trabajar.
Si queremos que Pemex sea competitivo frente a los retos que se avecinan necesitamos que los trabajadores de la empresa cambien su forma de pensar y de actuar.Jorge Ortiz
¿Todavía sigue de director Emilio Lozoya?,¿Que esperan para quitarlo? Pemex vive su peor época en producción, finanzas y exploración, los malos manejos están acabando con la industria, existen miles de proveedores que no aguantan el que no les paguen.Oscar Pérez
10
FOTO DEL MES
Petróleos Mexicanos y la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC) suscribieron hoy un convenio de colaboración para impulsar el Programa de Apoyo a las Comunidades y Medio Ambiente (PACMA), de Pemex.
El acuerdo fue firmado por el director general de Pemex, Emilio Lozoya, y el presidente de la CMIC, Gustavo Arballo.
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FOTO DEL MES
Petróleos Mexicanos y la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC) suscribieron hoy un convenio de colaboración para impulsar el Programa de Apoyo a las Comunidades y Medio Ambiente (PACMA), de Pemex.
El acuerdo fue firmado por el director general de Pemex, Emilio Lozoya, y el presidente de la CMIC, Gustavo Arballo.
1312
BREVES NACIONALES
Pemex cancela 1,289 plazas en Veracruz
El secretario general de la sección 11 del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM),Ramón Hernández Toledo confirmo que Petróleos Mexicanos(Pemex) cancelo 1,289 plazas en varios centros de trabajo en el estado de Veracruz.
El dirigente asegura que del total de plaza canceladas, 555 fueron de trabajadores que se jubilaron mientras que el resto de las vacantes fueron suprimidas, sin embargo espera que con las adecuaciones a las plantas petroquímicas de Cangreja y Morelos se abran oportunidades de trabajo para empleados transitorios.
ESCUCHA LAS BREVES NACIONALES
Pemex y sindicato cierran acuerdo en el tema de jubilaciones y pensiones
Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) lograron cerrar un acuerdo en el tema de las jubilaciones y pensiones, a tan solo unos días de llegar a la fecha límite y tras más de tres meses de negociaciones
Se espera que en los próximos días la empresa haga de conocimiento los por menores del acuerdo, sin embargo de manera extraoficial se conoce que el anuncio de los malos resultados al cierre del tercer trimestre motivo al sindicato aceleraron el cambio en el esquema de jubilaciones y pensiones.
1312
BREVES NACIONALES
Pemex cancela 1,289 plazas en Veracruz
El secretario general de la sección 11 del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM),Ramón Hernández Toledo confirmo que Petróleos Mexicanos(Pemex) cancelo 1,289 plazas en varios centros de trabajo en el estado de Veracruz.
El dirigente asegura que del total de plaza canceladas, 555 fueron de trabajadores que se jubilaron mientras que el resto de las vacantes fueron suprimidas, sin embargo espera que con las adecuaciones a las plantas petroquímicas de Cangreja y Morelos se abran oportunidades de trabajo para empleados transitorios.
ESCUCHA LAS BREVES NACIONALES
Pemex y sindicato cierran acuerdo en el tema de jubilaciones y pensiones
Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) lograron cerrar un acuerdo en el tema de las jubilaciones y pensiones, a tan solo unos días de llegar a la fecha límite y tras más de tres meses de negociaciones
Se espera que en los próximos días la empresa haga de conocimiento los por menores del acuerdo, sin embargo de manera extraoficial se conoce que el anuncio de los malos resultados al cierre del tercer trimestre motivo al sindicato aceleraron el cambio en el esquema de jubilaciones y pensiones.
1514
CNH aprueba a Pemex perforación del pozo Tiaras-1
BREVES NACIONALES
Grupo Diavaz se prepara para tercera licitación de la Ronda Uno
Luis Vázquez presidente del consejo de administración de Grupo Diavaz dijo durante su participación en la XIII Cumbre de Negocios realizada en Guadalajara, aseguro que el grupo esta reuniéndose con fondos mexicanos y extranjeros para aumentar sus oportunidades dentro de la tercera licitación de la Ronda Uno.
En la tercera licitación se subastarán 25 campos maduros terrestres, en los cuales Grupo Diavaz ya cuenta con la experiencia necesaria al trabajar con Pemex desde 2003. Aseguro que en las licitaciones en aguas someras Diavaz no participó debido a la falta de experiencia.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó durante la cuadragésima primera session extraordinaria a Petróleos Mexicanos (Pemex) la perforación del pozo Tiaras-1, ubicado en el Cinturón Plegado Perdido frente a las costa de Tamaulipas, el cual se estima pose reservas por 146 millones de barriles.
El trabajo de perforación iniciará el 18 de noviembre y concluirá el 15 de mayo de próximo año y se espera una inversión de mil 770 millones de pesos.
1514
CNH aprueba a Pemex perforación del pozo Tiaras-1
BREVES NACIONALES
Grupo Diavaz se prepara para tercera licitación de la Ronda Uno
Luis Vázquez presidente del consejo de administración de Grupo Diavaz dijo durante su participación en la XIII Cumbre de Negocios realizada en Guadalajara, aseguro que el grupo esta reuniéndose con fondos mexicanos y extranjeros para aumentar sus oportunidades dentro de la tercera licitación de la Ronda Uno.
En la tercera licitación se subastarán 25 campos maduros terrestres, en los cuales Grupo Diavaz ya cuenta con la experiencia necesaria al trabajar con Pemex desde 2003. Aseguro que en las licitaciones en aguas someras Diavaz no participó debido a la falta de experiencia.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó durante la cuadragésima primera session extraordinaria a Petróleos Mexicanos (Pemex) la perforación del pozo Tiaras-1, ubicado en el Cinturón Plegado Perdido frente a las costa de Tamaulipas, el cual se estima pose reservas por 146 millones de barriles.
El trabajo de perforación iniciará el 18 de noviembre y concluirá el 15 de mayo de próximo año y se espera una inversión de mil 770 millones de pesos.
1716
BREVES Pemex Exploración y Producción nombra nuevos gerentes
500 mil nuevo empleos en sector petrolero para 2018: Michael Page
La nueva subsidiaria nombró nuevos gerentes como parte de la reestructura que la empresa productiva del estado esta realizando a raíz de la reforma energética. Los nuevos nombramientos son paras las áreas de no convencionales, aguas profundas y aguas someras.
Dirección de ExploraciónMarilú Guillén Flores: gerencia de desarrollo sustentable, seguridad industria, salud en el trabajo.
Subdirección de soluciones geofísicasJuan Carlos Escamilla: gerencia de adquisición sísmica.
Subdirección de administración del portafolio y acceso a nuevas áreasMaribel de la Luz Martínez: gerencia de administración del portafolio.
Marco Antonio Arreguín López: gerencia de gestión de nuevas áreas y asociaciones.
Dirección de Desarrollo y ProducciónProducción de aguas profundasSamuel Iván Trujillo Tamez: administrador del activo de producción Lakach-Kunah-Pildis.
Producción de aguas somerasJosé Luis Chávez Suárez: programación y evaluación operativa.
Héctor Salvador Salgado: administrador del activo de producción de Cantarell.
Ricardo Padilla Martínez: administrador del activo de producción de Ku-Maloob-Zaap.
Marcos Ramírez Rivera: administrador del activo de producción Abkatun-Pol-Chuc.
Producción campos terrestresMauricio Sastre Ortiz: programación y evaluación operativa.
Adolfo Luis Cid Vázquez: construcción, supervisión, perforación y mantenimiento.
Ángel Cid Munguía: administrador del activo de producción Macuspana-Muspac.
Víctor Manuel Almanza Méndez: administrador del activo de producción Samana-Luna.
Campos no convencionalesSalomón Guzmán Morales: construcción, supervisión, perforación y mantenimiento.
Héctor Agustín Mandujana: administrador del activo de producción aceite Terciario del Golfo.
Desarrollo de camposEduardo Poblano Romero: programación y evaluación operativa.
Francisco Javier Flamenco López: proyectos de aguas profundas.
Blanca Estela González Valtierra: proyectos de aguas someras.
Acondicionamiento y distribución de HidrocarburosAgustín Armando Mejía Sánchez: coordinación de operación.
Subdirección de auditoría de Reservas de HidrocarburosDaniel José Martín Barrera Morales: gerencia de recursos y certificación de reservas.
José Baltazar Domínguez Hernández: gerencia de administración de proyectos.
NACIONALES
Joao Nunes, director ejecutivo de Michael Page Oil and Gas, señaló que con la desestabilización de los precios del petróleo durante el último año, la implementación de la reforma energética se va a retrasar, aunque aún es muy pronto para decir cuánto tiempo. Con esta tendencia, la demanda de talento también se va a desplazar y con ello la meta de generar 500 mil nuevos empleos para 2018.
El directivo señaló que este volumen de personas se alcanzará hasta 2020 o después, además que 80% de estos puestos los ocuparán personas con un perfil técnico.
1716
BREVES Pemex Exploración y Producción nombra nuevos gerentes
500 mil nuevo empleos en sector petrolero para 2018: Michael Page
La nueva subsidiaria nombró nuevos gerentes como parte de la reestructura que la empresa productiva del estado esta realizando a raíz de la reforma energética. Los nuevos nombramientos son paras las áreas de no convencionales, aguas profundas y aguas someras.
Dirección de ExploraciónMarilú Guillén Flores: gerencia de desarrollo sustentable, seguridad industria, salud en el trabajo.
Subdirección de soluciones geofísicasJuan Carlos Escamilla: gerencia de adquisición sísmica.
Subdirección de administración del portafolio y acceso a nuevas áreasMaribel de la Luz Martínez: gerencia de administración del portafolio.
Marco Antonio Arreguín López: gerencia de gestión de nuevas áreas y asociaciones.
Dirección de Desarrollo y ProducciónProducción de aguas profundasSamuel Iván Trujillo Tamez: administrador del activo de producción Lakach-Kunah-Pildis.
Producción de aguas somerasJosé Luis Chávez Suárez: programación y evaluación operativa.
Héctor Salvador Salgado: administrador del activo de producción de Cantarell.
Ricardo Padilla Martínez: administrador del activo de producción de Ku-Maloob-Zaap.
Marcos Ramírez Rivera: administrador del activo de producción Abkatun-Pol-Chuc.
Producción campos terrestresMauricio Sastre Ortiz: programación y evaluación operativa.
Adolfo Luis Cid Vázquez: construcción, supervisión, perforación y mantenimiento.
Ángel Cid Munguía: administrador del activo de producción Macuspana-Muspac.
Víctor Manuel Almanza Méndez: administrador del activo de producción Samana-Luna.
Campos no convencionalesSalomón Guzmán Morales: construcción, supervisión, perforación y mantenimiento.
Héctor Agustín Mandujana: administrador del activo de producción aceite Terciario del Golfo.
Desarrollo de camposEduardo Poblano Romero: programación y evaluación operativa.
Francisco Javier Flamenco López: proyectos de aguas profundas.
Blanca Estela González Valtierra: proyectos de aguas someras.
Acondicionamiento y distribución de HidrocarburosAgustín Armando Mejía Sánchez: coordinación de operación.
Subdirección de auditoría de Reservas de HidrocarburosDaniel José Martín Barrera Morales: gerencia de recursos y certificación de reservas.
José Baltazar Domínguez Hernández: gerencia de administración de proyectos.
NACIONALES
Joao Nunes, director ejecutivo de Michael Page Oil and Gas, señaló que con la desestabilización de los precios del petróleo durante el último año, la implementación de la reforma energética se va a retrasar, aunque aún es muy pronto para decir cuánto tiempo. Con esta tendencia, la demanda de talento también se va a desplazar y con ello la meta de generar 500 mil nuevos empleos para 2018.
El directivo señaló que este volumen de personas se alcanzará hasta 2020 o después, además que 80% de estos puestos los ocuparán personas con un perfil técnico.
1918
BREVES INTERNACIONALES
El segundo mayor proveedor de servicios petroleros del mundo, Halliburton, anuncio que durante este año se han despedido a 18,000 trabajadores, los últimos cuatro mil durante el tercer trimestre del año debido a la caída en los precios del crudo.
El despido representa el 21% de la fuerza laboral mundial del grupo, la empresa que publicó los resultados del tercer trimestre anuncio que han gastado 257 millones de dólares en indemnizaciones debido a las bajas perspectivas de trabajo para el 2016.
ESCUCHA LAS BREVES INTERNACIONALES
Halliburton despide a 18,000 trabajadores
Informe de la OPEP pronostica tiempos difíciles
De acuerdo a un informe confidencial redactado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) la demanda global de crudo seguirá bajo presión en los próximos años.
El informe donde se detalla la estrategia de producción de la OPEP para los próximos años y que no fue del agrado de Argelia, Irán e Irak prevé que la oferta de petróleo del cartel caiga ligeramente en los próximos cuatro años, de no ser que la producción de los países no miembros disminuya más rápido.
1918
BREVES INTERNACIONALES
El segundo mayor proveedor de servicios petroleros del mundo, Halliburton, anuncio que durante este año se han despedido a 18,000 trabajadores, los últimos cuatro mil durante el tercer trimestre del año debido a la caída en los precios del crudo.
El despido representa el 21% de la fuerza laboral mundial del grupo, la empresa que publicó los resultados del tercer trimestre anuncio que han gastado 257 millones de dólares en indemnizaciones debido a las bajas perspectivas de trabajo para el 2016.
ESCUCHA LAS BREVES INTERNACIONALES
Halliburton despide a 18,000 trabajadores
Informe de la OPEP pronostica tiempos difíciles
De acuerdo a un informe confidencial redactado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) la demanda global de crudo seguirá bajo presión en los próximos años.
El informe donde se detalla la estrategia de producción de la OPEP para los próximos años y que no fue del agrado de Argelia, Irán e Irak prevé que la oferta de petróleo del cartel caiga ligeramente en los próximos cuatro años, de no ser que la producción de los países no miembros disminuya más rápido.
2120
BREVES INTERNACIONALES
Obama rechaza definitivamente la construcción del oleoducto Keystone XL
Cuba busca perforar en aguas profundas del Golfo de México en 2016
El Presidente de los Estados Unidos, Barack Obama anuncio que rechaza la autorización para la construcción del oleoducto Keystone XL, debido a que no sirve a los interés de los Estados Unidos.
“El Departamento de Estado ha decido que el oleoducto Keystone XL no cumple con los intereses nacionales de Estados Unidos” dijo Obama en un discurso en la Casa Blanca.
Keystone tenia como objetivo unir gasoductos existentes que permitirían transportar 800 mil barriles diarios crudo desde la región de Alberta en Canadá hasta el sur de los Estados Unidos, donde las refinerías la procesarían para convertirla en combustibles.
La empresa estatal Cuba Petróleo (CUPET) planea realizar perforaciones de exploración en las aguas profundas del Golfo de México a finales del 2016, aseguró Osvaldo López director de Exploración de la empresa cubana.
De acuerdo a las declaraciones de López, la empresa planea perforar pozos exploratorios a una profundidad de 7,000 metros en aguas con una profundidad de hasta 3,000 metros en asociación con Petróleos de Venezuela (PDVSA) y la empresa SONAGOL de Angola.
“El objetivo de la nueva campaña de perforación es por lo menos lograr dos pozos en aguas profundas, pudieran ser tres, pero seguro van a perforar más de dos pozos” dijo Osvaldo López.
2120
BREVES INTERNACIONALES
Obama rechaza definitivamente la construcción del oleoducto Keystone XL
Cuba busca perforar en aguas profundas del Golfo de México en 2016
El Presidente de los Estados Unidos, Barack Obama anuncio que rechaza la autorización para la construcción del oleoducto Keystone XL, debido a que no sirve a los interés de los Estados Unidos.
“El Departamento de Estado ha decido que el oleoducto Keystone XL no cumple con los intereses nacionales de Estados Unidos” dijo Obama en un discurso en la Casa Blanca.
Keystone tenia como objetivo unir gasoductos existentes que permitirían transportar 800 mil barriles diarios crudo desde la región de Alberta en Canadá hasta el sur de los Estados Unidos, donde las refinerías la procesarían para convertirla en combustibles.
La empresa estatal Cuba Petróleo (CUPET) planea realizar perforaciones de exploración en las aguas profundas del Golfo de México a finales del 2016, aseguró Osvaldo López director de Exploración de la empresa cubana.
De acuerdo a las declaraciones de López, la empresa planea perforar pozos exploratorios a una profundidad de 7,000 metros en aguas con una profundidad de hasta 3,000 metros en asociación con Petróleos de Venezuela (PDVSA) y la empresa SONAGOL de Angola.
“El objetivo de la nueva campaña de perforación es por lo menos lograr dos pozos en aguas profundas, pudieran ser tres, pero seguro van a perforar más de dos pozos” dijo Osvaldo López.
22
BREVES INTERNACIONALES Petróleo a 80 dólares sería ideal: Saeed al Mansuri
En opinión de Sultan bin Saeed al Mansuri, Ministro de Economía de los Emiratos Árabes Unidos, el precio ideal para el petróleo es de 80 dólares por barril, mientras se aumenta la demanda del crudo.
El ministro asegura que no se puede permitir que el precio del petróleo se mantenga en los niveles de 50 dólares, por lo que es necesario que se pase a una segunda fase, donde el petróleo se cotice en los 80 dólares.
Precios del crudo afectan economía de Arabia Saudita
Pese a que los árabes han reiterado en varias ocasiones que cuentan con la fortaleza económica para hacer frente a un escenario de precios bajos por un largo periodo de tiempo, lo cierto es que los actuales niveles comienzan a pasar la factura a las finanzas del país.
Se calcula que Arabia depende en un 80% de los ingresos del petróleo y hoy reportó su primer déficit económico desde la crisis económica mundial del 2009, obligando a retrasar durante varios meses los pagos algunos proveedores; así mismo se informó que las reservas de divisas del reino disminuyeron en 36,000 millones de dólares. Hace unos días se informó que se ha emitido deuda por 15,000 millones de dólares, así como la liquidación de algunas de sus inversiones en los mercados de acciones en los Estados Unidos.
El Fondo Monetario Internacional (FMI) informó que de continuar el ritmo de perdida de activos, el reino puede volverse insolvente en aproximadamente cinco años, mientras algunos analistas creen que se pudiera alcanzar un déficit del 20% para finales de este año.
22
BREVES INTERNACIONALES Petróleo a 80 dólares sería ideal: Saeed al Mansuri
En opinión de Sultan bin Saeed al Mansuri, Ministro de Economía de los Emiratos Árabes Unidos, el precio ideal para el petróleo es de 80 dólares por barril, mientras se aumenta la demanda del crudo.
El ministro asegura que no se puede permitir que el precio del petróleo se mantenga en los niveles de 50 dólares, por lo que es necesario que se pase a una segunda fase, donde el petróleo se cotice en los 80 dólares.
Precios del crudo afectan economía de Arabia Saudita
Pese a que los árabes han reiterado en varias ocasiones que cuentan con la fortaleza económica para hacer frente a un escenario de precios bajos por un largo periodo de tiempo, lo cierto es que los actuales niveles comienzan a pasar la factura a las finanzas del país.
Se calcula que Arabia depende en un 80% de los ingresos del petróleo y hoy reportó su primer déficit económico desde la crisis económica mundial del 2009, obligando a retrasar durante varios meses los pagos algunos proveedores; así mismo se informó que las reservas de divisas del reino disminuyeron en 36,000 millones de dólares. Hace unos días se informó que se ha emitido deuda por 15,000 millones de dólares, así como la liquidación de algunas de sus inversiones en los mercados de acciones en los Estados Unidos.
El Fondo Monetario Internacional (FMI) informó que de continuar el ritmo de perdida de activos, el reino puede volverse insolvente en aproximadamente cinco años, mientras algunos analistas creen que se pudiera alcanzar un déficit del 20% para finales de este año.
2524
BREVES NEGOCIOS
Lanzan nueva marca de estaciones de servicio
Un grupo de 300 empresarios del ramo se unieron para crear la marca G500, la cual mantendrá la comercialización del combustible de Petróleos Mexicanos, pero lo harán bajo su propia marca.
Antonio Caballero, presidente de la empresa cree que mantener la distribución de gasolinas de Pemex les dará una ventaja comercial debido a la logística que la empresa productiva del estado tiene en el país.
Caballero, espera llegar a finales de este año a las 1,000 estaciones de servicio en todo el país, gracias a la creación de un fondo de inversiones por 1,600 millones de dólares.
México debe de cuidar los campos a licitar: Exxon Mobil
Durante la edición 13 de la Cumbre de Negocios, el vicepresidente de Exploración para América Latina de ExxonMobil, Erik Oswald aseguro que México tiene que estar orgulloso de la Reforma Energética y que debemos de estar conscientes de que vienen grandes desafíos, peor era algo que no se podía detener.
Oswald comparo la situación actual con la vivida en Brasil en 1997 cuando el país sudamericano realizó su reforma energética, pero a diferencia del país carioca, en México el proceso es más rápido y con mayor coordinación entre industria y gobierno.
Sin embargo el directivo dijo que el gobierno debe de estar al pendiente de no sobre licitar los campos en las próximas rondas, debido a que no aportará nada a la sociedad y repercutirá en la reputación del país.
El mayor riesgo que puede sufrir México es ofrecer campos petroleros sobrevalorados o que los procesos de licitación estén viciados, por que las empresas se daran cuenta de que se trata de engañar a los inversionistas.
2524
BREVES NEGOCIOS
Lanzan nueva marca de estaciones de servicio
Un grupo de 300 empresarios del ramo se unieron para crear la marca G500, la cual mantendrá la comercialización del combustible de Petróleos Mexicanos, pero lo harán bajo su propia marca.
Antonio Caballero, presidente de la empresa cree que mantener la distribución de gasolinas de Pemex les dará una ventaja comercial debido a la logística que la empresa productiva del estado tiene en el país.
Caballero, espera llegar a finales de este año a las 1,000 estaciones de servicio en todo el país, gracias a la creación de un fondo de inversiones por 1,600 millones de dólares.
México debe de cuidar los campos a licitar: Exxon Mobil
Durante la edición 13 de la Cumbre de Negocios, el vicepresidente de Exploración para América Latina de ExxonMobil, Erik Oswald aseguro que México tiene que estar orgulloso de la Reforma Energética y que debemos de estar conscientes de que vienen grandes desafíos, peor era algo que no se podía detener.
Oswald comparo la situación actual con la vivida en Brasil en 1997 cuando el país sudamericano realizó su reforma energética, pero a diferencia del país carioca, en México el proceso es más rápido y con mayor coordinación entre industria y gobierno.
Sin embargo el directivo dijo que el gobierno debe de estar al pendiente de no sobre licitar los campos en las próximas rondas, debido a que no aportará nada a la sociedad y repercutirá en la reputación del país.
El mayor riesgo que puede sufrir México es ofrecer campos petroleros sobrevalorados o que los procesos de licitación estén viciados, por que las empresas se daran cuenta de que se trata de engañar a los inversionistas.
26
BREVES NEGOCIOS
Grupo México busca invertir mil millones de dólares en el sector petrolero
Grupo México busca invertir mil millones de dólares en el sector petrolero mexicano en los próximos 10 años, a través de su empresa Perforadora México.
La empresa anuncio que a través de su experiencia en la perforación de campos terrestres y aguas someras buscaran convertirse en una empresa petrolera que produzca 100 mil barriles diarios de petróleo.
El mecanismo por el cual buscaran hacer las inversiones es a través de la asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) en los campos que próximamente se licitaran bajo el esquema de farmouts. Así mismo anuncio que para la licitación de campos maduros terrestres han seleccionado a 5 campos para analizarlos a profundidad y decidir la cantidad de dinero a ofertar el próximo 15 de diciembre.
26
BREVES NEGOCIOS
Grupo México busca invertir mil millones de dólares en el sector petrolero
Grupo México busca invertir mil millones de dólares en el sector petrolero mexicano en los próximos 10 años, a través de su empresa Perforadora México.
La empresa anuncio que a través de su experiencia en la perforación de campos terrestres y aguas someras buscaran convertirse en una empresa petrolera que produzca 100 mil barriles diarios de petróleo.
El mecanismo por el cual buscaran hacer las inversiones es a través de la asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) en los campos que próximamente se licitaran bajo el esquema de farmouts. Así mismo anuncio que para la licitación de campos maduros terrestres han seleccionado a 5 campos para analizarlos a profundidad y decidir la cantidad de dinero a ofertar el próximo 15 de diciembre.
LA CANTINA DEL CHARRO
2928
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina,las cuales me permito compartir con ustedes esperando que lasencuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se
trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.
Y cuando todos pensábamos que el tema del Contrato Colectivo de Trabajo entre el STPRM y PEMEX había llegado a feliz término, una vez que el Secretario de Gobernación MIGUEL ÁNGEL OSORIO CHONG...
en Geotermia, la cual otorga un financiamiento garantizado por hasta 20 millones de Euros (equivalente aproximadamente a 378 millones de pesos) por los próximos tres años y reiteró el compromiso para el impulso de las energías renovables y la implementación de tecnologías limpias.
Este es un aviso muy importante a nuestros amigos Gasolineros del país, La Comisión Reguladora de Energía (CRE) informó que las gasolineras que cuentan con el nuevo permiso de expendio al público de combustibles asciende a 7 mil 535, 66.5 por ciento de las 11 mil 322 estaciones de servicio que existen en el país.
El ritmo de solicitud de permisos presentados ante la CRE en las últimas semanas, ha disminuido significativamente pasando de 2,730 en los primeros días de octubre a tan solo 741 en los primeros días de noviembre, por lo que aún quedan 3,787 estaciones sin gestionar su autorización para operar.
Es importante señalar que las estaciones de servicio que no cuenten con el permiso de la CRE para el 1 de enero de 2016, no podrán vender gasolinas y diésel, y en caso de llevarse a cabo la actividad sin dicho permiso, será sancionado con una multa de entre 10 a 30 millones de pesos, conforme lo dispuesto por el artículo 86 de la Ley de Hidrocarburos, lo cual pondría en riesgo el mismo negocio.
Ya vienen los Oil & Gas Premios 2015, próximo 14 de Enero, en Casino Campo Marte de Chapultepec
...fue el testigo de honor de su firma entre el Director General EMILIO LOZOYA AUSTIN y el hasta ahora líder CARLOS ROMERO DESCHAMPS, resulta que el sindicato de la Unión Nacional de Técnicos y Profesionales Petroleros (UNTYPP) anunció que presentará a la brevedad dos demandas de nulidad, una contra el Reglamento del Personal de Confianza, y otra contra el Contrato Colectivo de Trabajo entre el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STRPRM) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), debido a las afectaciones por la pérdida de prestaciones sindicales.
Así mismo anunciaron que además de las acciones legales, se realizaran movilizaciones y plantones para exigir las prestaciones perdidas en el nuevo Contrato Colectivo, así como la pérdida de 7,000 plazas durante el próximo año, se le viene una tormenta a la “Cenicienta” VÍCTOR DÍAZ SOLÍS, el gris e inoperante Director Corporativo de Administración, al que por cierto muchos preguntan porque le dicen la “Cenicienta”, es porque sin mérito alguno, un día se durmió siendo nivel 41 y amaneció siendo un nivel 44.
Pero también hay buenas noticias en el sector, el Secretario de Energía, PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, se reunió con el Comisario Europeo de Investigación, Ciencia e Innovación, CARLOS MOEDAS, a quien explicó los avances de la reforma energética y la importancia de mejorar la investigación e innovación tecnológica, así como la formación de recursos humanos.
En este marco, ambos funcionarios dieron conocer la Primer Convocatoria Conjunta México-Comisión Europea en materia de Energía, particularmente
LA CANTINA DEL CHARRO
2928
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina,las cuales me permito compartir con ustedes esperando que lasencuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se
trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.
Y cuando todos pensábamos que el tema del Contrato Colectivo de Trabajo entre el STPRM y PEMEX había llegado a feliz término, una vez que el Secretario de Gobernación MIGUEL ÁNGEL OSORIO CHONG...
en Geotermia, la cual otorga un financiamiento garantizado por hasta 20 millones de Euros (equivalente aproximadamente a 378 millones de pesos) por los próximos tres años y reiteró el compromiso para el impulso de las energías renovables y la implementación de tecnologías limpias.
Este es un aviso muy importante a nuestros amigos Gasolineros del país, La Comisión Reguladora de Energía (CRE) informó que las gasolineras que cuentan con el nuevo permiso de expendio al público de combustibles asciende a 7 mil 535, 66.5 por ciento de las 11 mil 322 estaciones de servicio que existen en el país.
El ritmo de solicitud de permisos presentados ante la CRE en las últimas semanas, ha disminuido significativamente pasando de 2,730 en los primeros días de octubre a tan solo 741 en los primeros días de noviembre, por lo que aún quedan 3,787 estaciones sin gestionar su autorización para operar.
Es importante señalar que las estaciones de servicio que no cuenten con el permiso de la CRE para el 1 de enero de 2016, no podrán vender gasolinas y diésel, y en caso de llevarse a cabo la actividad sin dicho permiso, será sancionado con una multa de entre 10 a 30 millones de pesos, conforme lo dispuesto por el artículo 86 de la Ley de Hidrocarburos, lo cual pondría en riesgo el mismo negocio.
Ya vienen los Oil & Gas Premios 2015, próximo 14 de Enero, en Casino Campo Marte de Chapultepec
...fue el testigo de honor de su firma entre el Director General EMILIO LOZOYA AUSTIN y el hasta ahora líder CARLOS ROMERO DESCHAMPS, resulta que el sindicato de la Unión Nacional de Técnicos y Profesionales Petroleros (UNTYPP) anunció que presentará a la brevedad dos demandas de nulidad, una contra el Reglamento del Personal de Confianza, y otra contra el Contrato Colectivo de Trabajo entre el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STRPRM) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), debido a las afectaciones por la pérdida de prestaciones sindicales.
Así mismo anunciaron que además de las acciones legales, se realizaran movilizaciones y plantones para exigir las prestaciones perdidas en el nuevo Contrato Colectivo, así como la pérdida de 7,000 plazas durante el próximo año, se le viene una tormenta a la “Cenicienta” VÍCTOR DÍAZ SOLÍS, el gris e inoperante Director Corporativo de Administración, al que por cierto muchos preguntan porque le dicen la “Cenicienta”, es porque sin mérito alguno, un día se durmió siendo nivel 41 y amaneció siendo un nivel 44.
Pero también hay buenas noticias en el sector, el Secretario de Energía, PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, se reunió con el Comisario Europeo de Investigación, Ciencia e Innovación, CARLOS MOEDAS, a quien explicó los avances de la reforma energética y la importancia de mejorar la investigación e innovación tecnológica, así como la formación de recursos humanos.
En este marco, ambos funcionarios dieron conocer la Primer Convocatoria Conjunta México-Comisión Europea en materia de Energía, particularmente
LA CANTINA DEL CHARRO
3130
Lo bueno...Que el 2015 está a punto de concluir
Lo malo...
Las reducciones presupuestales para PEMEX en 2016
Lo horrible....
Que su punto actual de financiamiento son los proveedores
Cualquier comentario o historia que me quieran compartir, estoy a su órdenes
el siguiente correo electrónico. Por ahora estiempo de cerrar nuestra cantina y por ahí
les seguiré comentando lo que en los pasillosse platica. ¡Abur!
[email protected] @CantinaCharrito
LA CANTINA DEL CHARRO
3130
Lo bueno...Que el 2015 está a punto de concluir
Lo malo...
Las reducciones presupuestales para PEMEX en 2016
Lo horrible....
Que su punto actual de financiamiento son los proveedores
Cualquier comentario o historia que me quieran compartir, estoy a su órdenes
el siguiente correo electrónico. Por ahora estiempo de cerrar nuestra cantina y por ahí
les seguiré comentando lo que en los pasillosse platica. ¡Abur!
[email protected] @CantinaCharrito
3333
César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia
y conocimientoPor Daniela Loredo
3333
César Augusto Rendón García, sinónimo de experiencia
y conocimientoPor Daniela Loredo
ENTREVISTA
3534
La historia de del Diputado panista César Augusto Rendón García en el sector energético, concretamente en Petróleos Mexicanos, comienza desde el sexenio del entonces Presidente de la República, Felipe Calderón Hinojosa como Titular de la Unidad de Enlace Legislativo, cargo que ocupó durante un año ya que posteriormente fue nombrado Gerente Corporativo de Desarrollo Social, área en la cual sostuvo la relación de Pemex con Entidades Federativas y con los Gobiernos Municipales además de administrar el Programa Nacional de Donativos y Donaciones con la finalidad de obtener
una licencia social para todos los proyectos de la petrolera en campo.
Mantenerse vinculado con las áreas operativas de la ex paraestatal le permitió al político tamaulipeco viajar y conocer las necesidades de las comunidades así como de la propia operación petrolera. Hoy con años de distancia de aquel puesto, Rendón García funge como Secretario de la Comisión de Energía por parte del Partido Acción Nacional, bancada que encontró en el funcionario una pieza clave para hacer ‘aterrizar’ en buen puerto la Reforma Energética.
Para ver el video da click
En entrevista para Oil & Gas Magazine el Diputado blanquiazul habló sobre la transformación del sector, los cambios para 2016 así como los retos de la industria eléctrica.
En ese sentido, el Licenciado César Augusto comentó para Oil & Gas Magazine que existen grandes retos, sin embargo, ayudará desde el poder legislativo a esta industria que durante los dos últimos años comenzó su renovación. Para lograrlo, “tenemos que generar condiciones de certidumbre, tanto para la comunidad, para los mexicanos, hacer un trabajo importante de comunicación y sobretodo, fomentar una certeza jurídica para los nuevos inversionistas”, señaló.
“Tenemos que asegurarnos que aquellos que quieran venir a invertir, ya sean asiáticos, norteamericanos, europeos y demás, tengan certidumbre jurídica y puedan de esa manera venir a México y ayudarnos a construir nuestro sector energético por el lado privado y a su vez asegurarnos que Petróleos Mexicanos pueda ser competitivo y pueda hacer frente a los retos que le estamos exigiendo como nación”, agregó.
Tema financiero
A dos meses de concluir el 2015 y después de ser testigos del ajuste al presupuesto de Petróleos Mexicanos por 62,000 millones de pesos a principios del año, el Diputado Federal adelantó que se espera un recorte fuerte para Pemex, decisión que no comparte y buscará la manera de trabajar con la Comisión de Presupuesto para brindarle a la ahora Empresa Productiva del Estado el capital que necesita para ser competitivo.
“No podemos mandar a la empresa de todos los mexicanos a competir en un mundo globalizado si no le damos las herramientas presupuestales y económicas suficientes; voy a luchar porque tengan
más presupuesto y que puedan llevar a cabo las inversiones estratégicas que se necesiten para que el sector salga adelante”.
Asimismo, se comprometió a buscar el modo de que el dinero se utilice correctamente, es decir, que no termine usando para pago de sueldos; se tiene que invertir en puntos donde la generación de valor sea prioridad.
Con respecto a los precios de la gasolina para el próximo año comentó que en virtud de los últimos hechos, éstos tendrán un ‘techo’ y un ‘piso’ mientras que el costo se dará a conocer a más tardar el 31 de Diciembre y apuntó que la bancada panista había pugnado por un descenso en los precios del combustible.
“Considero que bajar el importe nos haría competitivos como país; si bien le pegaría a las finanzas públicas, creo que las finanzas públicas lo podrían recuperar con mayor dinamismo”, aseguró.
Cambio climático
Como integrante de la Comisión de Cambio Climático correspondiente a la LXIII Legislatura de la Cámara de Diputados habló sobre las grandes oportunidades para combatir este problema gracias a la Reforma Energética, sobre todo con la reconversión de las plantas de combustóleo a gas natural, hecho que en sus palabras “nos hará más limpios y más baratos”.
Subrayó además la importancia de generar condiciones a través de la Ley de Transición Energética para incentivar verdaderamente nuestros
ENTREVISTA
3534
La historia de del Diputado panista César Augusto Rendón García en el sector energético, concretamente en Petróleos Mexicanos, comienza desde el sexenio del entonces Presidente de la República, Felipe Calderón Hinojosa como Titular de la Unidad de Enlace Legislativo, cargo que ocupó durante un año ya que posteriormente fue nombrado Gerente Corporativo de Desarrollo Social, área en la cual sostuvo la relación de Pemex con Entidades Federativas y con los Gobiernos Municipales además de administrar el Programa Nacional de Donativos y Donaciones con la finalidad de obtener
una licencia social para todos los proyectos de la petrolera en campo.
Mantenerse vinculado con las áreas operativas de la ex paraestatal le permitió al político tamaulipeco viajar y conocer las necesidades de las comunidades así como de la propia operación petrolera. Hoy con años de distancia de aquel puesto, Rendón García funge como Secretario de la Comisión de Energía por parte del Partido Acción Nacional, bancada que encontró en el funcionario una pieza clave para hacer ‘aterrizar’ en buen puerto la Reforma Energética.
Para ver el video da click
En entrevista para Oil & Gas Magazine el Diputado blanquiazul habló sobre la transformación del sector, los cambios para 2016 así como los retos de la industria eléctrica.
En ese sentido, el Licenciado César Augusto comentó para Oil & Gas Magazine que existen grandes retos, sin embargo, ayudará desde el poder legislativo a esta industria que durante los dos últimos años comenzó su renovación. Para lograrlo, “tenemos que generar condiciones de certidumbre, tanto para la comunidad, para los mexicanos, hacer un trabajo importante de comunicación y sobretodo, fomentar una certeza jurídica para los nuevos inversionistas”, señaló.
“Tenemos que asegurarnos que aquellos que quieran venir a invertir, ya sean asiáticos, norteamericanos, europeos y demás, tengan certidumbre jurídica y puedan de esa manera venir a México y ayudarnos a construir nuestro sector energético por el lado privado y a su vez asegurarnos que Petróleos Mexicanos pueda ser competitivo y pueda hacer frente a los retos que le estamos exigiendo como nación”, agregó.
Tema financiero
A dos meses de concluir el 2015 y después de ser testigos del ajuste al presupuesto de Petróleos Mexicanos por 62,000 millones de pesos a principios del año, el Diputado Federal adelantó que se espera un recorte fuerte para Pemex, decisión que no comparte y buscará la manera de trabajar con la Comisión de Presupuesto para brindarle a la ahora Empresa Productiva del Estado el capital que necesita para ser competitivo.
“No podemos mandar a la empresa de todos los mexicanos a competir en un mundo globalizado si no le damos las herramientas presupuestales y económicas suficientes; voy a luchar porque tengan
más presupuesto y que puedan llevar a cabo las inversiones estratégicas que se necesiten para que el sector salga adelante”.
Asimismo, se comprometió a buscar el modo de que el dinero se utilice correctamente, es decir, que no termine usando para pago de sueldos; se tiene que invertir en puntos donde la generación de valor sea prioridad.
Con respecto a los precios de la gasolina para el próximo año comentó que en virtud de los últimos hechos, éstos tendrán un ‘techo’ y un ‘piso’ mientras que el costo se dará a conocer a más tardar el 31 de Diciembre y apuntó que la bancada panista había pugnado por un descenso en los precios del combustible.
“Considero que bajar el importe nos haría competitivos como país; si bien le pegaría a las finanzas públicas, creo que las finanzas públicas lo podrían recuperar con mayor dinamismo”, aseguró.
Cambio climático
Como integrante de la Comisión de Cambio Climático correspondiente a la LXIII Legislatura de la Cámara de Diputados habló sobre las grandes oportunidades para combatir este problema gracias a la Reforma Energética, sobre todo con la reconversión de las plantas de combustóleo a gas natural, hecho que en sus palabras “nos hará más limpios y más baratos”.
Subrayó además la importancia de generar condiciones a través de la Ley de Transición Energética para incentivar verdaderamente nuestros
ENTREVISTA
3736
renovables. Al respecto, el Diputado planteó el siguiente ejemplo:
“En el sector eléctrico, uno de los grandes atractivos que tenía la Ley anterior era la existencia del banco virtual de energía, es fundamental el banco virtual porque aquellos que son solares, que son eólicos tienen la manera de saber cuándo tienen más producción, es decir, conocer cuándo sopla más el viento o que hay más sol; definitivamente es un incentivo importante por lo que se debe mantener”, explicó.
Como es bien sabido, la Ley General del Cambio Climático, tiene como meta la reducción de 30% de
las emisiones de CO2 para 2020 y una disminución de 50% para 2050, cifras que la opinión del ex candidato a la Presidencia de la República, Gabriel Quadri no se lograrán mientras los precios de la gasolina no suban.
En contraste, Rendón García aseveró que una medida así afectaría al sector de autotransporte y a la industria en general. “Es mejor generar una cultura de ciclo vías, una cultura de Metros, transporte urbano eficiente y de calidad; el mejor ejemplo lo tenemos en los países desarrollados de Europa en donde los Metros son la mejor manera de moverse (…) no puedes agarrar y a la economía de los mexicanos que ya ésta de por si está complicada y subirle más los costos”, sostuvo.
Afuera del curul
Seguro de sí mismo y de sus palabras, César Augusto Rendón García confesó a este medio el cómo se convirtió en el hombre y político que es hoy día. “Estudié en el Tecnológico de Monterrey la Licenciatura de Ciencias Políticas con Especialidad de Administración Pública, además, estuve durante dos años en la Universidad de Oxford en una certificación especial de Filosofía, Política y Economía. Desde siempre simpaticé con la ideología de Acción Nacional y esto me llevó a trabajar en el PAN Estatal de Tamaulipas”, relató.
En el ámbito político, señaló, se inició como Regidor del Municipio de Matamoros, después fue candidato a Diputado y tras no salir avante en las urnas se integró a Petróleos Mexicanos donde trabajó muy de cerca del Dr. Suárez Coppel. Al término de la administración, retomó su trayectoria política y actualmente es Diputado Federal por la segunda circunscripción.
Fuera del trabajo, César Augusto se considera un hombre feliz a lado de su hija y de su esposa con quien lleva ocho años de casado. Dentro de sus pasatiempos se encuentra el viajar aunque confiesa ser amante de los libros de historia.
37
El Diputado panista ha ocupado dos cargos importantes en Petróleos Mexicanos; de 2010 a 2011 fungió como Titular de la Unidad de Enlace Legislativo y de 2011 a 2013 fue
Gerente Corporativo de Desarrollo Social.
ENTREVISTA
3736
renovables. Al respecto, el Diputado planteó el siguiente ejemplo:
“En el sector eléctrico, uno de los grandes atractivos que tenía la Ley anterior era la existencia del banco virtual de energía, es fundamental el banco virtual porque aquellos que son solares, que son eólicos tienen la manera de saber cuándo tienen más producción, es decir, conocer cuándo sopla más el viento o que hay más sol; definitivamente es un incentivo importante por lo que se debe mantener”, explicó.
Como es bien sabido, la Ley General del Cambio Climático, tiene como meta la reducción de 30% de
las emisiones de CO2 para 2020 y una disminución de 50% para 2050, cifras que la opinión del ex candidato a la Presidencia de la República, Gabriel Quadri no se lograrán mientras los precios de la gasolina no suban.
En contraste, Rendón García aseveró que una medida así afectaría al sector de autotransporte y a la industria en general. “Es mejor generar una cultura de ciclo vías, una cultura de Metros, transporte urbano eficiente y de calidad; el mejor ejemplo lo tenemos en los países desarrollados de Europa en donde los Metros son la mejor manera de moverse (…) no puedes agarrar y a la economía de los mexicanos que ya ésta de por si está complicada y subirle más los costos”, sostuvo.
Afuera del curul
Seguro de sí mismo y de sus palabras, César Augusto Rendón García confesó a este medio el cómo se convirtió en el hombre y político que es hoy día. “Estudié en el Tecnológico de Monterrey la Licenciatura de Ciencias Políticas con Especialidad de Administración Pública, además, estuve durante dos años en la Universidad de Oxford en una certificación especial de Filosofía, Política y Economía. Desde siempre simpaticé con la ideología de Acción Nacional y esto me llevó a trabajar en el PAN Estatal de Tamaulipas”, relató.
En el ámbito político, señaló, se inició como Regidor del Municipio de Matamoros, después fue candidato a Diputado y tras no salir avante en las urnas se integró a Petróleos Mexicanos donde trabajó muy de cerca del Dr. Suárez Coppel. Al término de la administración, retomó su trayectoria política y actualmente es Diputado Federal por la segunda circunscripción.
Fuera del trabajo, César Augusto se considera un hombre feliz a lado de su hija y de su esposa con quien lleva ocho años de casado. Dentro de sus pasatiempos se encuentra el viajar aunque confiesa ser amante de los libros de historia.
37
El Diputado panista ha ocupado dos cargos importantes en Petróleos Mexicanos; de 2010 a 2011 fungió como Titular de la Unidad de Enlace Legislativo y de 2011 a 2013 fue
Gerente Corporativo de Desarrollo Social.
para celebrar la premiación a la
Que reconoce a las empresas, iniciativas y líderes que hayan realizado importantes contribuciones a esta industria.
RSVP (777) 1019 209 [email protected]
Excelencia
magno evento
en el sector de hidrocarburos en México
Casino Campo Marte14 de enero de 2016
19:00 hrs
Oil & Gas Magazine
Se enorgullece en PRESENTAR
14 de enerocasino delcampo marte
39
Adecua CNH bases y contratos de la tercera convocatoria
Por Ingrid L. Zarco
39
4140
En menos de un mes se celebrará la tercera fase de la Ronda Uno, licitación que ha despertado el interés de gigantes petroleras quienes buscarán uno de los 25 contratos de licencia de campos terrestres para la extracción de hidrocarburos que esta ocasión comprenden a los Estados de Chiapas, Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz y Tabasco.
De esta manera, los tres campos Burgos, Sur y Norte agrupan las áreas de Calicanto, Ricos, Barcodon , Poniente, Cajón, Tuna, La Laja, Malva, Mareógrafo, Mayacaste, Moloacán, Mundo Nuevo, Fortuna Nacional, Cuichapa, Peña Blanca, Carretas, Pontón, Catedral, San Bernardo, Secadero,
Calibrador, Tecolutla, Paraíso Benavides, Paso de Oro y Topen, mismos que la Secretaría de Energía (Sener) asegura son productores de petróleo/gas y su volumen de reservas originales es de 798 millones de pies cúbicos.
El hecho de que todos tengan reservas y actualmente se encuentren produciendo pudiera ser el motivo principal de que más de 90 empresas hayan atendido la convocatoria que comenzó en Mayo y un porcentaje considerable (60) haya iniciado la precalificación para continuar el proceso hasta la fecha de Apertura de Propuestas que se efectuará el 15 de Diciembre.
Son aproximadamente 744 kilómetros cuadrados los que se licitarán a través de 25 áreas contractuales terrestres agrupadas en tres campos: Norte, Sur y Burgos.
REPORTAJE
Asimismo, sufrieron cambios los planes de desarrollo, evaluación al igual que el provisional de extracción así como las reglas de reducción y devolución; procedimientos de entrega y recepción; seguridad; arrendamiento; seguridad, salud y protección ambiental
Sobre esto, Juan Carlos Zepeda, Presidente de la CNH comentó durante la sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la Comisión que la decisión de cambiar algunos aspectos de las bases es con el fin de que las empresas puedan presentar varias ofertas económicas mediante un esquema de multi ofertas que el Comité Licitatorio abrirá en secuencia pues el capital contable y el requerimiento es por área y no por el paquete de todas las áreas.
Cabe señalar que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aseguró en un comunicado que “las adecuaciones realizadas se basan en las mejores prácticas internacionales en la materia para otorgar certeza jurídica a los operadores, así como en el interés del estado mexicano de garantizar mayores
inversiones, incrementar la generación de empleos y aumentar la producción de petróleo y gas natural”.
Jugadores en disputa
Un promedio de 60 empresas son las que tentativamente se disputarán los 25 campos, pero para muchas de ellas será la primera vez que participan en una convocatoria de este estilo y en México. Tal es el caso de Diavaz Offshore, que a pesar de haber mostrado interés, optó por declinar; caso contrario es el de la china CNOOC International Limited que en la pasada convocatoria participó de forma individual y esta vez sí busca adjudicarse al menos un campo.
A su vez, firmas nacionales como Citla Energy Onshore, Jaguar Exploración y Producción, PetroBal, Química Apollo, Nuvoil, Grupo R Exploración y Producción o extranjeras de la talla de la estadounidense Sánchez-Olium o la española Tecpetrol Internacional se mantienen en el proceso.
Cambio de reglas
Al igual que en las dos convocatorias anteriores la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó en su cuadragésima cuarta sesión modificaciones a las bases de licitación y de contrato entre las que destacan las siguientes:
• Los valores mínimos aceptables serán dados a conocer por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público el día 30 de Noviembre.
• Se notifica la apertura de propuestas económicas en dos etapas: primero las Áreas Contractuales tipo 2 y posteriormente las Áreas Contractuales Tipo 1.
• Para cuatro áreas las garantías económicas presentadas por las empresas deberán tener una garantía económica por cada uno de ellos de 200 millones de dólares; los 21 restantes tiene
una garantía fija de 5 millones.
• El contratista tendrá la posibilidad de realizar actividades exploratorias en adición a las actividades de extracción previstas en el contrato.
• Todas las empresas deberán presentar un plan provisional.
• Se permitirá el uso de la fianza como instrumento para garantizar las obligaciones del contratista durante el período de evaluación.
4140
En menos de un mes se celebrará la tercera fase de la Ronda Uno, licitación que ha despertado el interés de gigantes petroleras quienes buscarán uno de los 25 contratos de licencia de campos terrestres para la extracción de hidrocarburos que esta ocasión comprenden a los Estados de Chiapas, Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz y Tabasco.
De esta manera, los tres campos Burgos, Sur y Norte agrupan las áreas de Calicanto, Ricos, Barcodon , Poniente, Cajón, Tuna, La Laja, Malva, Mareógrafo, Mayacaste, Moloacán, Mundo Nuevo, Fortuna Nacional, Cuichapa, Peña Blanca, Carretas, Pontón, Catedral, San Bernardo, Secadero,
Calibrador, Tecolutla, Paraíso Benavides, Paso de Oro y Topen, mismos que la Secretaría de Energía (Sener) asegura son productores de petróleo/gas y su volumen de reservas originales es de 798 millones de pies cúbicos.
El hecho de que todos tengan reservas y actualmente se encuentren produciendo pudiera ser el motivo principal de que más de 90 empresas hayan atendido la convocatoria que comenzó en Mayo y un porcentaje considerable (60) haya iniciado la precalificación para continuar el proceso hasta la fecha de Apertura de Propuestas que se efectuará el 15 de Diciembre.
Son aproximadamente 744 kilómetros cuadrados los que se licitarán a través de 25 áreas contractuales terrestres agrupadas en tres campos: Norte, Sur y Burgos.
REPORTAJE
Asimismo, sufrieron cambios los planes de desarrollo, evaluación al igual que el provisional de extracción así como las reglas de reducción y devolución; procedimientos de entrega y recepción; seguridad; arrendamiento; seguridad, salud y protección ambiental
Sobre esto, Juan Carlos Zepeda, Presidente de la CNH comentó durante la sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la Comisión que la decisión de cambiar algunos aspectos de las bases es con el fin de que las empresas puedan presentar varias ofertas económicas mediante un esquema de multi ofertas que el Comité Licitatorio abrirá en secuencia pues el capital contable y el requerimiento es por área y no por el paquete de todas las áreas.
Cabe señalar que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aseguró en un comunicado que “las adecuaciones realizadas se basan en las mejores prácticas internacionales en la materia para otorgar certeza jurídica a los operadores, así como en el interés del estado mexicano de garantizar mayores
inversiones, incrementar la generación de empleos y aumentar la producción de petróleo y gas natural”.
Jugadores en disputa
Un promedio de 60 empresas son las que tentativamente se disputarán los 25 campos, pero para muchas de ellas será la primera vez que participan en una convocatoria de este estilo y en México. Tal es el caso de Diavaz Offshore, que a pesar de haber mostrado interés, optó por declinar; caso contrario es el de la china CNOOC International Limited que en la pasada convocatoria participó de forma individual y esta vez sí busca adjudicarse al menos un campo.
A su vez, firmas nacionales como Citla Energy Onshore, Jaguar Exploración y Producción, PetroBal, Química Apollo, Nuvoil, Grupo R Exploración y Producción o extranjeras de la talla de la estadounidense Sánchez-Olium o la española Tecpetrol Internacional se mantienen en el proceso.
Cambio de reglas
Al igual que en las dos convocatorias anteriores la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó en su cuadragésima cuarta sesión modificaciones a las bases de licitación y de contrato entre las que destacan las siguientes:
• Los valores mínimos aceptables serán dados a conocer por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público el día 30 de Noviembre.
• Se notifica la apertura de propuestas económicas en dos etapas: primero las Áreas Contractuales tipo 2 y posteriormente las Áreas Contractuales Tipo 1.
• Para cuatro áreas las garantías económicas presentadas por las empresas deberán tener una garantía económica por cada uno de ellos de 200 millones de dólares; los 21 restantes tiene
una garantía fija de 5 millones.
• El contratista tendrá la posibilidad de realizar actividades exploratorias en adición a las actividades de extracción previstas en el contrato.
• Todas las empresas deberán presentar un plan provisional.
• Se permitirá el uso de la fianza como instrumento para garantizar las obligaciones del contratista durante el período de evaluación.
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REPORTAJE
La Apertura de Propuestas correspondiente a la convocatoria número tres de la Ronda Uno se efectuarán el 15 de Diciembre; la SHCP revelará los valores mínimos
aceptables el 30 de Noviembre.
Serán 25 campos terrestres a licitar; 21 contienen un volumen de hidrocarburos menor a 100 mbce y los 4 restantes, presentan un volumen mayor.
USD $250 millones es la cantidad que espera el gobierno mexicano por inversiones en esta tercera fase.
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REPORTAJE
La Apertura de Propuestas correspondiente a la convocatoria número tres de la Ronda Uno se efectuarán el 15 de Diciembre; la SHCP revelará los valores mínimos
aceptables el 30 de Noviembre.
Serán 25 campos terrestres a licitar; 21 contienen un volumen de hidrocarburos menor a 100 mbce y los 4 restantes, presentan un volumen mayor.
USD $250 millones es la cantidad que espera el gobierno mexicano por inversiones en esta tercera fase.
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4544
Cogeneración, el mercado perfecto para GE
Por Staff Oil & Gas Magazine
ENTREVISTA
Con el fin de abundar en los proyectos de esta línea, Oil & Gas Magazine entrevistó al directivo quien destacó la importancia de formar parte de tan importante foro sustentable y así poder penetrar más en el mercado mexicano.
Sobre los cambios constitucionales y la Reforma Energética, Villavicencio subrayó el potencial del país en la parte de cogeneración sobre todo en la parte industrial. “Sabemos que se trata de
cogeneraciones eficientes que ayudan a ser más rentables a la industria tanto en la parte eléctrica como térmica”, aseveró.
Asimismo hizo particular énfasis en la fuerte inversión en infraestructura que se está llevando a cabo en el país, hecho que desde su perspectiva ayudará a que muchos industriales tengan el acceso y puedan tomar decisiones de autogenerarse energía.
A través de su distribuidor autorizado Smith Power México, la firma General Electric participó en la vigésimo tercera edición de The Green Expo, muestra en la cual pudo exhibir parte de la tecnología de su unidad de negocios Distributed Power la cual está bajo la dirección de Gerardo Villavicencio.
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Cogeneración, el mercado perfecto para GE
Por Staff Oil & Gas Magazine
ENTREVISTA
Con el fin de abundar en los proyectos de esta línea, Oil & Gas Magazine entrevistó al directivo quien destacó la importancia de formar parte de tan importante foro sustentable y así poder penetrar más en el mercado mexicano.
Sobre los cambios constitucionales y la Reforma Energética, Villavicencio subrayó el potencial del país en la parte de cogeneración sobre todo en la parte industrial. “Sabemos que se trata de
cogeneraciones eficientes que ayudan a ser más rentables a la industria tanto en la parte eléctrica como térmica”, aseveró.
Asimismo hizo particular énfasis en la fuerte inversión en infraestructura que se está llevando a cabo en el país, hecho que desde su perspectiva ayudará a que muchos industriales tengan el acceso y puedan tomar decisiones de autogenerarse energía.
A través de su distribuidor autorizado Smith Power México, la firma General Electric participó en la vigésimo tercera edición de The Green Expo, muestra en la cual pudo exhibir parte de la tecnología de su unidad de negocios Distributed Power la cual está bajo la dirección de Gerardo Villavicencio.
45
46
Contribución tecnológica
En relación a la oferta de GE para la industria energética, el directivo acentuó su participación mediante motores reciprocantes de la marca Jenbacher. Se trata de una tecnología de origen europeo que va desde menos de 1 Mw hasta 9 Mw. Por otra parte recordó la generación de energía a través de residuos con la facilidad de que se puede utilizar combustible, gas natural o biogás. Cabe
decir que este proyecto se llevó a cabo hace años. “Vemos que México tiene mucho potencial en la arte de biogás, algo que va creciendo en los distintos estados del país”, comentó.
Finalmente, resaltó la alta competitividad de GE en el mercado al ser una de las pocas firmas que cubre todos los segmentos y además ofrece un amplio portafolio para quienes quieren producir algo pequeño o algo más grande.
ENTREVISTA
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Contribución tecnológica
En relación a la oferta de GE para la industria energética, el directivo acentuó su participación mediante motores reciprocantes de la marca Jenbacher. Se trata de una tecnología de origen europeo que va desde menos de 1 Mw hasta 9 Mw. Por otra parte recordó la generación de energía a través de residuos con la facilidad de que se puede utilizar combustible, gas natural o biogás. Cabe
decir que este proyecto se llevó a cabo hace años. “Vemos que México tiene mucho potencial en la arte de biogás, algo que va creciendo en los distintos estados del país”, comentó.
Finalmente, resaltó la alta competitividad de GE en el mercado al ser una de las pocas firmas que cubre todos los segmentos y además ofrece un amplio portafolio para quienes quieren producir algo pequeño o algo más grande.
ENTREVISTA
4948
Latinoamérica resiste caída petrolera
Por Erick Estrada Medina
REPORTAJE
El sector energético enfrenta múltiples retos hoy día, el principal tanto de México como de Latinoamérica es la baja que registran los precios petroleros, esto hace que la inversión en el nicho este si no detenida, sí más lenta. Hace un año su cotización se mantenía en arriba de USD $100 por barril, ahora está por debajo de los USD $50 explica David Atherton, Director Líder de la Oficina de Energía de AON en México y Latinoamérica.
“A muchos nos gustaría que los cambios ocurrieran con mayor dinamismo, pero en realidad su velocidad no se esperaba tan lenta”, afirmó el especialista durante un Simposio de Energía 2015 organizado por AON.
Al cierre de los mercados finales de 2014, el precio tanto del Brent de referencia internacional como el Texas estadounidense cayó en más de 45% durante el año. Una caída que se produjo desde junio, cuando los precios aún se ubicaban por encima de los USD $100 por cada barril.
Bajo este contexto el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó un informe donde estima que la tasa de crecimiento económica en Latinoamérica y el Caribe declinará antes de recuperarse en 2016. Brasil y Venezuela, dos de las mayores economías de Sudamérica se contraerán este año un 0.3 %, refiere el reporte.
Para México, pese a tratarse también de un importante exportador de crudo, el organismo prevé un crecimiento del 2.3 % este año -dos décimas más que la cifra de 2014- y un 2.8 % en 2016.
“Podemos ver otros casos como el de Colombia donde el mercado de valores depende en su mayoría de las acciones de Ecopetrol; en Brasil, Petrobras juega un papel fundamental; o Argentina, donde la baja en el precio del petróleo genera de manera drástica que las bolsas de valores se contraiga”.
Situación que los analistas atribuyen ha ocurrido ante un exceso en la oferta del mercado mundial, causada por una variedad de factores. En tanto el FMI ilustra tres factores que intervienen básicamente: el valor del crudo, muy similar para los países del G7, tomados como referencia; el valor determinado como margen para la industria, y los impuestos que cada uno de los países incrementa.
Garantizan la seguridad energética
México aprobó el año pasado la Reforma Energética, con el fin de permitir una mayor participación de la industria privada para la exploración y producción de hidrocarburos, medida que busca garantizar la seguridad energética. Hasta antes de la reforma, el Estado asumía el riesgo de todas las actividades sustantivas del sector.
Ante menores ingresos por exportaciones petroleras las metas económicas para 2015 son inciertas y con las firmas petroleras recortando presupuestos de inversión y personal el panorama luce difícil en corto plazo.
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Latinoamérica resiste caída petrolera
Por Erick Estrada Medina
REPORTAJE
El sector energético enfrenta múltiples retos hoy día, el principal tanto de México como de Latinoamérica es la baja que registran los precios petroleros, esto hace que la inversión en el nicho este si no detenida, sí más lenta. Hace un año su cotización se mantenía en arriba de USD $100 por barril, ahora está por debajo de los USD $50 explica David Atherton, Director Líder de la Oficina de Energía de AON en México y Latinoamérica.
“A muchos nos gustaría que los cambios ocurrieran con mayor dinamismo, pero en realidad su velocidad no se esperaba tan lenta”, afirmó el especialista durante un Simposio de Energía 2015 organizado por AON.
Al cierre de los mercados finales de 2014, el precio tanto del Brent de referencia internacional como el Texas estadounidense cayó en más de 45% durante el año. Una caída que se produjo desde junio, cuando los precios aún se ubicaban por encima de los USD $100 por cada barril.
Bajo este contexto el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó un informe donde estima que la tasa de crecimiento económica en Latinoamérica y el Caribe declinará antes de recuperarse en 2016. Brasil y Venezuela, dos de las mayores economías de Sudamérica se contraerán este año un 0.3 %, refiere el reporte.
Para México, pese a tratarse también de un importante exportador de crudo, el organismo prevé un crecimiento del 2.3 % este año -dos décimas más que la cifra de 2014- y un 2.8 % en 2016.
“Podemos ver otros casos como el de Colombia donde el mercado de valores depende en su mayoría de las acciones de Ecopetrol; en Brasil, Petrobras juega un papel fundamental; o Argentina, donde la baja en el precio del petróleo genera de manera drástica que las bolsas de valores se contraiga”.
Situación que los analistas atribuyen ha ocurrido ante un exceso en la oferta del mercado mundial, causada por una variedad de factores. En tanto el FMI ilustra tres factores que intervienen básicamente: el valor del crudo, muy similar para los países del G7, tomados como referencia; el valor determinado como margen para la industria, y los impuestos que cada uno de los países incrementa.
Garantizan la seguridad energética
México aprobó el año pasado la Reforma Energética, con el fin de permitir una mayor participación de la industria privada para la exploración y producción de hidrocarburos, medida que busca garantizar la seguridad energética. Hasta antes de la reforma, el Estado asumía el riesgo de todas las actividades sustantivas del sector.
Ante menores ingresos por exportaciones petroleras las metas económicas para 2015 son inciertas y con las firmas petroleras recortando presupuestos de inversión y personal el panorama luce difícil en corto plazo.
5150
“Permitir que nuevos personajes con un apetito de riesgo y capacidad de inversión lo puedan hacer comparte un riego común por el desarrollo nacional y el objetivo de garantizar los recursos”, puntualiza Atherton Oakey.
Una política que representa un paso adelante en el progreso de la industria nacional aunque señala cambios en las actividades sustantivas de exportación. Sin embargo, a decir del especialista, frena las inversiones previstas en proyectos, pero abre otras posibilidades en otras áreas.
“La meta es captar las empresas que si participen y abran otras oportunidades de negocio, un ejemplo es la distribución de gas natural o de ciclos combinados; en ambos casos la baja de los precios petroleros no repercute en su precio y éste mantiene una estabilidad”, refirió.
Recuperación incierta
El efecto dominó en la caída sostenida de los precios petroleros son inciertos, ante la decisión de Arabia Saudita de no intervenir, los mecanismos auto regulatorios del mercado siguen intactos: si los precios bajan, la producción cae, ello a su vez disminuye la oferta, situación que finalmente hace que los precios vuelvan a subir.
Aún con la entrada de pequeñas empresas al mercado, las grandes empresas que pueden controlar la oferta todavía son pocas para hablar de un mercado libre y aunque sea un proceso que lleve años, eventualmente la oferta hará que los precios suban.
Hunden a proveedores
También los proveedores de servicios en la industria petrolera recienten las consecuencias de los bajos costos del crudo. Schlumberger han realizado importantes recortes; tan sólo la mayor empresas de servicios a yacimientos petroleros despidió a 9,000 trabajadores de un total de más 120,000 en unos ochenta países.
Otras firmas como Baker Hughes y Halliburton planean recortar miles de empleos porque la actividad de perforación disminuyó. La primera estima realizar un recorte de 7,000 empleados, en tanto, la segunda no reveló una cifra concreta.
“Esperemos que los ajustes de personal estén en línea con nuestros competidores primarios” informó Jeffrey Miller, Presidente de Operaciones de Halliburton, en una conferencia de prensa a medios internacionales.
Lo que suceda de ahora en adelante es más difícil de desentrañar. El auge del esquisto estadounidense no da señal de disminuir y existen dudas sobre la fortaleza de la economía global. Ambos factores son dos buenos motivos para creer que los bajos precios del crudo continuarán por algún tiempo.
Así debido a la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) por intervenir como a una reducción en la demanda es probable que el precio del crudo se mantenga por debajo de USD $100 durante varios años.
En un futuro el mercado indica podría recuperarse levemente y alcanzar USD$ 70 en 2019. Aunque los analistas coinciden en un precio por los USD$ 40 a USD $ 80 en los próximos años. Montos que afectarán la rentabilidad de muchas explotaciones. Las operaciones con mayor afectación serán las reservas de difícil acceso y amplio costoso, como los pozos en aguas profundas.
Una de las regiones del planeta que más puede verse expuesta al descenso de los precios del petróleo es Latinoamérica, donde existen importantes países productores cuyas economías están íntimamente relacionadas con la evolución del mercado internacional de crudo.
De acuerdo con las últimas estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía (International Energy Agency, IEA), Venezuela es el noveno productor de esta materia prima del mundo, México es el décimo, Brasil el duodécimo, Colombia el vigésimo, Argentina el vigésimo sexto y Ecuador el trigésimo.
Otro ejemplo de las grandes firmas afectadas por este importante desplome es Repsol, cuyas utilidades retrocedieron 44% en el período abril-junio en comparación con igual período del año pasado.
A su vez Shell anunció un recorte de 6.500 personas en todo 2015, el cual incluye a parte de su plantilla y subcontratistas directos. Además como medida de emergencia redujo sus inversiones para enfrentar posibles escenarios adversos; ya que los precios del hidrocarburo podrían extenderse varios años.
Caída no da tregua a México
El gobierno mexicano anticipa recortes por USD $8,900 millones para su presupuesto de 2016, según los criterios para diseñar su egreso, tanto la caída del crudo como la volatilidad de los mercados financieros por la recuperación de Estados Unidos previstos para 2015 obligan a México a reducir su gasto.
REPORTAJE
A muchos nos gustaría que los cambios ocurrieran con mayor dinamismo, pero en realidad su velocidad no se esperaba tan lenta
David Atherton, Director Líder de la Oficina de Energía de AON en México
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“Permitir que nuevos personajes con un apetito de riesgo y capacidad de inversión lo puedan hacer comparte un riego común por el desarrollo nacional y el objetivo de garantizar los recursos”, puntualiza Atherton Oakey.
Una política que representa un paso adelante en el progreso de la industria nacional aunque señala cambios en las actividades sustantivas de exportación. Sin embargo, a decir del especialista, frena las inversiones previstas en proyectos, pero abre otras posibilidades en otras áreas.
“La meta es captar las empresas que si participen y abran otras oportunidades de negocio, un ejemplo es la distribución de gas natural o de ciclos combinados; en ambos casos la baja de los precios petroleros no repercute en su precio y éste mantiene una estabilidad”, refirió.
Recuperación incierta
El efecto dominó en la caída sostenida de los precios petroleros son inciertos, ante la decisión de Arabia Saudita de no intervenir, los mecanismos auto regulatorios del mercado siguen intactos: si los precios bajan, la producción cae, ello a su vez disminuye la oferta, situación que finalmente hace que los precios vuelvan a subir.
Aún con la entrada de pequeñas empresas al mercado, las grandes empresas que pueden controlar la oferta todavía son pocas para hablar de un mercado libre y aunque sea un proceso que lleve años, eventualmente la oferta hará que los precios suban.
Hunden a proveedores
También los proveedores de servicios en la industria petrolera recienten las consecuencias de los bajos costos del crudo. Schlumberger han realizado importantes recortes; tan sólo la mayor empresas de servicios a yacimientos petroleros despidió a 9,000 trabajadores de un total de más 120,000 en unos ochenta países.
Otras firmas como Baker Hughes y Halliburton planean recortar miles de empleos porque la actividad de perforación disminuyó. La primera estima realizar un recorte de 7,000 empleados, en tanto, la segunda no reveló una cifra concreta.
“Esperemos que los ajustes de personal estén en línea con nuestros competidores primarios” informó Jeffrey Miller, Presidente de Operaciones de Halliburton, en una conferencia de prensa a medios internacionales.
Lo que suceda de ahora en adelante es más difícil de desentrañar. El auge del esquisto estadounidense no da señal de disminuir y existen dudas sobre la fortaleza de la economía global. Ambos factores son dos buenos motivos para creer que los bajos precios del crudo continuarán por algún tiempo.
Así debido a la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) por intervenir como a una reducción en la demanda es probable que el precio del crudo se mantenga por debajo de USD $100 durante varios años.
En un futuro el mercado indica podría recuperarse levemente y alcanzar USD$ 70 en 2019. Aunque los analistas coinciden en un precio por los USD$ 40 a USD $ 80 en los próximos años. Montos que afectarán la rentabilidad de muchas explotaciones. Las operaciones con mayor afectación serán las reservas de difícil acceso y amplio costoso, como los pozos en aguas profundas.
Una de las regiones del planeta que más puede verse expuesta al descenso de los precios del petróleo es Latinoamérica, donde existen importantes países productores cuyas economías están íntimamente relacionadas con la evolución del mercado internacional de crudo.
De acuerdo con las últimas estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía (International Energy Agency, IEA), Venezuela es el noveno productor de esta materia prima del mundo, México es el décimo, Brasil el duodécimo, Colombia el vigésimo, Argentina el vigésimo sexto y Ecuador el trigésimo.
Otro ejemplo de las grandes firmas afectadas por este importante desplome es Repsol, cuyas utilidades retrocedieron 44% en el período abril-junio en comparación con igual período del año pasado.
A su vez Shell anunció un recorte de 6.500 personas en todo 2015, el cual incluye a parte de su plantilla y subcontratistas directos. Además como medida de emergencia redujo sus inversiones para enfrentar posibles escenarios adversos; ya que los precios del hidrocarburo podrían extenderse varios años.
Caída no da tregua a México
El gobierno mexicano anticipa recortes por USD $8,900 millones para su presupuesto de 2016, según los criterios para diseñar su egreso, tanto la caída del crudo como la volatilidad de los mercados financieros por la recuperación de Estados Unidos previstos para 2015 obligan a México a reducir su gasto.
REPORTAJE
A muchos nos gustaría que los cambios ocurrieran con mayor dinamismo, pero en realidad su velocidad no se esperaba tan lenta
David Atherton, Director Líder de la Oficina de Energía de AON en México
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REPORTAJE
México, el segundo mayor productor de la región tras Venezuela, sufrirá un impacto fiscal relevante porque cerca de un tercio de sus ingresos fiscales provienen de
hidrocarburos.
Las operaciones con mayor afectación serán las reservas de difícil acceso, como los pozos en aguas profundas.
El Fondo Monetario Internacional prevé un crecimiento del 2.3 % para México en 2015, dos décimas más que la cifra de 2014 y un 2.8 % en 2016.
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REPORTAJE
México, el segundo mayor productor de la región tras Venezuela, sufrirá un impacto fiscal relevante porque cerca de un tercio de sus ingresos fiscales provienen de
hidrocarburos.
Las operaciones con mayor afectación serán las reservas de difícil acceso, como los pozos en aguas profundas.
El Fondo Monetario Internacional prevé un crecimiento del 2.3 % para México en 2015, dos décimas más que la cifra de 2014 y un 2.8 % en 2016.
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5554
REPORTAJE
Rentabilidad y viabilidad geotérmica en México
El potencial geotérmico del mundo es muy alto, a grado de que la capacidad instalada global es superior a los 12 GW y más de 700 proyectos en desarrollo, sin embargo México, a pesar de estar entre los primeros lugares en el rubro no había aprovechado esa oportunidad al dejar que sólo el gobierno federal, mediante la Comisión Federal de Electricidad (CFE), desarrollara y operara plantas de generación de ese tipo.
Adicionalmente, el marco legal mexicano no ofrecía protección a la inversión durante las concesiones para exploración y explotación geotérmica y se carecía de una referencia para el uso del agua del subsuelo, hecho que incrementaba los costos para su adecuado aprovechamiento.
Entendido lo anterior y derivado de la Reforma Energética, en Julio de 2014 la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados aprobó las Leyes de Industria Eléctrica y de Energía Geotérmica ésta última enfocada a regular el reconocimiento, exploración y explotación de recursos térmicos del subsuelo dentro de los límites del territorio nacional.
Asimismo, determina una extensión de hasta 150 kilómetros cuadrados para los permisos para la exploración de áreas con potencial geotérmico y una vigencia de tres años con posibilidad a tres años más siempre y cuando se haya cumplido con
los términos y condiciones del permiso y con las disposiciones de la ley, entre otros factores.
En complemento, se publicó dos meses después el Reglamento de la Ley de Energía Geotérmica en el Diario Oficial de la Federación (DOF) cuyo objetivo fue establecer los requisitos, procedimientos y demás actos que permitan el aprovechamiento de este recurso natural con el fin de generar energía eléctrica o destinarla a usos diversos tales como: elaboración de conservas, calefacción urbana, evaporación de soluciones concentradas o recuperación de metales.
Transformación y desarrollo
Con este nuevo marco regulatorio se eliminaron algunas barreras técnicas, económicas y regulatorias que abrieron el camino para que la iniciativa privada pudiera invertir capital en este ámbito tal y como pasó en el sector hidrocarburos, todo con el fin de aprovechar los recursos geotérmicos a lo largo y ancho del país -que de acuerdo con estudios- podrían alcanzar los 10 GW si se exploran nuevos yacimientos.
Para lograrlo se requieren de grandes inversiones, sobretodo en términos de tecnología de vanguardia pues a diferencia de otras energías renovables, como la solar o eólica, su disponibilidad puede presentarse desde los horizontes más superficiales
Hace algunos años, hablar de geotermia era sinónimo de un marco regulatorio limitante, proyectos no desarrollados o de incertidumbre tanto para inversionistas nacionales como extranjeros. Afortunadamente, el panorama cambió gracias a la expedición de la Ley de Energía Geotérmica.
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REPORTAJE
Rentabilidad y viabilidad geotérmica en México
El potencial geotérmico del mundo es muy alto, a grado de que la capacidad instalada global es superior a los 12 GW y más de 700 proyectos en desarrollo, sin embargo México, a pesar de estar entre los primeros lugares en el rubro no había aprovechado esa oportunidad al dejar que sólo el gobierno federal, mediante la Comisión Federal de Electricidad (CFE), desarrollara y operara plantas de generación de ese tipo.
Adicionalmente, el marco legal mexicano no ofrecía protección a la inversión durante las concesiones para exploración y explotación geotérmica y se carecía de una referencia para el uso del agua del subsuelo, hecho que incrementaba los costos para su adecuado aprovechamiento.
Entendido lo anterior y derivado de la Reforma Energética, en Julio de 2014 la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados aprobó las Leyes de Industria Eléctrica y de Energía Geotérmica ésta última enfocada a regular el reconocimiento, exploración y explotación de recursos térmicos del subsuelo dentro de los límites del territorio nacional.
Asimismo, determina una extensión de hasta 150 kilómetros cuadrados para los permisos para la exploración de áreas con potencial geotérmico y una vigencia de tres años con posibilidad a tres años más siempre y cuando se haya cumplido con
los términos y condiciones del permiso y con las disposiciones de la ley, entre otros factores.
En complemento, se publicó dos meses después el Reglamento de la Ley de Energía Geotérmica en el Diario Oficial de la Federación (DOF) cuyo objetivo fue establecer los requisitos, procedimientos y demás actos que permitan el aprovechamiento de este recurso natural con el fin de generar energía eléctrica o destinarla a usos diversos tales como: elaboración de conservas, calefacción urbana, evaporación de soluciones concentradas o recuperación de metales.
Transformación y desarrollo
Con este nuevo marco regulatorio se eliminaron algunas barreras técnicas, económicas y regulatorias que abrieron el camino para que la iniciativa privada pudiera invertir capital en este ámbito tal y como pasó en el sector hidrocarburos, todo con el fin de aprovechar los recursos geotérmicos a lo largo y ancho del país -que de acuerdo con estudios- podrían alcanzar los 10 GW si se exploran nuevos yacimientos.
Para lograrlo se requieren de grandes inversiones, sobretodo en términos de tecnología de vanguardia pues a diferencia de otras energías renovables, como la solar o eólica, su disponibilidad puede presentarse desde los horizontes más superficiales
Hace algunos años, hablar de geotermia era sinónimo de un marco regulatorio limitante, proyectos no desarrollados o de incertidumbre tanto para inversionistas nacionales como extranjeros. Afortunadamente, el panorama cambió gracias a la expedición de la Ley de Energía Geotérmica.
54
5756
REPORTAJE
del suelo hasta el almacenado en rocas situadas a profundidad que únicamente podrían alcanzarse con técnicas de perforación similares a las utilizadas en yacimientos petrolíferos.
¿Realmente es viable?
Como se señaló anteriormente, México se encuentra en una de las regiones geográficas con mayor potencial geotérmico del mundo, pero ¿realmente eso garantiza su viabilidad y rentabilidad?
Para comenzar debemos de hacer hincapié en la situación que vive el mundo entero en relación al cambio climático y el agotamiento de los
combustibles fósiles por lo que las energías renovables son la alternativa más viable que el ser humano tiene y por la que debe apostar ante un panorama de catástrofes naturales como el derretimiento de los polos, el aumento en el nivel del mar, o simplemente el incremento de la temperatura del planeta Tierra.
Ante esto, se han implementado proyectos tanto solares, eólicos, hidroeléctricos como geotérmicos, y concretamente ésta última fuente limpia se ha convertido con el paso de los años en una fuente de energía económica que de acuerdo a prospecciones de la Sener (Secretaría de Energía), pudiera tener para 2028, 11,585 MW en el país.
Casos de éxito
Convencidos de que la explotación de recursos geotérmicos en México es realmente viable, Geotérmica para el Desarrollo (Grupo Dragón) consiguió a principios de Noviembre el primer título de concesión, convirtiéndose en la primera empresa particular que generará electricidad con el calor de la tierra mediante el proyecto San Pedro Lagunillas, en el Estado de Nayarit, el cual se prevé generará 25 MW en el verano de 2016.
Las ventajas de este recurso natural como el ser una fuente limpia y constante fueron decisivas para que la filial de Grupo Salinas invirtiera cerca de 2,600 millones de pesos y creará aproximadamente 650 empleos de manera directa.
Punto final
Desde diferentes puntos de vista, como lo es el social, ambiental, económico y el potencial de generación de una planta geotérmica infieren en la conclusión de que la energía geotérmica es viable y rentable. En definitiva, la expedición de una Ley en la materia así como la regulación de concesiones por parte de la Sener para los particulares, de la Comisión Federal de Electricidad o de las demás empresas productivas del Estado beneficiará a la población mexicana, quienes podrán continuar con el suministro de energía en sus hogares por este medio.
Los trabajos geotérmicos con objeto de la creación de electricidad se remontan a la década de los sesentas en donde el Estado pionero fue Hidalgo con el campo de Pathé. Posteriormente la CFE intentó desarrollar las zonas de los Negritos e Ixtlán de los Hervores en Michoacán pero tampoco fue productivo. No fue hasta la extrusión lávica doble, formada por un volcán y un domo de nombre Cierro Prieto que finalmente se
desarrolló este tipo de energía. Existentes
Nueva capacidad
Hidráulica < /= a 30 MW
Hidráulica > 30 MW
Eólica
Geotermia
Bioenergía
Solar FV
Total
14,178
3,011
94
750
750
1,907
82
166
17,189
2014 2018 2024 2028
14,178
9,761
110
1,230
1,239
7,608
178
543
23,939
14,178
16,322
352
3,017
3,017
120,260
258
1,941
30,500
14,178
19,761
502
3,544
3,544
11,585
338
3,121
33,939
MÉXICO: ESCENARIOS DE PARTICIPACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL SECTOR ELÉTRICO (MW)
Etapas y costos
En esta industria es más barato hacer una exploración superficial que perforar un pozo, es por ello que se necesita hacer un estudio previo que determine el tipo de fluido, temperatura, composición química y su capacidad de producir energía. Con base a los datos obtenidos se debe hacer una planeación metódica y determinar qué técnica (geológica, geoquímica o geofísica) se puede usar.
Por otra parte, es importante realizar un esquema que incluya inversiones y costos asociados a la operación de cada planta térmica o geotérmica a desarrollar; aquí factores como inversión inicial; gastos de operación y mantenimiento; inversión para exploración; costos de producción; producción anual o la dependencia con los costos de otros energéticos son vitales. De igual modo se debe contemplar un estudio de prefactibilidad que evalúe la utilización de personal local o el uso de consultores.
FUENTE: PROSPECTIVA DE ENERGIAS RENOVABLES 2014-2018. SENER
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REPORTAJE
del suelo hasta el almacenado en rocas situadas a profundidad que únicamente podrían alcanzarse con técnicas de perforación similares a las utilizadas en yacimientos petrolíferos.
¿Realmente es viable?
Como se señaló anteriormente, México se encuentra en una de las regiones geográficas con mayor potencial geotérmico del mundo, pero ¿realmente eso garantiza su viabilidad y rentabilidad?
Para comenzar debemos de hacer hincapié en la situación que vive el mundo entero en relación al cambio climático y el agotamiento de los
combustibles fósiles por lo que las energías renovables son la alternativa más viable que el ser humano tiene y por la que debe apostar ante un panorama de catástrofes naturales como el derretimiento de los polos, el aumento en el nivel del mar, o simplemente el incremento de la temperatura del planeta Tierra.
Ante esto, se han implementado proyectos tanto solares, eólicos, hidroeléctricos como geotérmicos, y concretamente ésta última fuente limpia se ha convertido con el paso de los años en una fuente de energía económica que de acuerdo a prospecciones de la Sener (Secretaría de Energía), pudiera tener para 2028, 11,585 MW en el país.
Casos de éxito
Convencidos de que la explotación de recursos geotérmicos en México es realmente viable, Geotérmica para el Desarrollo (Grupo Dragón) consiguió a principios de Noviembre el primer título de concesión, convirtiéndose en la primera empresa particular que generará electricidad con el calor de la tierra mediante el proyecto San Pedro Lagunillas, en el Estado de Nayarit, el cual se prevé generará 25 MW en el verano de 2016.
Las ventajas de este recurso natural como el ser una fuente limpia y constante fueron decisivas para que la filial de Grupo Salinas invirtiera cerca de 2,600 millones de pesos y creará aproximadamente 650 empleos de manera directa.
Punto final
Desde diferentes puntos de vista, como lo es el social, ambiental, económico y el potencial de generación de una planta geotérmica infieren en la conclusión de que la energía geotérmica es viable y rentable. En definitiva, la expedición de una Ley en la materia así como la regulación de concesiones por parte de la Sener para los particulares, de la Comisión Federal de Electricidad o de las demás empresas productivas del Estado beneficiará a la población mexicana, quienes podrán continuar con el suministro de energía en sus hogares por este medio.
Los trabajos geotérmicos con objeto de la creación de electricidad se remontan a la década de los sesentas en donde el Estado pionero fue Hidalgo con el campo de Pathé. Posteriormente la CFE intentó desarrollar las zonas de los Negritos e Ixtlán de los Hervores en Michoacán pero tampoco fue productivo. No fue hasta la extrusión lávica doble, formada por un volcán y un domo de nombre Cierro Prieto que finalmente se
desarrolló este tipo de energía. Existentes
Nueva capacidad
Hidráulica < /= a 30 MW
Hidráulica > 30 MW
Eólica
Geotermia
Bioenergía
Solar FV
Total
14,178
3,011
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750
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2014 2018 2024 2028
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MÉXICO: ESCENARIOS DE PARTICIPACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL SECTOR ELÉTRICO (MW)
Etapas y costos
En esta industria es más barato hacer una exploración superficial que perforar un pozo, es por ello que se necesita hacer un estudio previo que determine el tipo de fluido, temperatura, composición química y su capacidad de producir energía. Con base a los datos obtenidos se debe hacer una planeación metódica y determinar qué técnica (geológica, geoquímica o geofísica) se puede usar.
Por otra parte, es importante realizar un esquema que incluya inversiones y costos asociados a la operación de cada planta térmica o geotérmica a desarrollar; aquí factores como inversión inicial; gastos de operación y mantenimiento; inversión para exploración; costos de producción; producción anual o la dependencia con los costos de otros energéticos son vitales. De igual modo se debe contemplar un estudio de prefactibilidad que evalúe la utilización de personal local o el uso de consultores.
FUENTE: PROSPECTIVA DE ENERGIAS RENOVABLES 2014-2018. SENER
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Apuesta CFE por Infraestructura eléctrica y de gas Natural
Por Ingrid L. Zarco
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Apuesta CFE por Infraestructura eléctrica y de gas Natural
Por Ingrid L. Zarco
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En su nuevo rol de Empresa Productiva del Estado, la Comisión Federal de Electricidad ha puesto en marcha proyectos en donde importar gas Natural a mayor cantidad y a un mejor precio así como ofrecer un servicio eléctrico de mayor calidad, más amigable con el medio ambiente y de menor costo en beneficio de todos los mexicanos, son la pieza clave.
En ese sentido, la CFE inició procesos licitatorios para que empresas privadas construyan, operen o den mantenimiento, todo desarrollado en un marco de transparencia.
Fue así que desde Agosto 2014, Comisión inició procesos licitatorios de proyectos de infraestructura eléctrica y de gas Natural con los cuales se añadirán kilómetros al Sistema Nacional de Gasoductos, y al circuito de la red de transmisión y distribución al igual que MW a la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional.
Su más reciente anuncio de licitaciones se efectuó el 22 de Junio del año en curso y su director, Enrique Ochoa Reza explicó que esta vez serían
24 los proyectos en disputa: cinco gasoductos, tres ramales de gas Natural, cuatro centrales de generación de energía eléctrica; tres proyectos de líneas de transmisión y nueve proyectos de distribución de energía, siendo el gasoducto marino del Sur de Texas a Tuxpan, Veracruz el más importante. Otro de los que destacan en esta última etapa de subastas es el gasoducto Tuxpan-Tula, mismo que dependerá de Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, filial de TransCanada la ingeniería, permisos y autorizaciones, construcción, operación y mantenimiento tras ganar la licitación con una oferta de 297 millones 196,554 dólares, monto que desbancó a firmas de renombre como Carso Electric y Promotora del Desarrollo de América Latina; Enagás International y Elecnor; Gasoducto de Aguaprieta, Sacyr Concesiones México, entre otras.
Cabe señalar que el gasoducto tendrá una capacidad de transporte de 886 millones de pies cúbicos diarios, y una longitud aproximada de 283 kilómetros al atravesar los Estados de Veracruz, Puebla e Hidalgo.
A mediados de año, la Comisión Federal de Electricidad anunció 24 procesos de licitación equivalentes a 150 mil millones de pesos o inversiones por casi 10 mil millones de dólares.
REPORTAJE
Éxito no alcanzado
El proyecto 45 correspondiente a la Central de Central de Ciclo Combinado Topolobampo III, en el Municipio de Ahome, Sinaloa fue declarado desierto por la CFE a principios de noviembre a pesar de que las ocho ofertas recibidas cumplían con los requisitos técnicos establecidos en las bases de licitación y presentaron un Precio Nivelado de Generación por debajo del máximo presupuestado por la ex paraestatal, sin embargo, se explicó mediante un comunicado que “los flujos anuales máximos de los cargos por capacidad ofertados por los licitantes, fueron superiores al límite presupuestado por la CFE para el proyecto”.
En otras palabras y de acuerdo a lo fijado en las bases de la subasta, los flujos anuales máximos por capacidad y el Precio Nivelado de Generación debían estar por debajo del límite presupuestado por la CFE, de no ser así, las propuestas procederían a ser desechadas.
En miras de solucionar la situación la CFE acudirá a la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) para solicitar su autorización y licitar nuevamente dicha central de ciclo combinado cuyo objetivo es cubrir la demanda de energía eléctrica en el Occidente del país.
Texas-Tuxpan
Lo que hace tan importante a este gasoducto que conectara el Sur de Texas a Tuxpan, Veracruz, es el hecho de que será la primera tubería submarina que transportará gas Natural y con ello satisfacer
los requerimientos de hidrocarburo en las Centrales de Generación de la CFE ubicados en los Estados de Tamaulipas y Veracruz, así como en las regiones Oriente, Centro y Occidente de México.
De acuerdo con datos de la Comisión Federal de electricidad, este proyecto se interconectará con el gasoducto Nueces - Brownsville, que está por licitarse, y al gasoducto Tuxpan – Tula para así abastecer las nuevas centrales de generación y a otras que operan con combustóleo.
A detalle, el proyecto abarca desde la ingeniería, procura, adquisición de derechos inmobiliarios, permisos y autorizaciones gubernamentales, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto con capacidad de 2,600 millones de pies cúbicos diarios y una longitud aproximada de 800 kilómetros.
El gasoducto marino de Texas-Tuxpan requiere de una inversión estimada de
3,100 millones de dólares; la recepción de propuestas serán hasta Febrero 2016
y el fallo se dará en Marzo del mismo año.
Los procesos licitatorios de la CFE buscan añadir kilómetros al Sistema Nacional
de Gasoductos, y al circuito de la red de transmisión y distribución al igual que
MW a la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional.
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En su nuevo rol de Empresa Productiva del Estado, la Comisión Federal de Electricidad ha puesto en marcha proyectos en donde importar gas Natural a mayor cantidad y a un mejor precio así como ofrecer un servicio eléctrico de mayor calidad, más amigable con el medio ambiente y de menor costo en beneficio de todos los mexicanos, son la pieza clave.
En ese sentido, la CFE inició procesos licitatorios para que empresas privadas construyan, operen o den mantenimiento, todo desarrollado en un marco de transparencia.
Fue así que desde Agosto 2014, Comisión inició procesos licitatorios de proyectos de infraestructura eléctrica y de gas Natural con los cuales se añadirán kilómetros al Sistema Nacional de Gasoductos, y al circuito de la red de transmisión y distribución al igual que MW a la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional.
Su más reciente anuncio de licitaciones se efectuó el 22 de Junio del año en curso y su director, Enrique Ochoa Reza explicó que esta vez serían
24 los proyectos en disputa: cinco gasoductos, tres ramales de gas Natural, cuatro centrales de generación de energía eléctrica; tres proyectos de líneas de transmisión y nueve proyectos de distribución de energía, siendo el gasoducto marino del Sur de Texas a Tuxpan, Veracruz el más importante. Otro de los que destacan en esta última etapa de subastas es el gasoducto Tuxpan-Tula, mismo que dependerá de Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, filial de TransCanada la ingeniería, permisos y autorizaciones, construcción, operación y mantenimiento tras ganar la licitación con una oferta de 297 millones 196,554 dólares, monto que desbancó a firmas de renombre como Carso Electric y Promotora del Desarrollo de América Latina; Enagás International y Elecnor; Gasoducto de Aguaprieta, Sacyr Concesiones México, entre otras.
Cabe señalar que el gasoducto tendrá una capacidad de transporte de 886 millones de pies cúbicos diarios, y una longitud aproximada de 283 kilómetros al atravesar los Estados de Veracruz, Puebla e Hidalgo.
A mediados de año, la Comisión Federal de Electricidad anunció 24 procesos de licitación equivalentes a 150 mil millones de pesos o inversiones por casi 10 mil millones de dólares.
REPORTAJE
Éxito no alcanzado
El proyecto 45 correspondiente a la Central de Central de Ciclo Combinado Topolobampo III, en el Municipio de Ahome, Sinaloa fue declarado desierto por la CFE a principios de noviembre a pesar de que las ocho ofertas recibidas cumplían con los requisitos técnicos establecidos en las bases de licitación y presentaron un Precio Nivelado de Generación por debajo del máximo presupuestado por la ex paraestatal, sin embargo, se explicó mediante un comunicado que “los flujos anuales máximos de los cargos por capacidad ofertados por los licitantes, fueron superiores al límite presupuestado por la CFE para el proyecto”.
En otras palabras y de acuerdo a lo fijado en las bases de la subasta, los flujos anuales máximos por capacidad y el Precio Nivelado de Generación debían estar por debajo del límite presupuestado por la CFE, de no ser así, las propuestas procederían a ser desechadas.
En miras de solucionar la situación la CFE acudirá a la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) para solicitar su autorización y licitar nuevamente dicha central de ciclo combinado cuyo objetivo es cubrir la demanda de energía eléctrica en el Occidente del país.
Texas-Tuxpan
Lo que hace tan importante a este gasoducto que conectara el Sur de Texas a Tuxpan, Veracruz, es el hecho de que será la primera tubería submarina que transportará gas Natural y con ello satisfacer
los requerimientos de hidrocarburo en las Centrales de Generación de la CFE ubicados en los Estados de Tamaulipas y Veracruz, así como en las regiones Oriente, Centro y Occidente de México.
De acuerdo con datos de la Comisión Federal de electricidad, este proyecto se interconectará con el gasoducto Nueces - Brownsville, que está por licitarse, y al gasoducto Tuxpan – Tula para así abastecer las nuevas centrales de generación y a otras que operan con combustóleo.
A detalle, el proyecto abarca desde la ingeniería, procura, adquisición de derechos inmobiliarios, permisos y autorizaciones gubernamentales, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto con capacidad de 2,600 millones de pies cúbicos diarios y una longitud aproximada de 800 kilómetros.
El gasoducto marino de Texas-Tuxpan requiere de una inversión estimada de
3,100 millones de dólares; la recepción de propuestas serán hasta Febrero 2016
y el fallo se dará en Marzo del mismo año.
Los procesos licitatorios de la CFE buscan añadir kilómetros al Sistema Nacional
de Gasoductos, y al circuito de la red de transmisión y distribución al igual que
MW a la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional.
6564
COLUMNA
Por Marcial Díaz Ibarra
Es Abogado consultor del Sector Energía, con estudios en Administración Pública. Colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por mas de 10 años, siendo Subgerente Jurídico en Pemex Refinación, en Pemex Gas y Petroquímica Básica y en Pemex Exploración y Producción, atendiendo asuntos contenciosos y consultivos, así como Asesor en los Comités de Contratación bajo el Nuevo Régimen al Amparo de la Ley de Pemex y las DACS como son: Adquisiciones, Obra Pública, CAAOS, Subcaaos
y el Consejo de Administración.
Como consultor ha colaborado en algunos proyectos como son: Seguridad en ductos; Desarrollo del marco jurídico para nuevos esquemas de negocios; Acompañamiento a empresas en la implementación de la Reforma Energética y
también es articulista en medios especializados del sector y conferencista.
Lo que veremos en el corto plazo: Alianzas e Infraestructura
Con el objetivo de hacer frente a la competencia de compañías internacionales en la comercialización de combustibles, se están dando alianzas de empresarios gasolineros buscando mantener su volumen de ventas y clientes; existen 11,500 Estaciones de Servicio de la cuales sólo 3,500 pertenecen a algún grupo gasolinero, de ahí la oportunidad de ir juntos en esta primera etapa de la liberación del precio y posteriormente la libre importación, pues la mayoría están solos y juntos pueden hacer el cambio.
El reto de estas alianzas es lograr una logística eficiente en el uso de las terminales, ductos, transporte y aquellos servicios que demanda el sector.
Algunas de la Alianzas que se han mencionado:
• ALENOR /José Ángel García Elizondo 350 Estaciones en conjunto con ORSAN, Grupo Garel, del área de Tampico y Grupo Eco, del área Tijuana.
• G500/ Antonio Caballero Fernández 800 Estaciones en conjunto con influencia en DF, área metropolitana y estados como Puebla y Tlaxcala.
• Car-Go/ Fernando González Piña 400 Estaciones en conjunto con influencia en DF, Estado de México, Hidalgo, Tlaxcala y Puebla.
• OTANFUEL/Grupo Energético del Sureste/ Unión de Gasolineros de Oaxaca/Enerkom 300 Estaciones en conjunto con influencia en Veracruz, Oaxaca, Tabasco; Yucatán y Quintana Roo.
Estas alianzas buscan más agremiados para poder hacer un pull de compra y tener mejores condiciones al desarrollar una serie de estrategias que les permitan reducir costos de operación y, con ello, poder ofrecer precios competitivos a los consumidores.
Existe una nueva legislación y está por ser publicada la normatividad relativa al transporte y almacenamiento de petrolíferos así como las tarifas que determine la Comisión Reguladora de Energía (CRE), pero al día de hoy la infraestructura del País es insuficiente pues la red de ductos sólo cubre una parte del territorio :
• Del norte de Chihuahua al norte de Veracruz vía Durango y Nuevo León. • De Zacatecas a Tabasco pasando por el centro;
El resto del País carece de infraestructura por lo que el abasto debe realizarse mediante pipas y carrotanques, lo cual encarece la distribución, además se habla mucho de acceso abierto a los ductos, pero esta infraestructura ya no es suficiente pues operan a mas del 95 por ciento de su capacidad.
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COLUMNA
Por Marcial Díaz Ibarra
Es Abogado consultor del Sector Energía, con estudios en Administración Pública. Colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por mas de 10 años, siendo Subgerente Jurídico en Pemex Refinación, en Pemex Gas y Petroquímica Básica y en Pemex Exploración y Producción, atendiendo asuntos contenciosos y consultivos, así como Asesor en los Comités de Contratación bajo el Nuevo Régimen al Amparo de la Ley de Pemex y las DACS como son: Adquisiciones, Obra Pública, CAAOS, Subcaaos
y el Consejo de Administración.
Como consultor ha colaborado en algunos proyectos como son: Seguridad en ductos; Desarrollo del marco jurídico para nuevos esquemas de negocios; Acompañamiento a empresas en la implementación de la Reforma Energética y
también es articulista en medios especializados del sector y conferencista.
Lo que veremos en el corto plazo: Alianzas e Infraestructura
Con el objetivo de hacer frente a la competencia de compañías internacionales en la comercialización de combustibles, se están dando alianzas de empresarios gasolineros buscando mantener su volumen de ventas y clientes; existen 11,500 Estaciones de Servicio de la cuales sólo 3,500 pertenecen a algún grupo gasolinero, de ahí la oportunidad de ir juntos en esta primera etapa de la liberación del precio y posteriormente la libre importación, pues la mayoría están solos y juntos pueden hacer el cambio.
El reto de estas alianzas es lograr una logística eficiente en el uso de las terminales, ductos, transporte y aquellos servicios que demanda el sector.
Algunas de la Alianzas que se han mencionado:
• ALENOR /José Ángel García Elizondo 350 Estaciones en conjunto con ORSAN, Grupo Garel, del área de Tampico y Grupo Eco, del área Tijuana.
• G500/ Antonio Caballero Fernández 800 Estaciones en conjunto con influencia en DF, área metropolitana y estados como Puebla y Tlaxcala.
• Car-Go/ Fernando González Piña 400 Estaciones en conjunto con influencia en DF, Estado de México, Hidalgo, Tlaxcala y Puebla.
• OTANFUEL/Grupo Energético del Sureste/ Unión de Gasolineros de Oaxaca/Enerkom 300 Estaciones en conjunto con influencia en Veracruz, Oaxaca, Tabasco; Yucatán y Quintana Roo.
Estas alianzas buscan más agremiados para poder hacer un pull de compra y tener mejores condiciones al desarrollar una serie de estrategias que les permitan reducir costos de operación y, con ello, poder ofrecer precios competitivos a los consumidores.
Existe una nueva legislación y está por ser publicada la normatividad relativa al transporte y almacenamiento de petrolíferos así como las tarifas que determine la Comisión Reguladora de Energía (CRE), pero al día de hoy la infraestructura del País es insuficiente pues la red de ductos sólo cubre una parte del territorio :
• Del norte de Chihuahua al norte de Veracruz vía Durango y Nuevo León. • De Zacatecas a Tabasco pasando por el centro;
El resto del País carece de infraestructura por lo que el abasto debe realizarse mediante pipas y carrotanques, lo cual encarece la distribución, además se habla mucho de acceso abierto a los ductos, pero esta infraestructura ya no es suficiente pues operan a mas del 95 por ciento de su capacidad.
6766
COLUMNA
Apostarle a la inversión de infraestructura para que la logística del sector sea eficiente puede venir a levantar la Reforma Energética; De ahí que es primordial esperar que la CRE tenga la sensibilidad de publicar tarifas adecuadas y homologadas con practicas internacionales.
La refinación de crudo en su punto más alto fue en 2004 llegando a 1 millón 300 mil barriles diarios y en lo que va del año la cifra promedio es de 1 millón 150 mil barriles diarios, es decir una caída del 11%.
En México la importación de petrolíferos va en aumento (52%), ya que el estado de las refinerías también ha sufrido la falta de inversión. Mientras que en Estados Unidos conforme a la información que publica la Secretaria de Energía existen 142 refinerías en funcionamiento y en conjunto procesan una cantidad de 17 millones 815 mil barriles diarios, lo que significa que poseen una capacidad 10 veces mayor a la que se cuenta en México.
La reforma energética busca enfrentar esta situación al abrir la logística a la inversión privada. La regulación propuesta se basa en el concepto de “acceso abierto”. Esto significa que el operador de ductos o de terminales tendrá la obligación de otorgarle capacidad en su sistema a todo aquel que la solicite durante la “temporada abierta”, es decir, el período durante el cual el operador sale al mercado para evaluar la demanda potencial.
En aras de impulsar la competencia, la nueva regulación contempla tres tipos de usos:1. “Propio” (para las actividades propias del operador), 2. “Capacidad de reserva” (aquella contratada por terceros durante temporadas abiertas) 3. “Común” (la posibilidad de que un usuario utilice capacidad no reservada si esta última está disponible)
Estas actividades de transporte por ducto y almacenamiento serán reguladas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), aunque la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) podrá intervenir si juzga que las condiciones de competencia son insuficientes.
Estamos ante la apertura del sector y una buena alianza así como la inversión en infraestructura darán oportunidades para el sector que aún no sabe como será vivir como aliada o competidor de la empresa productiva del estado (Pemex).
Proyectos de infraestructura
• Puertos especializados en el movimiento de hidrocarburos. • Terminales de almacenamiento. • Nuevas líneas de ferrocarril. • Infraestructura carretera para el transporte de hidrocarburos. • Ductos para el traslado de gasolina. • Ductos para desplazamiento de crudo.
Ante estos retos, es necesario que tanto la autoridad como los inversionistas, encuentren la transparencia en sus acciones para que entre ambos exista certidumbre y seguridad jurídica respecto de la planeación y coordinación de proyectos que generarán empleos y crecimiento económico para los próximos años .
• 11500 Estaciones de Servicio• 296 de Autoconsumo• 77 Terminales de Almacenamineto y Reparto• 15 Terminales Marinas • 8835 km de Poliducto• 8197 km de Oleoducto• La refineria de Deer Park en Texas opera con 500 trabajadores, mientras que una en México con 4000 y producen 3 veces menos.
1325 Autotanques tiene Pemex para dar reparto local1000 Autotanques tienen los grupos gasolineros8000 Autoanques particulares para dar servicio.
• Se consume en México: Gasolina 784 (miles de Barriles diarios)Diesel 413 (miles de Barriles diarios)
• Volumen de Gasolina y Diesel se importa: Gasolina 342 (miles de Barriles diarios) 42%Diesel 106 (miles de Barriles diarios) 26%86% por buquetanque9% ducto3% auto tanque2% carrotanque
• Se venden al día 161,000 m3, 65% magna, 11% premium
• Capacidad de almacenamiento hay en México para 2 días
• Grupos Gasolineros para crecerCerca de 500 de más de 3 ES vendiendo el 40%
NUMERALIA
6766
COLUMNA
Apostarle a la inversión de infraestructura para que la logística del sector sea eficiente puede venir a levantar la Reforma Energética; De ahí que es primordial esperar que la CRE tenga la sensibilidad de publicar tarifas adecuadas y homologadas con practicas internacionales.
La refinación de crudo en su punto más alto fue en 2004 llegando a 1 millón 300 mil barriles diarios y en lo que va del año la cifra promedio es de 1 millón 150 mil barriles diarios, es decir una caída del 11%.
En México la importación de petrolíferos va en aumento (52%), ya que el estado de las refinerías también ha sufrido la falta de inversión. Mientras que en Estados Unidos conforme a la información que publica la Secretaria de Energía existen 142 refinerías en funcionamiento y en conjunto procesan una cantidad de 17 millones 815 mil barriles diarios, lo que significa que poseen una capacidad 10 veces mayor a la que se cuenta en México.
La reforma energética busca enfrentar esta situación al abrir la logística a la inversión privada. La regulación propuesta se basa en el concepto de “acceso abierto”. Esto significa que el operador de ductos o de terminales tendrá la obligación de otorgarle capacidad en su sistema a todo aquel que la solicite durante la “temporada abierta”, es decir, el período durante el cual el operador sale al mercado para evaluar la demanda potencial.
En aras de impulsar la competencia, la nueva regulación contempla tres tipos de usos:1. “Propio” (para las actividades propias del operador), 2. “Capacidad de reserva” (aquella contratada por terceros durante temporadas abiertas) 3. “Común” (la posibilidad de que un usuario utilice capacidad no reservada si esta última está disponible)
Estas actividades de transporte por ducto y almacenamiento serán reguladas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), aunque la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) podrá intervenir si juzga que las condiciones de competencia son insuficientes.
Estamos ante la apertura del sector y una buena alianza así como la inversión en infraestructura darán oportunidades para el sector que aún no sabe como será vivir como aliada o competidor de la empresa productiva del estado (Pemex).
Proyectos de infraestructura
• Puertos especializados en el movimiento de hidrocarburos. • Terminales de almacenamiento. • Nuevas líneas de ferrocarril. • Infraestructura carretera para el transporte de hidrocarburos. • Ductos para el traslado de gasolina. • Ductos para desplazamiento de crudo.
Ante estos retos, es necesario que tanto la autoridad como los inversionistas, encuentren la transparencia en sus acciones para que entre ambos exista certidumbre y seguridad jurídica respecto de la planeación y coordinación de proyectos que generarán empleos y crecimiento económico para los próximos años .
• 11500 Estaciones de Servicio• 296 de Autoconsumo• 77 Terminales de Almacenamineto y Reparto• 15 Terminales Marinas • 8835 km de Poliducto• 8197 km de Oleoducto• La refineria de Deer Park en Texas opera con 500 trabajadores, mientras que una en México con 4000 y producen 3 veces menos.
1325 Autotanques tiene Pemex para dar reparto local1000 Autotanques tienen los grupos gasolineros8000 Autoanques particulares para dar servicio.
• Se consume en México: Gasolina 784 (miles de Barriles diarios)Diesel 413 (miles de Barriles diarios)
• Volumen de Gasolina y Diesel se importa: Gasolina 342 (miles de Barriles diarios) 42%Diesel 106 (miles de Barriles diarios) 26%86% por buquetanque9% ducto3% auto tanque2% carrotanque
• Se venden al día 161,000 m3, 65% magna, 11% premium
• Capacidad de almacenamiento hay en México para 2 días
• Grupos Gasolineros para crecerCerca de 500 de más de 3 ES vendiendo el 40%
NUMERALIA
COLUMNA
69
Ingeniero químico y de sistemas con maestría en tratamiento de petróleo pesado y doctorado en catálisis de la Universidad de Ottawa, en Canadá. Certificado en Dirección de Proyectos, Gestión de Riesgos en Proyectos y Administración Ágil de Proyectos. Evaluador de proyectos del Fondo de Innovación del CONACyT. Profesor de la cátedra virtual de Administración de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos de la Universidad de Viña del Mar, Chile. Ha desarrollado proyectos de implementación de la oficina de administración de proyectos en la Subdirección de Distribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción, y de Dirección del Portafolio de Proyectos en la Subdirección de Desarrollo de Campos
de la misma empresa.
La eficiencia de la educación a distancia en el medio petrolero
Por Rafael Alfredo Díaz Real
COLUMNA
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Ingeniero químico y de sistemas con maestría en tratamiento de petróleo pesado y doctorado en catálisis de la Universidad de Ottawa, en Canadá. Certificado en Dirección de Proyectos, Gestión de Riesgos en Proyectos y Administración Ágil de Proyectos. Evaluador de proyectos del Fondo de Innovación del CONACyT. Profesor de la cátedra virtual de Administración de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos de la Universidad de Viña del Mar, Chile. Ha desarrollado proyectos de implementación de la oficina de administración de proyectos en la Subdirección de Distribución y Comercialización de Pemex Exploración y Producción, y de Dirección del Portafolio de Proyectos en la Subdirección de Desarrollo de Campos
de la misma empresa.
La eficiencia de la educación a distancia en el medio petrolero
Por Rafael Alfredo Díaz Real
7170
COLUMNA
• La instrucción virtual facilita nuevos modos de participación y da acceso a nuevos ámbitos de desarrollo profesional, no acotados por el número de alumnos que hay en una sala de clase, el universo de sociabilización y participación está en función de la disposición del alumno. En el caso presencial está en función de lo mismo, pero su universo es mucho más reducido y acotado usualmente a una población muy homogénea.
• Si bien la privacidad se guarda en una sala de clase en buena medida, lo mismo puede propiciarse y lograrse en una comunidad de conocimiento virtual, es cuestión de saber e instruirse cómo hacerlo, igual que en cualquier otro nivel de interacción humana. En grupo, esa comunidad de conocimiento formada virtualmente, es fácilmente lograble una autoregulación, ya que el impacto de la interacción es sobre nuestro quehacer (en la herramienta) y al saber que la evidencia queda registrada, somos más prudentes y mejoramos nuestro actuar.
• La instrucción virtual impulsa la autodisciplina. Ya que usualmente al no contar con un horario especificado, sino con un deseo ferviente de mejorar como persona y como profesional, aprendemos (con ayuda ciertamente del tutor y/o de nuestros compañeros) a ordenarnos mejor y a ser más eficientes, lo que se refleja en otras facetas de nuestra vida.
• Se crea una comunicación bidireccional, ya que aunque muchas de estas estrategias están dirigidas a las masas, el tener un tutor lo individualiza, pero hace que la persona se identifique con el resto del grupo por un bien común logrado con las características
Desde 2012 he estado dando el curso “Dirección de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos”, en un principio para la Universidad del Mar y posteriormente para la Universidad Viña del Mar, ambas chilenas a través de la organización UVirtual/UOnline basada en Santa Cruz, Bolivia. Dicho curso forma parte del Magister en que han impartido las mencionadas universidades mientras dura el convenio con la organización Uvirtual/UOnlina.
En este curso que he impartido más de 20 ocasiones, he tenido alumnos que han trabajado sea en empresas petroleras y otras que les dan servicio, como YPF (Argentina), Petroamazonas y PetroEcuador(Ecuador), PetroPerú (Perú), Petrobras (Brasil), y otras pequeñas petroleras o empresas de servicio a las Petroleras, de Bolivia, Colombia, Chile, Paraguay, además claro de unos pocos alumnos de PEMEX, pero sobre todo, y casi cubriendo un 70% del alumnado, personas que trabajan para Ecopetrol.
El curso mismo es un proceso virtual asíncrono, donde los alumnos se conectan durante la semana para cumplir con los objetivos de aprendizaje de los módulos que incluye la materia. Entre las estructuras de aprendizaje, están los cuestionarios de medición de aprendizaje sobre las lecturas y presentaciones vistas del tema, una asignación que depende de la semana y del tema visto, y un foro, donde se discuten en lo posible, pero al menos se narran experiencias, cuyo objetivo es que los compañeros aprendan de ellas y puedan aplicarlo en su quehacer profesional, es por ello que se pone énfasis en poner experiencias, vivencias, situaciones reales, ya que
individuales de cada uno contribuyendo. Esto es fuertemente apoyado por el tutor al empatizar con el alumno, creando un “espacio virtual personal” de interacción, donde en general se aprovecha al máximo lo que cada uno aporta.
• Pagano indica (Pagano, 2005): “Los adultos presentan diferencias individuales sustanciales en cuanto a motivaciones, experiencias, y conocimientos previos, necesidades o creencias. Su aprendizaje por ser autónomo es más individual que grupal.” De ahí que un tutor puede ser capaz de detectar, diagnosticar, y manejar adecuadamente los distintos estilos y ritmos de aprendizaje de sus alumnos, asesorándolos en la organización personalizada de su desarrollo instruccional.
• Si bien en muchos casos la experiencia instruccional de los adultos es hacia la tradición presencial, un tutor que estimula su participación, logrando una comunicación enriquecedora pluridimensional (incluyendo al tutor/a y a los demás alumnos), fomentando la inclusión del alumno en una comunidad de aprendizaje donde a través de la interface de la herramienta tecnológica, éste se siente más libre de expresarse y participar en su propina manera y en sus tiempos y virtualmente en todos los casos respetando y siendo consciente de lo que participan los demás ya que al quedar evidencia usualmente la prudencia es un factor de más peso en lo que hacemos, por tanto mejoramos nuestro propio actuar (The Hanover Research Council, 2009).
• Es labor primordial del tutor el fomentar (incluso asegurarse) la no exclusión (por actitud propia o propiciada externamente) del alumno en esta
todos hemos vivido algo, pero siempre diferente de los otros, aunque en apariencia sean los mismos hechos, y eso le sirve a muchos más para saber qué hacer y mejorar constantemente.
Todo esto sale a colación dado que mucho personal en el medio petrolero tiene problemas tomar una capacitación en forma adecuada, dado que tiene que salir a lugares donde el tener una capacitación formal presencial es sumamente difícil y en algunos casos hasta peligroso. De ahí que habría que considerar los nuevos modelos instructivos para que el personal se mantenga capacitado. Ciertamente requiere de gran autodisiciplina, pero también prueba el deseo e interés del personal a ser mejor. Ahora, ¿Qué factores hace que se deba o pueda preferir la capacitación virtual sobre la presencial?
Ambos tipos de instrucción, como todo en la vida, tienen sus ventajas y desventajas, entre las características que vemos podemos acotar acorde a Pagano (Pagano, 2005) y a Borges (Borges, 2005): • La instrucción virtual fomenta la participación social más allá de los límites territoriales locales. Es decir la geografía y en momento no son límites como lo sería el salón de clases, donde al salir, si requieren comunicarse se usarían las mismas herramientas que en la instrucción virtual (o similares)
• La instrucción virtual facilita el acceso a la información de mayor número de fuentes en menor tiempo y usualmente propiciado por el mismo alumno. En el salón, usualmente el alumno está acotado por lo que le brinda el instructor.
7170
COLUMNA
• La instrucción virtual facilita nuevos modos de participación y da acceso a nuevos ámbitos de desarrollo profesional, no acotados por el número de alumnos que hay en una sala de clase, el universo de sociabilización y participación está en función de la disposición del alumno. En el caso presencial está en función de lo mismo, pero su universo es mucho más reducido y acotado usualmente a una población muy homogénea.
• Si bien la privacidad se guarda en una sala de clase en buena medida, lo mismo puede propiciarse y lograrse en una comunidad de conocimiento virtual, es cuestión de saber e instruirse cómo hacerlo, igual que en cualquier otro nivel de interacción humana. En grupo, esa comunidad de conocimiento formada virtualmente, es fácilmente lograble una autoregulación, ya que el impacto de la interacción es sobre nuestro quehacer (en la herramienta) y al saber que la evidencia queda registrada, somos más prudentes y mejoramos nuestro actuar.
• La instrucción virtual impulsa la autodisciplina. Ya que usualmente al no contar con un horario especificado, sino con un deseo ferviente de mejorar como persona y como profesional, aprendemos (con ayuda ciertamente del tutor y/o de nuestros compañeros) a ordenarnos mejor y a ser más eficientes, lo que se refleja en otras facetas de nuestra vida.
• Se crea una comunicación bidireccional, ya que aunque muchas de estas estrategias están dirigidas a las masas, el tener un tutor lo individualiza, pero hace que la persona se identifique con el resto del grupo por un bien común logrado con las características
Desde 2012 he estado dando el curso “Dirección de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos”, en un principio para la Universidad del Mar y posteriormente para la Universidad Viña del Mar, ambas chilenas a través de la organización UVirtual/UOnline basada en Santa Cruz, Bolivia. Dicho curso forma parte del Magister en que han impartido las mencionadas universidades mientras dura el convenio con la organización Uvirtual/UOnlina.
En este curso que he impartido más de 20 ocasiones, he tenido alumnos que han trabajado sea en empresas petroleras y otras que les dan servicio, como YPF (Argentina), Petroamazonas y PetroEcuador(Ecuador), PetroPerú (Perú), Petrobras (Brasil), y otras pequeñas petroleras o empresas de servicio a las Petroleras, de Bolivia, Colombia, Chile, Paraguay, además claro de unos pocos alumnos de PEMEX, pero sobre todo, y casi cubriendo un 70% del alumnado, personas que trabajan para Ecopetrol.
El curso mismo es un proceso virtual asíncrono, donde los alumnos se conectan durante la semana para cumplir con los objetivos de aprendizaje de los módulos que incluye la materia. Entre las estructuras de aprendizaje, están los cuestionarios de medición de aprendizaje sobre las lecturas y presentaciones vistas del tema, una asignación que depende de la semana y del tema visto, y un foro, donde se discuten en lo posible, pero al menos se narran experiencias, cuyo objetivo es que los compañeros aprendan de ellas y puedan aplicarlo en su quehacer profesional, es por ello que se pone énfasis en poner experiencias, vivencias, situaciones reales, ya que
individuales de cada uno contribuyendo. Esto es fuertemente apoyado por el tutor al empatizar con el alumno, creando un “espacio virtual personal” de interacción, donde en general se aprovecha al máximo lo que cada uno aporta.
• Pagano indica (Pagano, 2005): “Los adultos presentan diferencias individuales sustanciales en cuanto a motivaciones, experiencias, y conocimientos previos, necesidades o creencias. Su aprendizaje por ser autónomo es más individual que grupal.” De ahí que un tutor puede ser capaz de detectar, diagnosticar, y manejar adecuadamente los distintos estilos y ritmos de aprendizaje de sus alumnos, asesorándolos en la organización personalizada de su desarrollo instruccional.
• Si bien en muchos casos la experiencia instruccional de los adultos es hacia la tradición presencial, un tutor que estimula su participación, logrando una comunicación enriquecedora pluridimensional (incluyendo al tutor/a y a los demás alumnos), fomentando la inclusión del alumno en una comunidad de aprendizaje donde a través de la interface de la herramienta tecnológica, éste se siente más libre de expresarse y participar en su propina manera y en sus tiempos y virtualmente en todos los casos respetando y siendo consciente de lo que participan los demás ya que al quedar evidencia usualmente la prudencia es un factor de más peso en lo que hacemos, por tanto mejoramos nuestro propio actuar (The Hanover Research Council, 2009).
• Es labor primordial del tutor el fomentar (incluso asegurarse) la no exclusión (por actitud propia o propiciada externamente) del alumno en esta
todos hemos vivido algo, pero siempre diferente de los otros, aunque en apariencia sean los mismos hechos, y eso le sirve a muchos más para saber qué hacer y mejorar constantemente.
Todo esto sale a colación dado que mucho personal en el medio petrolero tiene problemas tomar una capacitación en forma adecuada, dado que tiene que salir a lugares donde el tener una capacitación formal presencial es sumamente difícil y en algunos casos hasta peligroso. De ahí que habría que considerar los nuevos modelos instructivos para que el personal se mantenga capacitado. Ciertamente requiere de gran autodisiciplina, pero también prueba el deseo e interés del personal a ser mejor. Ahora, ¿Qué factores hace que se deba o pueda preferir la capacitación virtual sobre la presencial?
Ambos tipos de instrucción, como todo en la vida, tienen sus ventajas y desventajas, entre las características que vemos podemos acotar acorde a Pagano (Pagano, 2005) y a Borges (Borges, 2005): • La instrucción virtual fomenta la participación social más allá de los límites territoriales locales. Es decir la geografía y en momento no son límites como lo sería el salón de clases, donde al salir, si requieren comunicarse se usarían las mismas herramientas que en la instrucción virtual (o similares)
• La instrucción virtual facilita el acceso a la información de mayor número de fuentes en menor tiempo y usualmente propiciado por el mismo alumno. En el salón, usualmente el alumno está acotado por lo que le brinda el instructor.
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comunidad de aprendizaje. Y es precisamente de este grupo heterogéneo que al ser más rico en experiencias nos permite aprender más de más gente e incluirlo en nuestro propio ser.
En resumen la instrucción virtual a nivel de adultos enriquece su mundo más allá de un salón y sus limitaciones, participa de una gran comunidad más heterogénea, los tiempos y modos de aprendizaje se multiplican y se adaptan al alumno, además de hacerse más individual en cuanto a su aprendizaje facilitando el desarrollo de nuevas habilidades y la adquisición y aprovechamiento de nuevos conocimiento.
COLUMNA
Referencias• Borges, F. (Mayo de 2005). La frustración del estudiante en línea. Causas y acciones preventivas. DIGITHUM, 7, 1-8. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uoc.edu/digithum/7/dt/esp/borges.pdf• Pagano, C. M. (2005). Los tutores en la educación a distancia. Un aporte teórico. Revista de la Universidad y de la Sociedad del Conocimiento (RUSC), 4(2), 1-11. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uoc.edu/rusc/4/2/dt/esp/pagano.pdf• The Hanover Research Council. (Julio de 2009). Best Practices Online Teching Strategies. The Hanover Research, 1-35. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uwec.edu/acadaff/resources/edtech/upload/best-practices-in-online-teaching-strategies-membership.pdf
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comunidad de aprendizaje. Y es precisamente de este grupo heterogéneo que al ser más rico en experiencias nos permite aprender más de más gente e incluirlo en nuestro propio ser.
En resumen la instrucción virtual a nivel de adultos enriquece su mundo más allá de un salón y sus limitaciones, participa de una gran comunidad más heterogénea, los tiempos y modos de aprendizaje se multiplican y se adaptan al alumno, además de hacerse más individual en cuanto a su aprendizaje facilitando el desarrollo de nuevas habilidades y la adquisición y aprovechamiento de nuevos conocimiento.
COLUMNA
Referencias• Borges, F. (Mayo de 2005). La frustración del estudiante en línea. Causas y acciones preventivas. DIGITHUM, 7, 1-8. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uoc.edu/digithum/7/dt/esp/borges.pdf• Pagano, C. M. (2005). Los tutores en la educación a distancia. Un aporte teórico. Revista de la Universidad y de la Sociedad del Conocimiento (RUSC), 4(2), 1-11. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uoc.edu/rusc/4/2/dt/esp/pagano.pdf• The Hanover Research Council. (Julio de 2009). Best Practices Online Teching Strategies. The Hanover Research, 1-35. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de http://www.uwec.edu/acadaff/resources/edtech/upload/best-practices-in-online-teaching-strategies-membership.pdf
7574
COLUMNA
Ingeniero con maestría en administración por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), actualmente es consultor en temas energéticos y es catedrático en la UNAM e ITESM, trabajó Halliburton y Weatherford en las áreas de desarrollo de negocios, mercadotecnia y análisis económico. Cuenta con más de 20 años de experiencia en servicios de perforación, fracturación, fluidos y
sistemas de producción, desarrollo de negocios, mercadotecnia y economía.
China, comodín de los mercados
Por Ramsés Pech
El precio del barril de petróleo se mueve en función de un mercado mundial especulativo en crecimiento gradual, alimentado por las acciones o simplemente por las declaraciones de los diversos actores, según sus intereses, en determinados momentos.
¿Regresará el precio de 80 ó 100 dólares por barril? Posiblemente sí hacia el año 2020, pero en el corto plazo podemos prever un precio entre 40 y 60 dólares como precio promedio anual, dicen los analistas. La oferta abundante ayudará a mantener una estabilidad de precios en ese rango. Sin embargo, lo que debemos tener en cuenta es que el precio ya no está en función sólo ni principalmente de la producción de hidrocarburos, sino en función del desempeño económico de los países que los consumen, en particular China y Estados Unidos.
Estos dos países tienen la oportunidad de almacenar más crudo ante los precios actuales de petróleo. En China, la proyección es alma cenar 500 millones de barriles diarios y tener el mismo volumen de reservas que tiene Estados Unidos actualmente. Estados Unidos tiene la obligación de mantener una reserva de petróleo crudo y/o productos petrolíferos equivalente a por lo menos 90 días de valor de las importaciones netas como parte de la membresía de Estados Unidos en la Agencia Internacional de Energía. Pero Estados Unidos Está muy por encima de ese umbral ahora, con 99 días de crudo en almacenamiento y 137 días el valor de petróleo refinado más crudo, volúmenes que puede aprovechar en caso de emergencia.
Actualmente, la economía de China se está desacelerando, lo cual indica que puede disminuir sus importaciones de materias primas. Ese país
consume del total producido en forma mundial: 6% del gas, 12% del crudo, 45% del acero, 48% del cobre, 54% del aluminio y 30% del arroz. Si China deja de comprar muchos de esos productos, disminuirá la demanda de los mismos y por ende bajaría su precio, lo cual afectaría a países exportadores como Arabia Saudita, Rusia y Australia, entre otros. El nerviosismo sobre China se presenta como el mundo se vuelve más dependiente de él (y de otros países de mercados emergentes) para impulsar el crecimiento global.
La producción no es hoy el factor que define el precio del petróleo. Más bien, éste se define en la medición de fortalezas entre los países que controlan la economía mundial, como son China y Estados Unidos principal mente, y no tanto Arabia Saudita, ni Rusia ni países de la Comunidad Europea. Resulta que China y Estados Unidos son las naciones que asientan las bases del desempeño económico global, en función de su estabilidad macroeconómica, basada en la fortaleza en su moneda y en el consumo de los productos principales que el resto del mundo pone en el mercado.
China también influye en las finanzas mundiales. Posee altas reservas de dinero y es el mayor tenedor de deuda estadounidense en el extranjero. El frente de batalla se concentra en la estrategia de las divisas. No debemos olvidar que una depreciación de la divisa china encarecerá los precios de las materias primas, generalmente cotizadas en dólares. Un yuan más débil sugiere una demanda menor y podría desembocar en un menor crecimiento de las economías que exportan a China, así como de la región asiática.
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COLUMNA
Ingeniero con maestría en administración por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), actualmente es consultor en temas energéticos y es catedrático en la UNAM e ITESM, trabajó Halliburton y Weatherford en las áreas de desarrollo de negocios, mercadotecnia y análisis económico. Cuenta con más de 20 años de experiencia en servicios de perforación, fracturación, fluidos y
sistemas de producción, desarrollo de negocios, mercadotecnia y economía.
China, comodín de los mercados
Por Ramsés Pech
El precio del barril de petróleo se mueve en función de un mercado mundial especulativo en crecimiento gradual, alimentado por las acciones o simplemente por las declaraciones de los diversos actores, según sus intereses, en determinados momentos.
¿Regresará el precio de 80 ó 100 dólares por barril? Posiblemente sí hacia el año 2020, pero en el corto plazo podemos prever un precio entre 40 y 60 dólares como precio promedio anual, dicen los analistas. La oferta abundante ayudará a mantener una estabilidad de precios en ese rango. Sin embargo, lo que debemos tener en cuenta es que el precio ya no está en función sólo ni principalmente de la producción de hidrocarburos, sino en función del desempeño económico de los países que los consumen, en particular China y Estados Unidos.
Estos dos países tienen la oportunidad de almacenar más crudo ante los precios actuales de petróleo. En China, la proyección es alma cenar 500 millones de barriles diarios y tener el mismo volumen de reservas que tiene Estados Unidos actualmente. Estados Unidos tiene la obligación de mantener una reserva de petróleo crudo y/o productos petrolíferos equivalente a por lo menos 90 días de valor de las importaciones netas como parte de la membresía de Estados Unidos en la Agencia Internacional de Energía. Pero Estados Unidos Está muy por encima de ese umbral ahora, con 99 días de crudo en almacenamiento y 137 días el valor de petróleo refinado más crudo, volúmenes que puede aprovechar en caso de emergencia.
Actualmente, la economía de China se está desacelerando, lo cual indica que puede disminuir sus importaciones de materias primas. Ese país
consume del total producido en forma mundial: 6% del gas, 12% del crudo, 45% del acero, 48% del cobre, 54% del aluminio y 30% del arroz. Si China deja de comprar muchos de esos productos, disminuirá la demanda de los mismos y por ende bajaría su precio, lo cual afectaría a países exportadores como Arabia Saudita, Rusia y Australia, entre otros. El nerviosismo sobre China se presenta como el mundo se vuelve más dependiente de él (y de otros países de mercados emergentes) para impulsar el crecimiento global.
La producción no es hoy el factor que define el precio del petróleo. Más bien, éste se define en la medición de fortalezas entre los países que controlan la economía mundial, como son China y Estados Unidos principal mente, y no tanto Arabia Saudita, ni Rusia ni países de la Comunidad Europea. Resulta que China y Estados Unidos son las naciones que asientan las bases del desempeño económico global, en función de su estabilidad macroeconómica, basada en la fortaleza en su moneda y en el consumo de los productos principales que el resto del mundo pone en el mercado.
China también influye en las finanzas mundiales. Posee altas reservas de dinero y es el mayor tenedor de deuda estadounidense en el extranjero. El frente de batalla se concentra en la estrategia de las divisas. No debemos olvidar que una depreciación de la divisa china encarecerá los precios de las materias primas, generalmente cotizadas en dólares. Un yuan más débil sugiere una demanda menor y podría desembocar en un menor crecimiento de las economías que exportan a China, así como de la región asiática.
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COLUMNA
Estados Unidos, con su producción y ahora tal vez exportaciones de crudo ligero proveniente de shale, venderá un crudo ligero caro y adquirirá un crudo pesado barato. Tendrá un dólar fortalecido y podrá posicionar su crudo bien en el mercado y verá resueltos, en general, sus problemas de seguridad energética.Sin embargo, será China el comodín de la economía global. Este país cuidará su balanza comercial en el mediano y largo plazos, con prioridad para el consumo de su población, ya sea en la parte alimentaria, de infraestructura o de materia prima para generar o transformar la energía, además de que creará centros de almacenamiento de productos como el petróleo ahora que su precio está más bajo, lo cual le da una ventaja competitiva de corto a mediano plazo.
En México, ¿qué haremos? Sólo estamos realizando
el ahorro en reservas internacionales monetarias. No hay una estrategia de almacenamiento de materias primas ni para mejorar la balanza comercial en la parte de exportación, que podría ser no sólo de automóviles, sino de otros productos que sirven para ser competitivos como la gasolina, gas natural, gas licuado, acero y productos alimenticios, entre otros. Estados Unidos produce e importa, pero su estrategia se está basando en conseguir lo importado a precios bajos en el mercado, además de que no tiene un consumo que crece aceleradamente, pero China sí tiene que cuidar factores de consumo y abasto en función de su población y de la necesidad que no desacelere su economía.
En México, no sólo pensemos en ser exportadores, ideemos cómo tener reservas de petróleo y petrolíferos ante la posibilidad de una futura crisis económica global.
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COLUMNA
Estados Unidos, con su producción y ahora tal vez exportaciones de crudo ligero proveniente de shale, venderá un crudo ligero caro y adquirirá un crudo pesado barato. Tendrá un dólar fortalecido y podrá posicionar su crudo bien en el mercado y verá resueltos, en general, sus problemas de seguridad energética.Sin embargo, será China el comodín de la economía global. Este país cuidará su balanza comercial en el mediano y largo plazos, con prioridad para el consumo de su población, ya sea en la parte alimentaria, de infraestructura o de materia prima para generar o transformar la energía, además de que creará centros de almacenamiento de productos como el petróleo ahora que su precio está más bajo, lo cual le da una ventaja competitiva de corto a mediano plazo.
En México, ¿qué haremos? Sólo estamos realizando
el ahorro en reservas internacionales monetarias. No hay una estrategia de almacenamiento de materias primas ni para mejorar la balanza comercial en la parte de exportación, que podría ser no sólo de automóviles, sino de otros productos que sirven para ser competitivos como la gasolina, gas natural, gas licuado, acero y productos alimenticios, entre otros. Estados Unidos produce e importa, pero su estrategia se está basando en conseguir lo importado a precios bajos en el mercado, además de que no tiene un consumo que crece aceleradamente, pero China sí tiene que cuidar factores de consumo y abasto en función de su población y de la necesidad que no desacelere su economía.
En México, no sólo pensemos en ser exportadores, ideemos cómo tener reservas de petróleo y petrolíferos ante la posibilidad de una futura crisis económica global.
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COLUMNA
Jorge G. Augant Hernández
Ingeniero Químico con 36 años de experiencia en fluidos y operación de perforación de pozos petroleros, en tierra y costa afuera, pozos geotérmicos en diferentes países tales como, Brasil, Argentina, Ecuador, Chile y México.Actualmente trabajando en el desarrollo de sistemas de fluidos limpios para reparación y completación de pozos petroleros, destinados a reducir los daños a formación en las zonas productorasGerente de fluidos de perforación y completación de pozos en “Servicios Integrales GSM”, desde el inicio de los servicios realizando el diseño y construcción de la planta de fluidos, desarrollo de los procesos de calidad para certificación ISO 9001.Gerencia de distrito Norte – Reynosa, Veracruz, para MI SwacoGerencia de Operaciones en MI Swaco, en las operaciones Off Shore en la sonda de Campeche. [email protected]
¿Que tan rápido podemos perforar?
A través de los años trabajando en el campo, colaborando como ingeniero de fluidos en la perforación de pozos tanto en operaciones costa afuera como en tierra, hubo un elemento en común por parte de los responsables de la operación, AVANCE…. Perforar muchos metros o pies por día de operación, depende en que sistema de medida que se trabaje.
En el más estricto sentido práctico, esta afirmación es correcta y tiene mucho que ver con los altos costos involucrados en la perforación. Sin embargo, es necesario tomar algunas consideraciones para que la inversión se refleje en avance real y no en tiempo improductivo (NPT’s).
¿Qué tan rápido podemos perforar?
Puede resultar bastante complejo llegar a una respuesta, principalmente porque son diversas las consideración a tener en cuenta, antes de llegar a un consenso. Estas consideraciones van desde la capacidad del equipo de perforación, pasando por el sistema de control de sólidos, la capacidad de los fluidos de perforación, para procesar altos volúmenes de recortes y finos que se incorporaran durante la perforación. Pero base fundamental vital para el éxito, es el personal involucrado en todo el proceso de constructivo. Siendo, en este sentido más relevante, el liderazgo del responsable de la operación, su empatía y capacidad de comunicar en forma clara los objetivos.
Caso 1 - Equipo de perforación sub dimensionado – Infraestructura insuficiente para construir un pozo
Consideraciones - Esta situación ocasionó:
• Que se tuviera que ajustar el D.P. por uno de menor diámetro, que permitiera soportar el peso de la sarta de perforación.
• Producto de lo anterior, el volumen de bombeo de vio seriamente afectado restringiendo en casi un 25% respecto al mínimo recomendado para la limpieza del pozo
• Asociado a lo mismo, las Bombas presentaban continuas fallas, con sus respectivos tiempos de reparación (NPT´s), aunado a esto el riesgo que quedar circulando frente a zonas de arenas permeables. Eventualmente, el intento de perforar con sólo una bomba.
• Las bombas alimentadoras de los Mud Cleaner con motores eléctricos de menor capacidad limitando la capacidad de estos equipos de realizar un servicio fundamental para el fluidos de perforación, eliminar una buena parte de los finos incorporados.
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Jorge G. Augant Hernández
Ingeniero Químico con 36 años de experiencia en fluidos y operación de perforación de pozos petroleros, en tierra y costa afuera, pozos geotérmicos en diferentes países tales como, Brasil, Argentina, Ecuador, Chile y México.Actualmente trabajando en el desarrollo de sistemas de fluidos limpios para reparación y completación de pozos petroleros, destinados a reducir los daños a formación en las zonas productorasGerente de fluidos de perforación y completación de pozos en “Servicios Integrales GSM”, desde el inicio de los servicios realizando el diseño y construcción de la planta de fluidos, desarrollo de los procesos de calidad para certificación ISO 9001.Gerencia de distrito Norte – Reynosa, Veracruz, para MI SwacoGerencia de Operaciones en MI Swaco, en las operaciones Off Shore en la sonda de Campeche. [email protected]
¿Que tan rápido podemos perforar?
A través de los años trabajando en el campo, colaborando como ingeniero de fluidos en la perforación de pozos tanto en operaciones costa afuera como en tierra, hubo un elemento en común por parte de los responsables de la operación, AVANCE…. Perforar muchos metros o pies por día de operación, depende en que sistema de medida que se trabaje.
En el más estricto sentido práctico, esta afirmación es correcta y tiene mucho que ver con los altos costos involucrados en la perforación. Sin embargo, es necesario tomar algunas consideraciones para que la inversión se refleje en avance real y no en tiempo improductivo (NPT’s).
¿Qué tan rápido podemos perforar?
Puede resultar bastante complejo llegar a una respuesta, principalmente porque son diversas las consideración a tener en cuenta, antes de llegar a un consenso. Estas consideraciones van desde la capacidad del equipo de perforación, pasando por el sistema de control de sólidos, la capacidad de los fluidos de perforación, para procesar altos volúmenes de recortes y finos que se incorporaran durante la perforación. Pero base fundamental vital para el éxito, es el personal involucrado en todo el proceso de constructivo. Siendo, en este sentido más relevante, el liderazgo del responsable de la operación, su empatía y capacidad de comunicar en forma clara los objetivos.
Caso 1 - Equipo de perforación sub dimensionado – Infraestructura insuficiente para construir un pozo
Consideraciones - Esta situación ocasionó:
• Que se tuviera que ajustar el D.P. por uno de menor diámetro, que permitiera soportar el peso de la sarta de perforación.
• Producto de lo anterior, el volumen de bombeo de vio seriamente afectado restringiendo en casi un 25% respecto al mínimo recomendado para la limpieza del pozo
• Asociado a lo mismo, las Bombas presentaban continuas fallas, con sus respectivos tiempos de reparación (NPT´s), aunado a esto el riesgo que quedar circulando frente a zonas de arenas permeables. Eventualmente, el intento de perforar con sólo una bomba.
• Las bombas alimentadoras de los Mud Cleaner con motores eléctricos de menor capacidad limitando la capacidad de estos equipos de realizar un servicio fundamental para el fluidos de perforación, eliminar una buena parte de los finos incorporados.
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COLUMNA
• Limitaciones en las unidades de Shale Shakers por la limitación de carga del equipo. Esto provoca alta mermas de fluidos, mismos que no son recuperados y ocasionan un costo adicional para su manejo ambiental, costo adicional de mantenimiento y alto riesgo de inestabilidad de sistema de fluido por las continuas adiciones de aditivos
• La pobre capacidad instalada para limpiar el fluido en superficie, provoca un incremento de sólidos finos y ultra finos, con su consecuente incremento en la Viscosidad Plástica.
• El incremento en este parámetro, exige de las bombas un mayor gasto de energía, misma que se relaciona también, con la máxima presión de trabajo de las camisas de bomba. La opción más recurrida es la de mantener la presión fija sin importar la profundidad, restringiendo aún más el volumen de bombeo.
• También, asociado a los altos contenidos de sólidos finos en el fluido, se afecta el diámetro hidráulico en el espacio anular, limitando el mayor volumen de circulación a la zona más cercana a la tubería de perforación, siendo que, en proximidades de la pared, la velocidad del flujo es mínima o insuficiente para sustentar el recorte, permitiendo que éste sea erosionado, generando de un recorte una serie de partículas más pequeñas, que a su vez dificulta su remoción por los equipos de control de sólidos, incorporándolas con mayor facilidad al sistema de fluidos, dejando como única opción la dilución del fluido y su correspondiente incremento en el costo.
• Como resultado de todo esto, hay que considerar que los efectos de Swab – Surge pressure se incrementan, de la misma forma que el efecto de resonancia de presión en el pozo se hace más crítico, aumentando fuertemente el riesgo de pérdidas de circulación.
• Todos esta cadena de eventos, provocado por una única causa, incrementa:
• Como paliativo a las limitadas condiciones de operación, se estableció un programa de baches viscosos en el intento, mal entendido, de asegurar la limpieza del pozo. Durante ese año, trabajando bajos esas circunstancias, se bombearon algo más de 23.000 m^3 de baches viscosos tanto con fluidos de Base Agua como con fluidos de Emulsión Inversa. Esta decisión incremento fuertemente los costos del fluido, sin que se reflejen en mejoras en la construcción del pozo. También, se incrementaron las pérdidas de fluidos a formación incluso en zonas productoras, durante las corridas de casing o durante el desplazamiento de los cementos
• Los resultados de rendimiento en Metros perforados promedio por equipo relacionado a un día de trabajo se mantuvieron entre 76 y 104 mts / rig / día, siendo estos valores, tres veces más bajos que similares parámetros de otras operadoras.
- Los costos de combustible, - Incremento en el tiempo de viaje fondo arriba y de retorno a fondo del pozo - Incremento en los tiempos de maniobras para conexiones- Tiempos de circulación- Los Riesgos en las corridas de Casing- Riesgo para las operaciones complementarias- Malos desplazamiento de las lechadas de cemento - En las zonas productoras, los finos y ultra finos son arrastrados hacia la forma-ción provocando un daño irreversible- En pozos con alto ángulo, los finos son arrastrados principalmente hacia la pared inferior del pozo, limitando la producción de hidrocarburos y por lo tanto pierde el principal objetivo de construir un pozo, que es la producción.
- Para controlar estas condiciones muchas veces se sobre trata los fluidos, que para el caso de los fluidos de Emulsión Inversa, significa la adición de más de emulsionante y/o Humectante. Esto incrementa el efecto de cambio de mojado de las zonas productoras, perjudicando la producción de crudo.
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COLUMNA
• Limitaciones en las unidades de Shale Shakers por la limitación de carga del equipo. Esto provoca alta mermas de fluidos, mismos que no son recuperados y ocasionan un costo adicional para su manejo ambiental, costo adicional de mantenimiento y alto riesgo de inestabilidad de sistema de fluido por las continuas adiciones de aditivos
• La pobre capacidad instalada para limpiar el fluido en superficie, provoca un incremento de sólidos finos y ultra finos, con su consecuente incremento en la Viscosidad Plástica.
• El incremento en este parámetro, exige de las bombas un mayor gasto de energía, misma que se relaciona también, con la máxima presión de trabajo de las camisas de bomba. La opción más recurrida es la de mantener la presión fija sin importar la profundidad, restringiendo aún más el volumen de bombeo.
• También, asociado a los altos contenidos de sólidos finos en el fluido, se afecta el diámetro hidráulico en el espacio anular, limitando el mayor volumen de circulación a la zona más cercana a la tubería de perforación, siendo que, en proximidades de la pared, la velocidad del flujo es mínima o insuficiente para sustentar el recorte, permitiendo que éste sea erosionado, generando de un recorte una serie de partículas más pequeñas, que a su vez dificulta su remoción por los equipos de control de sólidos, incorporándolas con mayor facilidad al sistema de fluidos, dejando como única opción la dilución del fluido y su correspondiente incremento en el costo.
• Como resultado de todo esto, hay que considerar que los efectos de Swab – Surge pressure se incrementan, de la misma forma que el efecto de resonancia de presión en el pozo se hace más crítico, aumentando fuertemente el riesgo de pérdidas de circulación.
• Todos esta cadena de eventos, provocado por una única causa, incrementa:
• Como paliativo a las limitadas condiciones de operación, se estableció un programa de baches viscosos en el intento, mal entendido, de asegurar la limpieza del pozo. Durante ese año, trabajando bajos esas circunstancias, se bombearon algo más de 23.000 m^3 de baches viscosos tanto con fluidos de Base Agua como con fluidos de Emulsión Inversa. Esta decisión incremento fuertemente los costos del fluido, sin que se reflejen en mejoras en la construcción del pozo. También, se incrementaron las pérdidas de fluidos a formación incluso en zonas productoras, durante las corridas de casing o durante el desplazamiento de los cementos
• Los resultados de rendimiento en Metros perforados promedio por equipo relacionado a un día de trabajo se mantuvieron entre 76 y 104 mts / rig / día, siendo estos valores, tres veces más bajos que similares parámetros de otras operadoras.
- Los costos de combustible, - Incremento en el tiempo de viaje fondo arriba y de retorno a fondo del pozo - Incremento en los tiempos de maniobras para conexiones- Tiempos de circulación- Los Riesgos en las corridas de Casing- Riesgo para las operaciones complementarias- Malos desplazamiento de las lechadas de cemento - En las zonas productoras, los finos y ultra finos son arrastrados hacia la forma-ción provocando un daño irreversible- En pozos con alto ángulo, los finos son arrastrados principalmente hacia la pared inferior del pozo, limitando la producción de hidrocarburos y por lo tanto pierde el principal objetivo de construir un pozo, que es la producción.
- Para controlar estas condiciones muchas veces se sobre trata los fluidos, que para el caso de los fluidos de Emulsión Inversa, significa la adición de más de emulsionante y/o Humectante. Esto incrementa el efecto de cambio de mojado de las zonas productoras, perjudicando la producción de crudo.
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COLUMNA
Evidencia de las condiones del fluido, operando con un conjunto de control de solidos limitado
En este escenario, lo evidente es que el principal responsable de las dificultades de la perforación, son las condiciones de fluido de perforación. Sin embargo, ésta condición no más que una consecuencia de las condiciones limitadas que equipo de perforación presenta para cumplir con los desafíos del proyecto.
Cada vez con más frecuencia, se observa cómo se busca la solución a través de los servicios sin considerar realizar los cambios necesarios en la infraestructura, tal como la incorporación de adecuados equipos de control de sólidos, bombas de fluidos adecuadas para las exigencias del proyecto, etc.
En este sentido, primero debe entenderse que lo que se requiere en un proyecto de construcción de un pozo petrolero, es un equipo de trabajo, encabezado por un profesional con altas capacidad de liderazgo y conocimiento amplio de cada una de las disciplinas requeridas para tener éxito. El equipo que podrá estar constituido por profesionales de diferentes empresas, cada una de ellas con experiencia técnica probadas para dar el soporte necesario que requiere el líder del proyecto
Caso 2 – Calidad Aditivos de los fluidos de perforación
FILIPO DE MACEDONIA, DIJO…
Sirve más, un ejército de ciervos comandados por un león, que un ejército de leones comandados por un ciervo
Por otra parte, la inversión en el momento apropiado y dirigida a los elementos de mayor incidencia en la operación es la clave para alcanzar un control efectivo de los costos.
Existe una diversidad de proveedores e intermediarios en el mercado de los aditivos de fluidos de perforación. En el último tiempo el número de proveedores ha ido en aumento, lo que su vez ha iniciado una fuerte competencia de Precios. Otro factor que afecta la calidad de los fluidos utilización de aditivos, técnicamente obsoletos y que en otras operaciones ya no son aceptados.
También, hay un factor interno, con el tiempo las compañías se han ido integrando con otras empresas que si bien están relacionadas con la perforación, no son especialistas en fluidos por lo que sus sistemas administrativos concentrados en obtener el mejor precio, dejan en segundo plano la calidad de los aditivos.
En una verificación realizada a las diferentes compañías de fluidos, demostró que el 93% de los aditivos que aplicaban en las operaciones no cumplían con las normas de calidad. Esto se refleja un alto consumo de materiales para el mantenimiento o preparación de los fluidos. Por otra parte, en mucho de esos casos, los aditivos de bajo costo no poseen la suficiente capacidad para soportar las exigencias de la construcción de un pozo, en este sentido se puede encontrar:
• Cloruro de Potasio con un 95% de pureza, pero contiene 800 o más mgrs/lt de Calcio. Este catión, reduce la eficiencia de los aditivos para control de filtrado, principalmente los almidones, incrementado la interacción del filtrado con las formaciones incrementando la dispersión
• Arcillas Organofilicas de bajo rendimiento, o que no desarrolla viscosidad sino después de circular varias veces a través del pozo. Este problema en la calidad de este aditivo, lleva en muchos casos a un consumo elevado de arcillas organifilicas, resultando en un fluido de perforación con altos valores de tixotropía, geles progresivos. Este problema, ocasionado por localidad del aditivos puede ocasionar entre otras efectos:
- Resonancia de presiones en el pozo cuando se mueve la sarta de perforación.• Incremento en el riesgo de pérdida de fluidos a formación
• Incremento de la presión para romper circulación • Dificultad para correr los registros eléctricos- Incremento en los efectos de Pistón de la sarta • Incrementa el riesgo de pérdida de fluido a formación al correr Tuberías de revestimiento • Incrementa el riesgo de pérdida de fluido a formación al desplazar las lechadas de cemento
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COLUMNA
Evidencia de las condiones del fluido, operando con un conjunto de control de solidos limitado
En este escenario, lo evidente es que el principal responsable de las dificultades de la perforación, son las condiciones de fluido de perforación. Sin embargo, ésta condición no más que una consecuencia de las condiciones limitadas que equipo de perforación presenta para cumplir con los desafíos del proyecto.
Cada vez con más frecuencia, se observa cómo se busca la solución a través de los servicios sin considerar realizar los cambios necesarios en la infraestructura, tal como la incorporación de adecuados equipos de control de sólidos, bombas de fluidos adecuadas para las exigencias del proyecto, etc.
En este sentido, primero debe entenderse que lo que se requiere en un proyecto de construcción de un pozo petrolero, es un equipo de trabajo, encabezado por un profesional con altas capacidad de liderazgo y conocimiento amplio de cada una de las disciplinas requeridas para tener éxito. El equipo que podrá estar constituido por profesionales de diferentes empresas, cada una de ellas con experiencia técnica probadas para dar el soporte necesario que requiere el líder del proyecto
Caso 2 – Calidad Aditivos de los fluidos de perforación
FILIPO DE MACEDONIA, DIJO…
Sirve más, un ejército de ciervos comandados por un león, que un ejército de leones comandados por un ciervo
Por otra parte, la inversión en el momento apropiado y dirigida a los elementos de mayor incidencia en la operación es la clave para alcanzar un control efectivo de los costos.
Existe una diversidad de proveedores e intermediarios en el mercado de los aditivos de fluidos de perforación. En el último tiempo el número de proveedores ha ido en aumento, lo que su vez ha iniciado una fuerte competencia de Precios. Otro factor que afecta la calidad de los fluidos utilización de aditivos, técnicamente obsoletos y que en otras operaciones ya no son aceptados.
También, hay un factor interno, con el tiempo las compañías se han ido integrando con otras empresas que si bien están relacionadas con la perforación, no son especialistas en fluidos por lo que sus sistemas administrativos concentrados en obtener el mejor precio, dejan en segundo plano la calidad de los aditivos.
En una verificación realizada a las diferentes compañías de fluidos, demostró que el 93% de los aditivos que aplicaban en las operaciones no cumplían con las normas de calidad. Esto se refleja un alto consumo de materiales para el mantenimiento o preparación de los fluidos. Por otra parte, en mucho de esos casos, los aditivos de bajo costo no poseen la suficiente capacidad para soportar las exigencias de la construcción de un pozo, en este sentido se puede encontrar:
• Cloruro de Potasio con un 95% de pureza, pero contiene 800 o más mgrs/lt de Calcio. Este catión, reduce la eficiencia de los aditivos para control de filtrado, principalmente los almidones, incrementado la interacción del filtrado con las formaciones incrementando la dispersión
• Arcillas Organofilicas de bajo rendimiento, o que no desarrolla viscosidad sino después de circular varias veces a través del pozo. Este problema en la calidad de este aditivo, lleva en muchos casos a un consumo elevado de arcillas organifilicas, resultando en un fluido de perforación con altos valores de tixotropía, geles progresivos. Este problema, ocasionado por localidad del aditivos puede ocasionar entre otras efectos:
- Resonancia de presiones en el pozo cuando se mueve la sarta de perforación.• Incremento en el riesgo de pérdida de fluidos a formación
• Incremento de la presión para romper circulación • Dificultad para correr los registros eléctricos- Incremento en los efectos de Pistón de la sarta • Incrementa el riesgo de pérdida de fluido a formación al correr Tuberías de revestimiento • Incrementa el riesgo de pérdida de fluido a formación al desplazar las lechadas de cemento
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- Reducción en la capacidad de transporte del fluido• La capacidad de transporte del flujo en el espacio anular, se reduce en la medida que se aleja de la tubería de perforación y de aproxima a la pared del pozo. La rotación auxilia al flujo del fluido de perforación• Se incrementa el tiempo de transito de los recortes, reduciendo su tamaño incrementando los finos que e incorporan al fluido de perforación, acentuando el problema.
• Reductores de Filtrado poliméricos para fluidos Base Agua, de bajo costo resulta ser CMC de bajo peso molecular. Así mismo se encuentra CMC de alta viscosidad presentado con Polímero de alta viscosidad, a un precio bajo. Para los responsables por la cadena de suministro es de gran atractivo este nivel de precios, transfiriendo al campo el problema de controlar el fluido y los costos.
En otros casos, la reutilización de los fluidos de perforación, sin una adecuada limpieza y / o acondicionamiento, (altos contenido de arena, incremento en la concentración de humectantes, etc.) son aplicados en las zonas productoras, acentuando el bloqueo o modifican el mojado afectando sensiblemente la capacidad de producción.
En general muchos de estos productos son de una calidad cuestionable y eventualmente, no corresponden a las características de sus respectivas fichas técnicas.
A esto problemas ocasionados por la calidad de los aditivos, eventualmente, hay que sumar las limitaciones del equipo de perforación, lo que resulta en un incremento del potencial de riesgo de NPT´s, con consecuencias que inciden directamente en el costo del fluido, de los costos de operación y lo más importante, zonas productoras con daño irreversible.
En general, la óptica de los costos de los fluidos fija su atención en el precio unitario de los aditivos, o sea se plantea una especie de cruzada por obtener precios da aditivos cada vez más bajos, estimulando una carrera de precios entre distribuidores, quienes toman la opción de reemplazar la calidad por precio y cuando más bajos, mejor.
Con frecuencia ocurre que los costos de los fluidos de perforación no se visualizan en forma integral. En otras palabras, no se incorporan todos los costos involucrados en todo el proceso, en el que el fluido interactúa con la construcción del pozo. EL costo integrado del fluido, invariablemente debe considerar el costo del mantenimiento del fluido durante la perforación que garantice las condiciones mínimas de estabilidad en el fluido de perforación, permitiendo alcanzar el objetivo, en el menor tiempo posible.
En muchos casos, el ignorar este aspecto de los costos en los fluidos perforación, ha llevado a presentar propuestas económicas con precios bajos, debido a que sus formulaciones constituidas por aditivos de tipo alternativos, son baratos. Sin embargo, al desarrollar los trabajos, la baja calidad de estos aditivos, limita la capacidad del fluido para operar con alto desempeño respecto al avance diario. Solo incrementando la dilución, consigue acompañar los altos avances, lo que a su vez implica consumir más aditivos para acondicionar el fluido, con su correspondiente proporción de costos, que, probablemente no fueron considerados al momento de cotizar.
Cuando diluir el fluido y las condiciones de avance son altas, se comienza a gestar un problema en potencia. A este escenario, con frecuencia se le suma un sistema de control de sólidos limitados o peor aún, en malas condiciones, son los ingredientes necesarios para tener un pozo con problemas. A partir de este momento en adelante, se desencadenaran una sería de eventos que desembocan en un sistema de fluidos y un pozo, inestable.
También, el sistema de mezcla del equipo de perforación juega un papel importante en el proceso de dilución. Este sistema que por lo general, no se le da el valor que tiene, con frecuencia es deficiente lo que se viene a sumar a la baja calidad de los aditivos incrementando el riesgo de inestabilidad en el fluido y en las paredes del pozo. También esta forma de trabajar, lleva eventualmente a prácticas que con el objeto de defender los costos propuestos, inciden directamente en la calidad de los servicios.
Mientras los eventos se van desencadenando y los problemas se van haciendo evidentes en la construcción del pozo, el ingeniero de fluido es virtualmente vapuleado como el principal responsable de la problemática. Sin embargo, él está utilizando las herramientas que le han puesto a su disposición para desarrollar su trabajo. Pero el ingeniero de fluidos de perforación, es responsable indirectamente cuando, no se verifica los siguientes componentes del sistema de fluidos:
• Equipo de control de sólidos
• Conjunto de equipos de Control de Sólidos. Condiciones de las tembloras tanto eléctrico como mecánicas• Alimentación de las temblorinas, ( línea de flote)
• Sistema de alimentación de los conos del limpia lodos. Frecuentemente, el proceso de limpieza succiona en algún compartimento equivocado y descarga en otro provocando que incluso se incorporen sólidos finos decantadas o más comúnmente las bombas centrifugas de alimentación, no son capaces de aportar el volumen o se trabaja con presión demasiado baja para que los conos trabajen eficientemente. Trabajar con manos conos, sea por que se han tapado o por que se cree que al tapar cierto número de conos favores poder alcanzar la presión de trabajo.
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- Reducción en la capacidad de transporte del fluido• La capacidad de transporte del flujo en el espacio anular, se reduce en la medida que se aleja de la tubería de perforación y de aproxima a la pared del pozo. La rotación auxilia al flujo del fluido de perforación• Se incrementa el tiempo de transito de los recortes, reduciendo su tamaño incrementando los finos que e incorporan al fluido de perforación, acentuando el problema.
• Reductores de Filtrado poliméricos para fluidos Base Agua, de bajo costo resulta ser CMC de bajo peso molecular. Así mismo se encuentra CMC de alta viscosidad presentado con Polímero de alta viscosidad, a un precio bajo. Para los responsables por la cadena de suministro es de gran atractivo este nivel de precios, transfiriendo al campo el problema de controlar el fluido y los costos.
En otros casos, la reutilización de los fluidos de perforación, sin una adecuada limpieza y / o acondicionamiento, (altos contenido de arena, incremento en la concentración de humectantes, etc.) son aplicados en las zonas productoras, acentuando el bloqueo o modifican el mojado afectando sensiblemente la capacidad de producción.
En general muchos de estos productos son de una calidad cuestionable y eventualmente, no corresponden a las características de sus respectivas fichas técnicas.
A esto problemas ocasionados por la calidad de los aditivos, eventualmente, hay que sumar las limitaciones del equipo de perforación, lo que resulta en un incremento del potencial de riesgo de NPT´s, con consecuencias que inciden directamente en el costo del fluido, de los costos de operación y lo más importante, zonas productoras con daño irreversible.
En general, la óptica de los costos de los fluidos fija su atención en el precio unitario de los aditivos, o sea se plantea una especie de cruzada por obtener precios da aditivos cada vez más bajos, estimulando una carrera de precios entre distribuidores, quienes toman la opción de reemplazar la calidad por precio y cuando más bajos, mejor.
Con frecuencia ocurre que los costos de los fluidos de perforación no se visualizan en forma integral. En otras palabras, no se incorporan todos los costos involucrados en todo el proceso, en el que el fluido interactúa con la construcción del pozo. EL costo integrado del fluido, invariablemente debe considerar el costo del mantenimiento del fluido durante la perforación que garantice las condiciones mínimas de estabilidad en el fluido de perforación, permitiendo alcanzar el objetivo, en el menor tiempo posible.
En muchos casos, el ignorar este aspecto de los costos en los fluidos perforación, ha llevado a presentar propuestas económicas con precios bajos, debido a que sus formulaciones constituidas por aditivos de tipo alternativos, son baratos. Sin embargo, al desarrollar los trabajos, la baja calidad de estos aditivos, limita la capacidad del fluido para operar con alto desempeño respecto al avance diario. Solo incrementando la dilución, consigue acompañar los altos avances, lo que a su vez implica consumir más aditivos para acondicionar el fluido, con su correspondiente proporción de costos, que, probablemente no fueron considerados al momento de cotizar.
Cuando diluir el fluido y las condiciones de avance son altas, se comienza a gestar un problema en potencia. A este escenario, con frecuencia se le suma un sistema de control de sólidos limitados o peor aún, en malas condiciones, son los ingredientes necesarios para tener un pozo con problemas. A partir de este momento en adelante, se desencadenaran una sería de eventos que desembocan en un sistema de fluidos y un pozo, inestable.
También, el sistema de mezcla del equipo de perforación juega un papel importante en el proceso de dilución. Este sistema que por lo general, no se le da el valor que tiene, con frecuencia es deficiente lo que se viene a sumar a la baja calidad de los aditivos incrementando el riesgo de inestabilidad en el fluido y en las paredes del pozo. También esta forma de trabajar, lleva eventualmente a prácticas que con el objeto de defender los costos propuestos, inciden directamente en la calidad de los servicios.
Mientras los eventos se van desencadenando y los problemas se van haciendo evidentes en la construcción del pozo, el ingeniero de fluido es virtualmente vapuleado como el principal responsable de la problemática. Sin embargo, él está utilizando las herramientas que le han puesto a su disposición para desarrollar su trabajo. Pero el ingeniero de fluidos de perforación, es responsable indirectamente cuando, no se verifica los siguientes componentes del sistema de fluidos:
• Equipo de control de sólidos
• Conjunto de equipos de Control de Sólidos. Condiciones de las tembloras tanto eléctrico como mecánicas• Alimentación de las temblorinas, ( línea de flote)
• Sistema de alimentación de los conos del limpia lodos. Frecuentemente, el proceso de limpieza succiona en algún compartimento equivocado y descarga en otro provocando que incluso se incorporen sólidos finos decantadas o más comúnmente las bombas centrifugas de alimentación, no son capaces de aportar el volumen o se trabaja con presión demasiado baja para que los conos trabajen eficientemente. Trabajar con manos conos, sea por que se han tapado o por que se cree que al tapar cierto número de conos favores poder alcanzar la presión de trabajo.
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En este sentido sólo queda comentar que cada unidad está diseñada para trabajar eficientemente con todos y cada una de sus partes, si reducimos su capacidad de procesamiento, estamos aceptando por adecuado lo que está trabajando en forma deficiente en otras palabras asumiendo parte de la responsabilidad.
• Sistema de Mezclado
• Con frecuencia en los equipos de perforación, se puede encontrar falencias en los componentes del sistema de mezclado siendo lo más común la ausencia de un elemento apropiado para la adición de barita. Esto ocasiona que la adición tenga que hacerse en la mayoría de los casos, directamente sobre el fluido. Bajo estas condiciones se produce un alto consumo de Barita misma que se decanta provocando tiempo adicional para limpiar la presa, pagos adicionales por la disposición final de este material decantado. De esta forma, el costo final del Material densificante queda constituido por:
(Precio de Barita x Volumen consumido) + (Limpieza de Presa) + (Costo por disposición final del Material Decantado)
Los volúmenes de Barita que se extraen desde la presa de mezcla, pozo tras pozo fluctúa entre 25 hasta 40 ton. Con el ahorro que se produciría con la adecuación de este elemento, se impactaría sensiblemente el costo y la calidad de los fluidos, si se entendiera claramente, por todas las partes, que la construcción de un pozo es un trabajo de equipo y que debe resultar en beneficios para todos los que participan en el proceso.
Resulta, entonces una falacia que los bajos precios unitarios, dan como resultado ganancias en las compañías de fluidos. El costo que debe ser observado, es el costo de fabricación más el de mantenimiento de los fluidos, durante la operación, el fluido de perforación debe permitir maximizar el potencial del equipo de perforación. En otras palabras, El costo unitario alto de un fluido, debido a los precios de los aditivos de alta calidad, al ser aplicado no va a requerir un alto mantenimiento, permitiendo perforar rápido reduciendo los tiempos de exposición.
PARA REFLEXIONAR…
Un perro tenía por costumbre, permanecer echado en un rincón, justo en el mismo lugar en donde sobresalía un clavo. EL perro gemía continuamente por la molestia que le Provocaba el clavo.
En una oportunidad un vecino le observó al dueño del animal, sugiriendo para que hiciera algo para que el perro se moviera para otro lugar
El dueño le contesto, ese perro es un flojo, el dolor que le provocaba el clavo, es suficiente para que él se queje, mas no lo suficiente para él se cambie de lugar.
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En este sentido sólo queda comentar que cada unidad está diseñada para trabajar eficientemente con todos y cada una de sus partes, si reducimos su capacidad de procesamiento, estamos aceptando por adecuado lo que está trabajando en forma deficiente en otras palabras asumiendo parte de la responsabilidad.
• Sistema de Mezclado
• Con frecuencia en los equipos de perforación, se puede encontrar falencias en los componentes del sistema de mezclado siendo lo más común la ausencia de un elemento apropiado para la adición de barita. Esto ocasiona que la adición tenga que hacerse en la mayoría de los casos, directamente sobre el fluido. Bajo estas condiciones se produce un alto consumo de Barita misma que se decanta provocando tiempo adicional para limpiar la presa, pagos adicionales por la disposición final de este material decantado. De esta forma, el costo final del Material densificante queda constituido por:
(Precio de Barita x Volumen consumido) + (Limpieza de Presa) + (Costo por disposición final del Material Decantado)
Los volúmenes de Barita que se extraen desde la presa de mezcla, pozo tras pozo fluctúa entre 25 hasta 40 ton. Con el ahorro que se produciría con la adecuación de este elemento, se impactaría sensiblemente el costo y la calidad de los fluidos, si se entendiera claramente, por todas las partes, que la construcción de un pozo es un trabajo de equipo y que debe resultar en beneficios para todos los que participan en el proceso.
Resulta, entonces una falacia que los bajos precios unitarios, dan como resultado ganancias en las compañías de fluidos. El costo que debe ser observado, es el costo de fabricación más el de mantenimiento de los fluidos, durante la operación, el fluido de perforación debe permitir maximizar el potencial del equipo de perforación. En otras palabras, El costo unitario alto de un fluido, debido a los precios de los aditivos de alta calidad, al ser aplicado no va a requerir un alto mantenimiento, permitiendo perforar rápido reduciendo los tiempos de exposición.
PARA REFLEXIONAR…
Un perro tenía por costumbre, permanecer echado en un rincón, justo en el mismo lugar en donde sobresalía un clavo. EL perro gemía continuamente por la molestia que le Provocaba el clavo.
En una oportunidad un vecino le observó al dueño del animal, sugiriendo para que hiciera algo para que el perro se moviera para otro lugar
El dueño le contesto, ese perro es un flojo, el dolor que le provocaba el clavo, es suficiente para que él se queje, mas no lo suficiente para él se cambie de lugar.
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COLUMNA COLUMNA
Que tan onerosa debe salir una operación para que estimule el cambio de los paradigmas, algunas sugerencias a para ser consideradas
• Perforar rápido no garantiza llegar al objetivo
• No se debe generar recortes más rápido, de lo que pueden ser transportado a superficie
• La paciencia es una virtud – Invierta en tiempo
• Es importante la rotación de la sarta
• Use el caudal ( gasto de bomba ), adecuada para el transporte de los recortes
• Las propiedades de Fluido son irrelevantes sin buenas practicas operacionales
• Observar las características de los recortes en los Shakers
• Observe el comportamiento de la sarta al salir o bajar en el pozo, verifique el arrastres a la tracción y la pérdida de peso al bajar, intente detectar desviación de las tendencias normales, esto proporcionará importante información acerca de la creación de los lechos de recortes
• Siempre que decida circular, hágalo con rotando la sarta continuamente para ayudar a remover los lechos de recortes.
PRACTICAS OPERACIONALES
FALLA POTENCIAL
Optima Reología Optimo Filtrado Densidad adecuada Pobres Practicas Operaciones
Escenarios mundiales del precio del petróleo
Especialista y consultor en seguridad, con amplia preparación en los ejércitos de Estados Unidos de Norteamerica, Belice, y Venezuela. Lic. En Admón. Militar, Maestro en Administración y Doctorante en Administración. Cap. 1/o. de Inf. D.E.M. Ret. Con 21 años de servicio.
Por René Ocampo Hernández
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Que tan onerosa debe salir una operación para que estimule el cambio de los paradigmas, algunas sugerencias a para ser consideradas
• Perforar rápido no garantiza llegar al objetivo
• No se debe generar recortes más rápido, de lo que pueden ser transportado a superficie
• La paciencia es una virtud – Invierta en tiempo
• Es importante la rotación de la sarta
• Use el caudal ( gasto de bomba ), adecuada para el transporte de los recortes
• Las propiedades de Fluido son irrelevantes sin buenas practicas operacionales
• Observar las características de los recortes en los Shakers
• Observe el comportamiento de la sarta al salir o bajar en el pozo, verifique el arrastres a la tracción y la pérdida de peso al bajar, intente detectar desviación de las tendencias normales, esto proporcionará importante información acerca de la creación de los lechos de recortes
• Siempre que decida circular, hágalo con rotando la sarta continuamente para ayudar a remover los lechos de recortes.
PRACTICAS OPERACIONALES
FALLA POTENCIAL
Optima Reología Optimo Filtrado Densidad adecuada Pobres Practicas Operaciones
Escenarios mundiales del precio del petróleo
Especialista y consultor en seguridad, con amplia preparación en los ejércitos de Estados Unidos de Norteamerica, Belice, y Venezuela. Lic. En Admón. Militar, Maestro en Administración y Doctorante en Administración. Cap. 1/o. de Inf. D.E.M. Ret. Con 21 años de servicio.
Por René Ocampo Hernández
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COLUMNA
Con base en la información recolectada de diferentes agencias y estudios de instituciones alrededor del mundo, el presente análisis, tiene como objeto dar al lector una visión que le permita sacar sus propias conclusiones en relación a la economía del mercado del petróleo a partir del próximo año y hasta el 2020, que de conformidad a varios estudios, se pronostica el aumento y estabilidad del precio del crudo a nivel mundial.
El Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP, Abdullah al-Badri, prevé que los mercados de petróleo verán resultados positivos en 2016 y de hace un nuevo llamado a los productores independientes fuera de la organización para compartir la carga con la OPEP al aumento de precios mediante la reducción de la producción, de acuerdo con la agencia “Reuters”. Además, se espera que la Agencia Internacional de Energía recupere el equilibrio del mercado del petróleo y establezca gradualmente el precio a casi $ 80 dólares el barril para el 2020.
Los precios del petróleo han caído en más de la mitad desde mediados de 2014 y se mantiene actualmente por debajo de $ 50 dólares por barril. La parte superior de Arabia Saudita ha inundando deliberadamente el mercado para abordar la producción de hidrocarburos de roca en los Estados Unidos, según la agencia “AFP”. Sin embargo, el deterioro de los precios de este lleva las semillas para reequilibrar el mercado, ya que estimula la demanda y reduce la producción, dando como resultado que las compañías petroleras reduzcan el gasto en las áreas de exploración y producción, según el reporte de la agencia para el consejo de la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) en su rama de energía.
Como resultado, la producción de los países no miembros de la OPEP llegará a la máxima unidad antes de 2020, registrando un poco más de 55 millones de barriles por día más, mientras que la producción de la OPEP se recuperará gracias a Irán e Irak.
La demanda se pronostica a un ritmo de 900 mil barriles por día al año hasta el 2020 para llegar a 103.5 millones de barriles por día, después de veinte años, en comparación con los 92.7 millones de barriles por día en 2014.
Sin embargo, la Agencia no excluye completamente el escenario de la disminución continua de los precios durante un largo tiempo, en el que el nivel constante será alrededor de los $ 50 dólares por barril hasta 2020, antes de volver gradualmente a los $ 85 dólares por el barril en el 2040,
Contrariamente a lo que pueda inferirse de esta situación, la agencia advirtió que tales circunstancias no serán necesariamente del interés de los consumidores, señalando que “los beneficios económicos compensarán una creciente dependencia del Oriente Medio para las importaciones de petróleo crudo y el riesgo de los precios, en el caso de las inversiones siguieran disminuyendo.”
Para principios del año 2016, según los expertos se prevé la disminución en las inversiones mundiales en el sector petrolero, y el número cada vez menor de las plataformas petroleras de los Estados Unidos, los que podría verse reflejado en el aumento de los precios del petróleo
Fatih Birol, director de la Agencia Internacional de Energía manifestó que se espera que la inversión mundial en el sector del petróleo caiga un 20% este año, lo que sería la mayor caída de la historia.
La American Gold Man Sachs Group, anunció a principios del pasado septiembre, que los precios del petróleo podrían alcanzar los $ 20 dólares por barril el año que viene por el exceso de oferta de petróleo que se mantendrá alta hasta el 2016 debido al crecimiento de la producción de la OPEP
El American Bank, en su informe sobre los mercados del petróleo, redujo su pronóstico para los precios del crudo estadounidense durante 2015/2016, a $ 48.10 el barril de $ 52 dólares en el año en curso y hasta $ 45 desde $ 57 dólares en el próximo año.
Los precios del crudo han compensado las pérdidas
sufridas y aumentando levemente su porcentaje, después de un informe que muestra disminución en el número de plataformas petroleras de perforación que operan en los Estados Unidos por quinta semana consecutiva, desencadenando un renovado debate sobre la disminución de la producción y de un mayor consumo de petróleo en el mundo, según la agencia de noticias Reuters.
En un sondeo semanal realizado por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes demostró que las empresas de energía de Estados Unidos redujeron el número de equipos de perforación de petróleo en 26%, la mayor reducción semanal en el número de plataformas desde abril.
Un estudio elaborado por la empresa “KAMCO” Kuwait Investment ha revelado su pronóstico de la llegada de los precios del petróleo a un promedio
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Con base en la información recolectada de diferentes agencias y estudios de instituciones alrededor del mundo, el presente análisis, tiene como objeto dar al lector una visión que le permita sacar sus propias conclusiones en relación a la economía del mercado del petróleo a partir del próximo año y hasta el 2020, que de conformidad a varios estudios, se pronostica el aumento y estabilidad del precio del crudo a nivel mundial.
El Secretario General de la Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP, Abdullah al-Badri, prevé que los mercados de petróleo verán resultados positivos en 2016 y de hace un nuevo llamado a los productores independientes fuera de la organización para compartir la carga con la OPEP al aumento de precios mediante la reducción de la producción, de acuerdo con la agencia “Reuters”. Además, se espera que la Agencia Internacional de Energía recupere el equilibrio del mercado del petróleo y establezca gradualmente el precio a casi $ 80 dólares el barril para el 2020.
Los precios del petróleo han caído en más de la mitad desde mediados de 2014 y se mantiene actualmente por debajo de $ 50 dólares por barril. La parte superior de Arabia Saudita ha inundando deliberadamente el mercado para abordar la producción de hidrocarburos de roca en los Estados Unidos, según la agencia “AFP”. Sin embargo, el deterioro de los precios de este lleva las semillas para reequilibrar el mercado, ya que estimula la demanda y reduce la producción, dando como resultado que las compañías petroleras reduzcan el gasto en las áreas de exploración y producción, según el reporte de la agencia para el consejo de la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) en su rama de energía.
Como resultado, la producción de los países no miembros de la OPEP llegará a la máxima unidad antes de 2020, registrando un poco más de 55 millones de barriles por día más, mientras que la producción de la OPEP se recuperará gracias a Irán e Irak.
La demanda se pronostica a un ritmo de 900 mil barriles por día al año hasta el 2020 para llegar a 103.5 millones de barriles por día, después de veinte años, en comparación con los 92.7 millones de barriles por día en 2014.
Sin embargo, la Agencia no excluye completamente el escenario de la disminución continua de los precios durante un largo tiempo, en el que el nivel constante será alrededor de los $ 50 dólares por barril hasta 2020, antes de volver gradualmente a los $ 85 dólares por el barril en el 2040,
Contrariamente a lo que pueda inferirse de esta situación, la agencia advirtió que tales circunstancias no serán necesariamente del interés de los consumidores, señalando que “los beneficios económicos compensarán una creciente dependencia del Oriente Medio para las importaciones de petróleo crudo y el riesgo de los precios, en el caso de las inversiones siguieran disminuyendo.”
Para principios del año 2016, según los expertos se prevé la disminución en las inversiones mundiales en el sector petrolero, y el número cada vez menor de las plataformas petroleras de los Estados Unidos, los que podría verse reflejado en el aumento de los precios del petróleo
Fatih Birol, director de la Agencia Internacional de Energía manifestó que se espera que la inversión mundial en el sector del petróleo caiga un 20% este año, lo que sería la mayor caída de la historia.
La American Gold Man Sachs Group, anunció a principios del pasado septiembre, que los precios del petróleo podrían alcanzar los $ 20 dólares por barril el año que viene por el exceso de oferta de petróleo que se mantendrá alta hasta el 2016 debido al crecimiento de la producción de la OPEP
El American Bank, en su informe sobre los mercados del petróleo, redujo su pronóstico para los precios del crudo estadounidense durante 2015/2016, a $ 48.10 el barril de $ 52 dólares en el año en curso y hasta $ 45 desde $ 57 dólares en el próximo año.
Los precios del crudo han compensado las pérdidas
sufridas y aumentando levemente su porcentaje, después de un informe que muestra disminución en el número de plataformas petroleras de perforación que operan en los Estados Unidos por quinta semana consecutiva, desencadenando un renovado debate sobre la disminución de la producción y de un mayor consumo de petróleo en el mundo, según la agencia de noticias Reuters.
En un sondeo semanal realizado por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes demostró que las empresas de energía de Estados Unidos redujeron el número de equipos de perforación de petróleo en 26%, la mayor reducción semanal en el número de plataformas desde abril.
Un estudio elaborado por la empresa “KAMCO” Kuwait Investment ha revelado su pronóstico de la llegada de los precios del petróleo a un promedio
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entre los $ 67 y los $ 67.5 dólares por barril en el primer semestre de 2016.Según este estudio, las proyecciones indican que el precio del petróleo alcanzará los $ 60.4 dólares por barril a finales del tercer trimestre de este año, antes de aumentar a $ 65 dólares por el final del último trimestre del año.
Según el estudio, el precio promedio de la cesta OPEP alcanzó durante el mes de agosto de $ 47.59 dólares el barril, un descenso del 12.2% en comparación con el precio medio registrado en el mes de julio.
El precio de la canasta de la OPEP del petróleo a principios de 2015 era de $ 54.69 por barril, un descenso del 43.2% en comparación con el promedio registrado en 2014 de $ 96.29 el barril.
El Banco Citigroup redujo su pronóstico para el precio promedio del crudo “Brent” a $ 54 dólares por barril este año y $ 53 dólares el próximo año a partir de $ 58 y $ 63 dólares, respectivamente, en
El informe dijo que se espera que la demanda de petróleo siga siendo fuerte a pesar de un ligero descenso de la producción con el inicio de las tasas de invierno, además de aumento de la capacidad de almacenamiento de petróleo en los países (OPEP). Según el informe, la UPS recomienda que la inversión sea superior a las tarifas habituales por motivos tácticos después de una caída de los precios de 2014 hasta 2015. Estimaciones de la Agencia Moody Servicio de inversores, indican que los precios del petróleo alcanzarán los $ 55 por barril a finales de 2015, mientras que el Fondo Monetario Internacional FMI espera alcanzar el precio medio del barril de petróleo a $ 58 dólares en 2015, antes de aumentar gradualmente a $ 74 dólares por barril a finales del año 2016. Grupo también redujo sus estimaciones para el crudo Brent de $ 53.7 dólares frente a los $ 58.2 dólares en 2015 y de $ 49.5 a $ 62 dólares en 2016.
las estimaciones anteriores, ya que el banco redujo su pronóstico para el precio “NYMEX” de Estados Unidos en 2015 y 2016 a $ 48 dólares, desde los $ 53 y $ 56 dólares en las estimaciones previas.
Antes de que Bank Wealth Management de UBS Global dijera en agosto pasado que esperaba la recuperación de los precios del petróleo para el 2016, esperando que los precios oscilen entre los $67 y los $ 72 dólares por barril a finales del 2015.
El informe señaló que con la recuperación de los precios del petróleo, es importante que los inversores den puntual seguimiento y monitoreo de los Estados no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con la perspectiva de la organización, continúa su política dirigida a aumentar las tasas de producción, sin embargo las operaciones de perforación cada vez más escasas en los Estados Unidos contribuirá ralentizar considerablemente las tasas de producción, que a su vez afectan a los mercados de petróleo el próximo año.
Por su parte, la Agencia Internacional de Energía dijo previamente que la disminución de los precios del petróleo obligará a los productores fuera de la OPEP, incluyendo a los Estados Unidos a reducir su producción el próximo año, el ritmo más alto en más de dos décadas con el fin de restablecer el equilibrio en el mercado sobre el suministro de petróleo.
Es así que en conclusión, los pronósticos de las diferentes instituciones, señalan un aumento del precio de petróleo a finales del 2015, presentando un aumento gradual para estabilizarse en el 2020. El precio actual del petróleo oscila entre los $ 43.34 dólares por barril, tendiendo hacia los 50 dólares para principios del año entrante, llevando una tendencia a aumentar por arriba de los $ 80 dólares para el 2020, lo que podría suceder de conformidad con la ley de la oferta y la demanda, si los países productores de petróleo y los organismos petroleros independientes disminuyen la producción para encarecer el producto y de esta forma aumentar su precio, lo que se vería reflejado en el crecimiento económico a nivel mundial.
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COLUMNA
entre los $ 67 y los $ 67.5 dólares por barril en el primer semestre de 2016.Según este estudio, las proyecciones indican que el precio del petróleo alcanzará los $ 60.4 dólares por barril a finales del tercer trimestre de este año, antes de aumentar a $ 65 dólares por el final del último trimestre del año.
Según el estudio, el precio promedio de la cesta OPEP alcanzó durante el mes de agosto de $ 47.59 dólares el barril, un descenso del 12.2% en comparación con el precio medio registrado en el mes de julio.
El precio de la canasta de la OPEP del petróleo a principios de 2015 era de $ 54.69 por barril, un descenso del 43.2% en comparación con el promedio registrado en 2014 de $ 96.29 el barril.
El Banco Citigroup redujo su pronóstico para el precio promedio del crudo “Brent” a $ 54 dólares por barril este año y $ 53 dólares el próximo año a partir de $ 58 y $ 63 dólares, respectivamente, en
El informe dijo que se espera que la demanda de petróleo siga siendo fuerte a pesar de un ligero descenso de la producción con el inicio de las tasas de invierno, además de aumento de la capacidad de almacenamiento de petróleo en los países (OPEP). Según el informe, la UPS recomienda que la inversión sea superior a las tarifas habituales por motivos tácticos después de una caída de los precios de 2014 hasta 2015. Estimaciones de la Agencia Moody Servicio de inversores, indican que los precios del petróleo alcanzarán los $ 55 por barril a finales de 2015, mientras que el Fondo Monetario Internacional FMI espera alcanzar el precio medio del barril de petróleo a $ 58 dólares en 2015, antes de aumentar gradualmente a $ 74 dólares por barril a finales del año 2016. Grupo también redujo sus estimaciones para el crudo Brent de $ 53.7 dólares frente a los $ 58.2 dólares en 2015 y de $ 49.5 a $ 62 dólares en 2016.
las estimaciones anteriores, ya que el banco redujo su pronóstico para el precio “NYMEX” de Estados Unidos en 2015 y 2016 a $ 48 dólares, desde los $ 53 y $ 56 dólares en las estimaciones previas.
Antes de que Bank Wealth Management de UBS Global dijera en agosto pasado que esperaba la recuperación de los precios del petróleo para el 2016, esperando que los precios oscilen entre los $67 y los $ 72 dólares por barril a finales del 2015.
El informe señaló que con la recuperación de los precios del petróleo, es importante que los inversores den puntual seguimiento y monitoreo de los Estados no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con la perspectiva de la organización, continúa su política dirigida a aumentar las tasas de producción, sin embargo las operaciones de perforación cada vez más escasas en los Estados Unidos contribuirá ralentizar considerablemente las tasas de producción, que a su vez afectan a los mercados de petróleo el próximo año.
Por su parte, la Agencia Internacional de Energía dijo previamente que la disminución de los precios del petróleo obligará a los productores fuera de la OPEP, incluyendo a los Estados Unidos a reducir su producción el próximo año, el ritmo más alto en más de dos décadas con el fin de restablecer el equilibrio en el mercado sobre el suministro de petróleo.
Es así que en conclusión, los pronósticos de las diferentes instituciones, señalan un aumento del precio de petróleo a finales del 2015, presentando un aumento gradual para estabilizarse en el 2020. El precio actual del petróleo oscila entre los $ 43.34 dólares por barril, tendiendo hacia los 50 dólares para principios del año entrante, llevando una tendencia a aumentar por arriba de los $ 80 dólares para el 2020, lo que podría suceder de conformidad con la ley de la oferta y la demanda, si los países productores de petróleo y los organismos petroleros independientes disminuyen la producción para encarecer el producto y de esta forma aumentar su precio, lo que se vería reflejado en el crecimiento económico a nivel mundial.
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COLUMNA
¿México la super potencia energética del mañana? parte I
Director de la unidad de Inversión en Mercados Energéticos Globales (GEM) responsable del desarrollo del portafolio de servicios integrados para brindar asesoría a segmento Institucional, Fondos de Inversión, Soberanos y Privados. Se enfoca en servir a las empresas Canadienses e Internacionales en los sectores Energéticos e Infraestructura las cuales estén interesadas en explorar las oportunidades dentro de la Reforma Energética en México y Latino América. Actualmente GEM se especializa en asesorar a las empresas
Mexicanas interesadas en obtener financiamiento bursátil en Canadá
Por Eduardo Rodríguez
Hace cuatro semanas, tuve el privilegio de ser presentado como ponente en el OGF Global en la Ciudad de México, un foro financiero organizado por Euromoney el editor de dos de mis revistas favoritas, Institutional Investor y Latin Finance.
El evento coincidió con la puesta en marcha de nuestra LatAm O + G Fund 1 LP. El fondo ofrece acceso exclusivo a una cartera de exploración y producción de activos de bajo riesgo en Argentina, Colombia, Cuba, Guatemala, Ecuador y Perú con valor de más de USD $20B. Para el evento, nuestro equipo había realizado presentaciones Webex con los inversores institucionales independientes líderes de México, muchos de ellos en busca de la entrada en el nuevo liberalizado sector energético.
Mi oficina reservó reuniones back-to-back con estos actores financieros administrando USD $20B durante la semana del evento. Nuestras reuniones incluyeron principales miembros de la AMEXCAP (Asociación Mexicana del PE y fondos VC), los fondos de pensiones de México, los bancos de inversión LatAm y empresas de asesoramiento financiero.
Las expectativas del viaje
Para este viaje nos fijamos metas modestas que incluían identificar posibles socios estratégicos para implementar nuestra estrategia de penetración en el mercado, y para encontrar inversiones entre USD $10 mm y USD $20 mm para los proyectos que planeamos desarrollar a través de LatAm (México).
Al final del día cinco, no sólo habíamos recibido compromisos de capital de más de USD $500 mm,
también nos habían ofrecido la colocación del mercado de Además hemos tenido acceso a una cartera de proyectos de energía e infraestructura ubicadas en todo México.
¿Cómo fue eso posible? Este cambio de paradigma se consiguió al dar la vuelta al revés al proceso de selección de inversiones, y colocando el proceso de gestión de riesgos adelante y al centro del equipo técnico de las operaciones del fondo.
Explicamos a nuestros socios potenciales cómo nuestro equipo multidisciplinario implementó metodologías y procesos en tiempo para manejar el riesgo. Al replicar la metodología a lo largo de la cadena de valor ya través de las áreas funcionales el riesgo E&P se vio mitigado 95%.
México el Salvaje Oeste para Consultores
El mercado mexicano es ahora paraíso para los consultores de Petróleo y Gas. Los ex trabajadores de PEMEX se retratan a sí mismos como los petroleros experimentados, los servicios de los campos petroleros se llaman a sí mismos expertos en exploración y producción y todos los demás caen en uno de los tres cuadros de acuerdo al tamaño de experiencia de su cartera y/o delirios de grandeza.
Hay consultores o personas que trabajan (ed) con las organizaciones con contratos en el sector energético nacional, hay los expertos o que afirman haber trabajado con proveedores de PEMEX / CFE en el pasado y, finalmente, los gurús, las personas que han trabajado una subsidiaria de PEMEX / CFE o contratado en el pasado por ellos.
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COLUMNA
¿México la super potencia energética del mañana? parte I
Director de la unidad de Inversión en Mercados Energéticos Globales (GEM) responsable del desarrollo del portafolio de servicios integrados para brindar asesoría a segmento Institucional, Fondos de Inversión, Soberanos y Privados. Se enfoca en servir a las empresas Canadienses e Internacionales en los sectores Energéticos e Infraestructura las cuales estén interesadas en explorar las oportunidades dentro de la Reforma Energética en México y Latino América. Actualmente GEM se especializa en asesorar a las empresas
Mexicanas interesadas en obtener financiamiento bursátil en Canadá
Por Eduardo Rodríguez
Hace cuatro semanas, tuve el privilegio de ser presentado como ponente en el OGF Global en la Ciudad de México, un foro financiero organizado por Euromoney el editor de dos de mis revistas favoritas, Institutional Investor y Latin Finance.
El evento coincidió con la puesta en marcha de nuestra LatAm O + G Fund 1 LP. El fondo ofrece acceso exclusivo a una cartera de exploración y producción de activos de bajo riesgo en Argentina, Colombia, Cuba, Guatemala, Ecuador y Perú con valor de más de USD $20B. Para el evento, nuestro equipo había realizado presentaciones Webex con los inversores institucionales independientes líderes de México, muchos de ellos en busca de la entrada en el nuevo liberalizado sector energético.
Mi oficina reservó reuniones back-to-back con estos actores financieros administrando USD $20B durante la semana del evento. Nuestras reuniones incluyeron principales miembros de la AMEXCAP (Asociación Mexicana del PE y fondos VC), los fondos de pensiones de México, los bancos de inversión LatAm y empresas de asesoramiento financiero.
Las expectativas del viaje
Para este viaje nos fijamos metas modestas que incluían identificar posibles socios estratégicos para implementar nuestra estrategia de penetración en el mercado, y para encontrar inversiones entre USD $10 mm y USD $20 mm para los proyectos que planeamos desarrollar a través de LatAm (México).
Al final del día cinco, no sólo habíamos recibido compromisos de capital de más de USD $500 mm,
también nos habían ofrecido la colocación del mercado de Además hemos tenido acceso a una cartera de proyectos de energía e infraestructura ubicadas en todo México.
¿Cómo fue eso posible? Este cambio de paradigma se consiguió al dar la vuelta al revés al proceso de selección de inversiones, y colocando el proceso de gestión de riesgos adelante y al centro del equipo técnico de las operaciones del fondo.
Explicamos a nuestros socios potenciales cómo nuestro equipo multidisciplinario implementó metodologías y procesos en tiempo para manejar el riesgo. Al replicar la metodología a lo largo de la cadena de valor ya través de las áreas funcionales el riesgo E&P se vio mitigado 95%.
México el Salvaje Oeste para Consultores
El mercado mexicano es ahora paraíso para los consultores de Petróleo y Gas. Los ex trabajadores de PEMEX se retratan a sí mismos como los petroleros experimentados, los servicios de los campos petroleros se llaman a sí mismos expertos en exploración y producción y todos los demás caen en uno de los tres cuadros de acuerdo al tamaño de experiencia de su cartera y/o delirios de grandeza.
Hay consultores o personas que trabajan (ed) con las organizaciones con contratos en el sector energético nacional, hay los expertos o que afirman haber trabajado con proveedores de PEMEX / CFE en el pasado y, finalmente, los gurús, las personas que han trabajado una subsidiaria de PEMEX / CFE o contratado en el pasado por ellos.
96 97
COLUMNA
Por Javier Lozano Cortés
Licenciado en Administración de Empresas, con 7 años de trayectoria en la industria del petróleo. Colaboró en la Dirección General de Petróleos Mexicanos como asesor de la Coordinación Ejecutiva, así mismo participó como Subgerente de Difusión y Promoción de Comunicación Social, posteriormente se desempeñó como titular de la Subgerencia de Ventas Zona Norte de Pemex Refinación, administrando los contratos de franquicia, crédito y venta de primera mano para las estaciones de
servicio y mayoristas de 8 estados del norte de la República Mexicana. [email protected]
2016 a la vuelta de la esquina
A menos de 60 días se encuentra la fecha para que se de la posible liberación de marca Pemex en el Sector petrolífero de combustibles y al momento continúan muchos puntos pendientes para la toma de decisiones.
Desde el 20 de diciembre del 2013, entro en vigor la reforma energética y el 11 de agosto del 2014 cuando se publicaron las leyes secundarias de dicha reforma se establecieron los cambios para el caso de comercialización de combustibles y se desarrollarían de la siguiente manera:
2015 Cambia la política de precios públicos a precios máximos 2016 Se permite expendio al Público con marcas distinta a Pemex 2017 Libre importación de gasolinas por privados independientes a Pemex 2018 Liberación los precios mínimos y máximos de las gasolinas al Público
Estamos ya en la recta final de 2015 y al momento faltan piezas en el rompecabezas de las reglas con las que se jugará el próximo año para la posibilidad de operar con marcas distintas a Pemex.
En el caso de la ASEA (agencia de Seguridad ,energía y ambiente) quien entró en funciones desde el pasado 2 de Marzo desde el presente y que tienen bajo su responsabilidad emitir la regulación y normatividad en los trámites y certificaciones ambientales para la industria de hidrocarburos se encuentra trabajando a marchas forzadas para sacar adelante la publicación de varias NOM simultáneamente entre las que destacan la NOM-EM-001-ASEA-2015 para el Diseño construcción ,mantenimiento y operación de estaciones de servicio de fin específico y usos propios para el Diesel y gasolina y la NOM-006-ASEA-2015 Especificaciones y criterios técnicos generales para el diseño construcción ,operación ,mantenimiento y sus operaciones de recepción y entrega de combustibles líquidos. Donde se
determinarán los nuevos lineamientos para la construcción de Estaciones de servicio y plantas de Almacenamiento, ya sea con marca Pemex o como independientes.
Por parte de la CRE (Comisión Reguladora de Energía) tiene el reto de conseguir que al cierre de este año pueda tener a todos los actores del sector (Almacenamiento, trasporte y expendio al público) debidamente registrados con sus permisos otorgados y así evitar una problemática de tener posibles situaciones de desabastos por no poder operar sin permisos , también se espera que durante este mes de noviembre salga la publicación de la resolución de las disposiciones para la prestación de servicio de transporte y almacenamiento de petrolíferos así mismo la publicación de las fórmulas para determinar los precios de Venta de primera mano para las Gasolinas y el diesel con lo cual se pueda determinar los costos de la cadena de valor .
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COLUMNA
Por Javier Lozano Cortés
Licenciado en Administración de Empresas, con 7 años de trayectoria en la industria del petróleo. Colaboró en la Dirección General de Petróleos Mexicanos como asesor de la Coordinación Ejecutiva, así mismo participó como Subgerente de Difusión y Promoción de Comunicación Social, posteriormente se desempeñó como titular de la Subgerencia de Ventas Zona Norte de Pemex Refinación, administrando los contratos de franquicia, crédito y venta de primera mano para las estaciones de
servicio y mayoristas de 8 estados del norte de la República Mexicana. [email protected]
2016 a la vuelta de la esquina
A menos de 60 días se encuentra la fecha para que se de la posible liberación de marca Pemex en el Sector petrolífero de combustibles y al momento continúan muchos puntos pendientes para la toma de decisiones.
Desde el 20 de diciembre del 2013, entro en vigor la reforma energética y el 11 de agosto del 2014 cuando se publicaron las leyes secundarias de dicha reforma se establecieron los cambios para el caso de comercialización de combustibles y se desarrollarían de la siguiente manera:
2015 Cambia la política de precios públicos a precios máximos 2016 Se permite expendio al Público con marcas distinta a Pemex 2017 Libre importación de gasolinas por privados independientes a Pemex 2018 Liberación los precios mínimos y máximos de las gasolinas al Público
Estamos ya en la recta final de 2015 y al momento faltan piezas en el rompecabezas de las reglas con las que se jugará el próximo año para la posibilidad de operar con marcas distintas a Pemex.
En el caso de la ASEA (agencia de Seguridad ,energía y ambiente) quien entró en funciones desde el pasado 2 de Marzo desde el presente y que tienen bajo su responsabilidad emitir la regulación y normatividad en los trámites y certificaciones ambientales para la industria de hidrocarburos se encuentra trabajando a marchas forzadas para sacar adelante la publicación de varias NOM simultáneamente entre las que destacan la NOM-EM-001-ASEA-2015 para el Diseño construcción ,mantenimiento y operación de estaciones de servicio de fin específico y usos propios para el Diesel y gasolina y la NOM-006-ASEA-2015 Especificaciones y criterios técnicos generales para el diseño construcción ,operación ,mantenimiento y sus operaciones de recepción y entrega de combustibles líquidos. Donde se
determinarán los nuevos lineamientos para la construcción de Estaciones de servicio y plantas de Almacenamiento, ya sea con marca Pemex o como independientes.
Por parte de la CRE (Comisión Reguladora de Energía) tiene el reto de conseguir que al cierre de este año pueda tener a todos los actores del sector (Almacenamiento, trasporte y expendio al público) debidamente registrados con sus permisos otorgados y así evitar una problemática de tener posibles situaciones de desabastos por no poder operar sin permisos , también se espera que durante este mes de noviembre salga la publicación de la resolución de las disposiciones para la prestación de servicio de transporte y almacenamiento de petrolíferos así mismo la publicación de las fórmulas para determinar los precios de Venta de primera mano para las Gasolinas y el diesel con lo cual se pueda determinar los costos de la cadena de valor .
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• Precio de referencia SPOT ( definir cual para cada territorio y como varía)• El precio productor ( costos operativos de cada refinería )• Ajuste de calidad• Costo de logística (considerar distancia-tipo de trasporte-flete)• Factores de conversión y mermas• IEPS e IVA ( esperar disposiciones transitorias 2016-2017y como quedará 2018)
Para con esto sacar los precios productores luego definir precio en TAR y de ahí finalmente, tener el precio Público para expendio. Con estos factores el sector gasolinero y de mayoreo deberá determinar por cada caso en particular:
¿Quedarse con la Marca Pemex?
Habrá que esperar que Pemex saque el relanzamiento de la franquicia Pemex que se comprometió desde hace mas de un año en septiembre del 2014 cuando firmó el “Pacto de unidad y trasformación del sector
gasolinero”. y ver que condiciones plantea de mejora sin moverse .
¿Salirse de la Marca Pemex?
De entrada, habría que analizar cada propuesta, ya sea de grupos nacionales o extranjeros para sumarse a ellos, o bien buscar hacer volumen de compra de producto por consumo propio de algún grupo que lo alcance o a través de alianzas con otros grupos para poder comercializar con marca propia distinta a Pemex, y negociar la compra del producto y poder pensar en la posibilidad de entrar en otras áreas del negocio, como el (transporte, almacenamiento)
Por lo anterior aparentemente, entre noviembre y diciembre se estarían dando las publicaciones pendientes de la COFEMER, de los órganos reguladores (ASEA, CRE, SENER) y de PEMEX y se tendrá que estar muy atentos, ya que se tendrá que analizar muchos factores para tomar decisiones por venir.
COLUMNA
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• Precio de referencia SPOT ( definir cual para cada territorio y como varía)• El precio productor ( costos operativos de cada refinería )• Ajuste de calidad• Costo de logística (considerar distancia-tipo de trasporte-flete)• Factores de conversión y mermas• IEPS e IVA ( esperar disposiciones transitorias 2016-2017y como quedará 2018)
Para con esto sacar los precios productores luego definir precio en TAR y de ahí finalmente, tener el precio Público para expendio. Con estos factores el sector gasolinero y de mayoreo deberá determinar por cada caso en particular:
¿Quedarse con la Marca Pemex?
Habrá que esperar que Pemex saque el relanzamiento de la franquicia Pemex que se comprometió desde hace mas de un año en septiembre del 2014 cuando firmó el “Pacto de unidad y trasformación del sector
gasolinero”. y ver que condiciones plantea de mejora sin moverse .
¿Salirse de la Marca Pemex?
De entrada, habría que analizar cada propuesta, ya sea de grupos nacionales o extranjeros para sumarse a ellos, o bien buscar hacer volumen de compra de producto por consumo propio de algún grupo que lo alcance o a través de alianzas con otros grupos para poder comercializar con marca propia distinta a Pemex, y negociar la compra del producto y poder pensar en la posibilidad de entrar en otras áreas del negocio, como el (transporte, almacenamiento)
Por lo anterior aparentemente, entre noviembre y diciembre se estarían dando las publicaciones pendientes de la COFEMER, de los órganos reguladores (ASEA, CRE, SENER) y de PEMEX y se tendrá que estar muy atentos, ya que se tendrá que analizar muchos factores para tomar decisiones por venir.
COLUMNA
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PUBLICACIONES
Oil and Gas Pipelines: Integrity and Safety Handbook
Autor: Winston Revie Precio: 144.89 dólares De venta en: Amazon
Una guía completa y detallada de referencia sobre la seguridad de los oleoductos y gasoductos, tanto en tierra como en alta mar
Cubre una amplia variedad de temas, incluyendo el diseño, la fabricación de tubería, soldadura de tuberías, los factores humanos, las tensiones residuales, daño mecánico, la fractura y la corrosión, protección, inspección y vigilancia, limpieza de tuberías, la evaluación directa, reparación, gestión de riesgos, y el abandono.
Enlaces modernos y nuevas practicas para ayudar a los ingenieros de integridad a comprender mejor su sistema y aplicar la tecnología puesta al día con la infraestructura más vieja.
Incluye historias de casos con ejemplos de soluciones a problemas complejos relacionados con la integridad de la tubería.
Incluye capítulos sobre y diseño basado en la tensión, siendo este último un nuevo tipo de diseño que sólo recientemente ha sido investigado por las empresas de diseño y reguladores basados estrés.
Proporciona información para ayudar a aquellos que son responsables de establecer procedimientos para garantizar la integridad y seguridad de las tuberías.
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PUBLICACIONES
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Una guía completa y detallada de referencia sobre la seguridad de los oleoductos y gasoductos, tanto en tierra como en alta mar
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Enlaces modernos y nuevas practicas para ayudar a los ingenieros de integridad a comprender mejor su sistema y aplicar la tecnología puesta al día con la infraestructura más vieja.
Incluye historias de casos con ejemplos de soluciones a problemas complejos relacionados con la integridad de la tubería.
Incluye capítulos sobre y diseño basado en la tensión, siendo este último un nuevo tipo de diseño que sólo recientemente ha sido investigado por las empresas de diseño y reguladores basados estrés.
Proporciona información para ayudar a aquellos que son responsables de establecer procedimientos para garantizar la integridad y seguridad de las tuberías.
Las pérdidas de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el tercer trimestre del año se dispararon 180% anual a 167,566 millones de pesos (mdp).
En el mismo periodo del año pasado, la petrolera perdió 59,650 mdp.
El resultado obedeció a un menor volumen de producción y al bajo precio de la mezcla mexicana de petróleo en el periodo, de acuerdo con un informe enviado por la petrolera a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV).
La producción total de hidrocarburos cayó 5.5% entre julio y septiembre de 2015, a 3.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpced), aunque la producción total de crudo avanzó 1.8% en el mismo lapso, a 2 millones 260,000 barriles diarios.
Mientras que el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación cayó 53.8%, de 90.42 a 41.75 dólares.
En lo que va del año, Pemex acumula pérdidas por 352,617 mdp, nivel superior al saldo negativo de 147,756 mdp de entre enero y septiembre de 2014.
SÍNTESIS
Las pérdidas de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el tercer trimestre del año se dispararon 180% anual a 167,566 millones de pesos (mdp).
En el mismo periodo del año pasado, la petrolera perdió 59,650 mdp.
El resultado obedeció a un menor volumen de producción y al bajo precio de la mezcla mexicana de petróleo en el periodo, de acuerdo con un informe enviado por la petrolera a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV).
La producción total de hidrocarburos cayó 5.5% entre julio y septiembre de 2015, a 3.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpced), aunque la producción total de crudo avanzó 1.8% en el mismo lapso, a 2 millones 260,000 barriles diarios.
Mientras que el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación cayó 53.8%, de 90.42 a 41.75 dólares.
En lo que va del año, Pemex acumula pérdidas por 352,617 mdp, nivel superior al saldo negativo de 147,756 mdp de entre enero y septiembre de 2014.
SÍNTESIS
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2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Volumen promedio de Ventas Internas de Productos Petrolíferos
(miles de barriles diarios)
Gas licuadoa
Pemex Magna
Pemex Premium
Turbosina
Pemex Diesel
Desulfurado
Combustóleo
Asfaltos
Otros petrolíferosb
Total productos petrolíferos, 503,704.0
Gas natural, 40,944.9
Valor de las Ventas Internas de Productos Petrolíferos y Gas Naturala en Ene - Sep 2015
(millones de pesos)
1400
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2400
2900
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3900
2014Ene
Feb Mar Abr Mar Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2015Ene
Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
Producción de Gas Natural durante 2014-2015(millones de pies cúbicos diarios)
Regiones Marinas
Región Sur
Región Norte
200
400
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2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (Ene-Sep)
Elaboración de Productos Petroquímicos (miles de toneladas)
Dicloroetano AmoníacoBenceno Cloruro de viniloEstireno EtilenoOxido de etileno Polietileno de alta densidad
Gas licuado, 189.7
Gasolinas, 386.0
Querosenos, 47.6
Diesel, 276.4
Combustóleo, 230.1
Otros, 156.3
Elaboración de Productos Petrolíferosa duranteEne - Sep 2015 (miles de barriles diarios)
Petróleo crudo, 2,263
Líquidos del gas, 330
Producción de hidrocarburos líquidos en Ene - Sep 2015(miles de barriles diarios)
1000
2000
3000
4000
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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2011
2012
2013
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2015
50
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2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (Ene-Sep)
Precio Promedio de Exportación de Petróleo Crudo(dólares por barril)
´
COMERCIO INTERNACIONAL
PRODUCCION
VENTAS INTERNAS
*
*
105104
Valor del Comercio Exterior de Hidrocarburos y sus Derivados
millones de dólares*
Precio Promedio de Exportaciones de Petróleo Crudo
América Europa Lejano Oriente dólares por barril*
Volumen promedio de Ventas Internas de Productos Petroliferos
millones de barriles diarios*
Valor de las Ventas Internas de Productos Petroliferos y Gas Natural en Enero-Septiembre 2015
Gas natural40,944.9
Líquido del gas 330
millonesde pesos
millonesde pesos
Total de productospetroliferos503,704.0
Petróleo crudo2,263
Producción de Gas Natural durante 2014-2015
Regiones Marinas Región Sur Región Norte
millones de pies cúbicos diarios*
Elaboración de Productos Petroquímicos
miles de toneladas*Producción de hidrocarburos líquidos
Enero-Septiembre 2015Elaboración de Productos
Petroliferos durante Enero-Septiembre 2015
Querosenos47.6
miles de barriles diarios
Gas licuado189.7
Gasolinas 386.0
Diesel276.4
Combustóleo230.1
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Volumen promedio de Ventas Internas de Productos Petrolíferos
(miles de barriles diarios)
Gas licuadoa
Pemex Magna
Pemex Premium
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Pemex Diesel
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Total productos petrolíferos, 503,704.0
Gas natural, 40,944.9
Valor de las Ventas Internas de Productos Petrolíferos y Gas Naturala en Ene - Sep 2015
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Producción de Gas Natural durante 2014-2015(millones de pies cúbicos diarios)
Regiones Marinas
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Elaboración de Productos Petroquímicos (miles de toneladas)
Dicloroetano AmoníacoBenceno Cloruro de viniloEstireno EtilenoOxido de etileno Polietileno de alta densidad
Gas licuado, 189.7
Gasolinas, 386.0
Querosenos, 47.6
Diesel, 276.4
Combustóleo, 230.1
Otros, 156.3
Elaboración de Productos Petrolíferosa duranteEne - Sep 2015 (miles de barriles diarios)
Petróleo crudo, 2,263
Líquidos del gas, 330
Producción de hidrocarburos líquidos en Ene - Sep 2015(miles de barriles diarios)
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Precio Promedio de Exportación de Petróleo Crudo(dólares por barril)
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Valor del Comercio Exterior de Hidrocarburos y sus Derivados
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América Europa Lejano Oriente dólares por barril*
Volumen promedio de Ventas Internas de Productos Petroliferos
millones de barriles diarios*
Valor de las Ventas Internas de Productos Petroliferos y Gas Natural en Enero-Septiembre 2015
Gas natural40,944.9
Líquido del gas 330
millonesde pesos
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Total de productospetroliferos503,704.0
Petróleo crudo2,263
Producción de Gas Natural durante 2014-2015
Regiones Marinas Región Sur Región Norte
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Elaboración de Productos Petroquímicos
miles de toneladas*Producción de hidrocarburos líquidos
Enero-Septiembre 2015Elaboración de Productos
Petroliferos durante Enero-Septiembre 2015
Querosenos47.6
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Gas licuado189.7
Gasolinas 386.0
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San Miguel de Allende109108
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DESTINOS
San Miguel de Allende es una ciudad que logra ser pintoresca y cosmopolita al mismo tiempo. Alguna vez fue una importante parada en la ruta de la plata entre Zacatecas y la Ciudad de México. Su centro histórico está lleno de edificios bien conservados que datan de los siglos XVII y XVIII. Con sus estrechas calles empedradas, patios arbolados, finos detalles arquitectónicos y suntuosos interiores, San Miguel de Allende es, sin duda, la ciudad más bonita de México. En 2008, la UNESCO nombró a San Miguel de Allende, y el aledaño Santuario de Jesús de Atotonilco, Patrimonio Mundial de la Humanidad, citando a la arquitectura religiosa y la arquitectura civil del poblado como una muestra de la evolución de las diferentes tendencias y estilos, desde el Barroco hasta el Neogótico de finales del siglo XIX.
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DESTINOS
San Miguel de Allende es una ciudad que logra ser pintoresca y cosmopolita al mismo tiempo. Alguna vez fue una importante parada en la ruta de la plata entre Zacatecas y la Ciudad de México. Su centro histórico está lleno de edificios bien conservados que datan de los siglos XVII y XVIII. Con sus estrechas calles empedradas, patios arbolados, finos detalles arquitectónicos y suntuosos interiores, San Miguel de Allende es, sin duda, la ciudad más bonita de México. En 2008, la UNESCO nombró a San Miguel de Allende, y el aledaño Santuario de Jesús de Atotonilco, Patrimonio Mundial de la Humanidad, citando a la arquitectura religiosa y la arquitectura civil del poblado como una muestra de la evolución de las diferentes tendencias y estilos, desde el Barroco hasta el Neogótico de finales del siglo XIX.
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Cuando tus pies se cansen de caminar, puedes subir al tranvía que sale desde la oficina de turismo, en el lado norte del Jardín Principal. Después de un recorrido por los principales puntos de interés, te llevará al Mirador, un parador desde donde disfrutarás de una vista panorámica de la ciudad.
En San Miguel se encuentra una comunidad bastante grande de expatriados, por lo que no es difícil encontrar servicios en inglés, hoteles y restaurantes que satisfacen las necesidades de los norteamericanos, canadienses y europeos que aquí se reúnen. Sin embargo, continúa siendo un poblado muy mexicano, donde los habitantes locales conviven alegremente con los extranjeros que los visitan o que consideran a esta ciudad su hogar.
San Miguel es un destino preferido para los amantes del arte. Si eres artista principiante, consumado, o simplemente prefieres admirar las creaciones de los demás, aquí serás feliz. Las inauguraciones de estudios, cursos y talleres constituyen una parte vital de la pujante escena artística. Aquí abundan las galerías, las boutiques y las tiendas que venden una amplia gama de arte y artesanías, por lo que no será difícil encontrar recuerdos que llevar a casa.
A San Miguel de Allende lo rodea un aire de tranquilidad que contradice el hecho de que siempre está sucediendo algo. Ésta es la ciudad perfecta para una estancia prolongada. Puedes tomar clases de arte y sentirte como en casa. Se puede caminar día y noche sin peligro y el clima es agradable todo el año.
DESTINOS
Ubicado en el estado de Guanajuato, a 265 km al noreste de la Ciudad de México y 96 km de la Ciudad de Guanajuato, San Miguel se encuentra en las tierras altas montañosas del centro de México. No cuenta con un aeropuerto internacional, por lo que los viajeros generalmente llegan, ya sea al aeropuerto de León/Bajío, o al aeropuerto de la Ciudad de México para a continuación tomar un autobús. Esto no constituye una desventaja importante, al contrario, añade cierto encanto a la ciudad: el sonido de un avión que se prepara a aterrizar nunca opaca el repique de las campanas de la iglesia, además, el esfuerzo necesario para llegar aquí hace aún más agradable la estancia.
Caminar es sin lugar a duda la mejor manera de explorar San Miguel. Un automóvil puede ser más un estorbo que una ayuda en el pueblo, aunque puede ser útil para llevar a cabo excursiones a las ciudades cercanas como Dolores Hidalgo o Querétaro.
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Cuando tus pies se cansen de caminar, puedes subir al tranvía que sale desde la oficina de turismo, en el lado norte del Jardín Principal. Después de un recorrido por los principales puntos de interés, te llevará al Mirador, un parador desde donde disfrutarás de una vista panorámica de la ciudad.
En San Miguel se encuentra una comunidad bastante grande de expatriados, por lo que no es difícil encontrar servicios en inglés, hoteles y restaurantes que satisfacen las necesidades de los norteamericanos, canadienses y europeos que aquí se reúnen. Sin embargo, continúa siendo un poblado muy mexicano, donde los habitantes locales conviven alegremente con los extranjeros que los visitan o que consideran a esta ciudad su hogar.
San Miguel es un destino preferido para los amantes del arte. Si eres artista principiante, consumado, o simplemente prefieres admirar las creaciones de los demás, aquí serás feliz. Las inauguraciones de estudios, cursos y talleres constituyen una parte vital de la pujante escena artística. Aquí abundan las galerías, las boutiques y las tiendas que venden una amplia gama de arte y artesanías, por lo que no será difícil encontrar recuerdos que llevar a casa.
A San Miguel de Allende lo rodea un aire de tranquilidad que contradice el hecho de que siempre está sucediendo algo. Ésta es la ciudad perfecta para una estancia prolongada. Puedes tomar clases de arte y sentirte como en casa. Se puede caminar día y noche sin peligro y el clima es agradable todo el año.
DESTINOS
Ubicado en el estado de Guanajuato, a 265 km al noreste de la Ciudad de México y 96 km de la Ciudad de Guanajuato, San Miguel se encuentra en las tierras altas montañosas del centro de México. No cuenta con un aeropuerto internacional, por lo que los viajeros generalmente llegan, ya sea al aeropuerto de León/Bajío, o al aeropuerto de la Ciudad de México para a continuación tomar un autobús. Esto no constituye una desventaja importante, al contrario, añade cierto encanto a la ciudad: el sonido de un avión que se prepara a aterrizar nunca opaca el repique de las campanas de la iglesia, además, el esfuerzo necesario para llegar aquí hace aún más agradable la estancia.
Caminar es sin lugar a duda la mejor manera de explorar San Miguel. Un automóvil puede ser más un estorbo que una ayuda en el pueblo, aunque puede ser útil para llevar a cabo excursiones a las ciudades cercanas como Dolores Hidalgo o Querétaro.
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BMW X1El miembro más pequeño de la familia X de BMW llega a su segunda generación respaldado con un mayor espacio interior y un nueva tracción integral inteligente.
Opcionalmente, esta Sport Activity Vehicle (SAV) ofrece faros LED, dirección deportiva variable, sistema de control dinámico de suspensión (DDC), sistema de control dinámico de amortiguación (DDC), suspensión deportiva M, pantalla virtual BMW Head-Up Display, sistema de apertura de la cajuela y sistema Driving Assistant Plus.
ESTILO DE VIDA AUTOS
Además, la nueva BMW X1 es ligeramente más grande que su predecesora. Su altura aumentó 53 mm lo que se traduce en un habitáculo más amplio. La elevación de los asientos también creció un promedio de 36 milímetros al frente y 64 en la sección posterior, lo cual significa que el conductor cuenta con una mejor visibilidad y los pasajeros pueden viajar más cómodos.
BMW ya confirmo que su nueva X1 llegará al mercado el próximo mes de octubre con cinco opciones de motor: dos a gasolina y tres diésel, cuya potencia va de los 150 hasta los 231 caballos de fuerza, con un rendimiento combinado de combustible que oscila entre los 15.63 y los 24.39 km/lt,
Estos propulsores tendrán la opción de combinarse con dos tipos de transmisión:manual de seis velocidades, o bien Steptronic de ocho. Las emisiones combinadas de CO2 de la nueva gama de motores va de los 109 a los149 g/km
Por su parte, los modelos xDrive25d, xDrive20d y sDrive18d serán impulsados por un motor diésel de cuatro cilindros en línea con tecnología BMW TwinPower Turbo, de 1,995 cc, cuya potencia será de 231, 190 y 150 caballos de fuerza, respectivamente, con un torque de 450, 400 y 330 Nm..
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BMW X1El miembro más pequeño de la familia X de BMW llega a su segunda generación respaldado con un mayor espacio interior y un nueva tracción integral inteligente.
Opcionalmente, esta Sport Activity Vehicle (SAV) ofrece faros LED, dirección deportiva variable, sistema de control dinámico de suspensión (DDC), sistema de control dinámico de amortiguación (DDC), suspensión deportiva M, pantalla virtual BMW Head-Up Display, sistema de apertura de la cajuela y sistema Driving Assistant Plus.
ESTILO DE VIDA AUTOS
Además, la nueva BMW X1 es ligeramente más grande que su predecesora. Su altura aumentó 53 mm lo que se traduce en un habitáculo más amplio. La elevación de los asientos también creció un promedio de 36 milímetros al frente y 64 en la sección posterior, lo cual significa que el conductor cuenta con una mejor visibilidad y los pasajeros pueden viajar más cómodos.
BMW ya confirmo que su nueva X1 llegará al mercado el próximo mes de octubre con cinco opciones de motor: dos a gasolina y tres diésel, cuya potencia va de los 150 hasta los 231 caballos de fuerza, con un rendimiento combinado de combustible que oscila entre los 15.63 y los 24.39 km/lt,
Estos propulsores tendrán la opción de combinarse con dos tipos de transmisión:manual de seis velocidades, o bien Steptronic de ocho. Las emisiones combinadas de CO2 de la nueva gama de motores va de los 109 a los149 g/km
Por su parte, los modelos xDrive25d, xDrive20d y sDrive18d serán impulsados por un motor diésel de cuatro cilindros en línea con tecnología BMW TwinPower Turbo, de 1,995 cc, cuya potencia será de 231, 190 y 150 caballos de fuerza, respectivamente, con un torque de 450, 400 y 330 Nm..
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Raymond Cutter es un prodigio de la falsificación de arte. Él consigue salir de prisión bajo libertad condicional, haciendo un trato con un sindicato criminal, con tal de pasar tiempo con su hijo enfermo. Pero a cambio le piden una última misión, robar una pintura de Monet. Para ello, Cutter debe realizar una copia de la pintura y reemplazarla por la original para que nadie se dé cuenta en el museo que se trata de una falsificación. Y cuando las cosas comienzan a complicarse, su padre Joseph y su hijo Will se unen en su ayuda para planear juntos el robo más grande de sus vidas.
Bus 657 cuenta la historia de un padre que no tiene los medios para pagar el tratamiento médico de su hija. Como último recurso, se asocia con un codicioso compañero de trabajo para robar un casino. Cuando las cosas van mal, se ven obligados a secuestras un autobús de la ciudad.
El Gran ImpostorDirige: Philip Martin (IV) Actúan: John Travolta, Christopher Plummer Estreno: 16 de noviembre
El Escape del SigloDirige: Scott Mann Actúan: Robert De Niro, Dave Bautista Estreno: 16 de noviembre
ESTILO DE VIDA CINE
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Raymond Cutter es un prodigio de la falsificación de arte. Él consigue salir de prisión bajo libertad condicional, haciendo un trato con un sindicato criminal, con tal de pasar tiempo con su hijo enfermo. Pero a cambio le piden una última misión, robar una pintura de Monet. Para ello, Cutter debe realizar una copia de la pintura y reemplazarla por la original para que nadie se dé cuenta en el museo que se trata de una falsificación. Y cuando las cosas comienzan a complicarse, su padre Joseph y su hijo Will se unen en su ayuda para planear juntos el robo más grande de sus vidas.
Bus 657 cuenta la historia de un padre que no tiene los medios para pagar el tratamiento médico de su hija. Como último recurso, se asocia con un codicioso compañero de trabajo para robar un casino. Cuando las cosas van mal, se ven obligados a secuestras un autobús de la ciudad.
El Gran ImpostorDirige: Philip Martin (IV) Actúan: John Travolta, Christopher Plummer Estreno: 16 de noviembre
El Escape del SigloDirige: Scott Mann Actúan: Robert De Niro, Dave Bautista Estreno: 16 de noviembre
ESTILO DE VIDA CINE
^Åí =kçï =Ñçê=mêÉJoÉÖáëíê~í áçå=o~í Éë>
Locate titanium metal
=
from across the globe.www.titanium.org
ITA ALSO INVITES YOU TO REGISTER FOR:
118
AMY: La mujer detrás del nombreDirige: Asif Kapadia Actúan: Amy Winehouse, Mark Ronson, Tony Bennett Estreno: 16 de noviembre
ESTILO DE VIDA CINE
Documental sobre la famosa cantante británica Amy Winehouse, que cuenta con imágenes inéditas de archivo y entrevistas con la malograda estrella, que murió en julio del 2011 a los 27 años de edad por paro cardíaco consecuencia de sus excesos con las drogas y el alcohol, adicciones agravadas por su bulimia. Amy Winehouse, ganadora de 6 Premios Grammys, se vio desde muy joven afectada por el divorcio de sus padres. Tenía un talento natural para el jazz y el soul y una voz prodigiosa que pronto la hizo una estrella mundial a pesar de lanzar sólo dos discos, pero la fama, la prensa sensacionalista, los intereses de la industria -y de su entorno- y su turbulento amor con el que fue su marido Blake Fielder-Civil la condujeron finalmente a su trágico destino en su piso de Camden, Londres.
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AMY: La mujer detrás del nombreDirige: Asif Kapadia Actúan: Amy Winehouse, Mark Ronson, Tony Bennett Estreno: 16 de noviembre
ESTILO DE VIDA CINE
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Descubre con Maria Fernanda Centeno qué es la grafología, qué misterios encierra y cómo utilizarla para mejorar en todos los aspectos.
Es verdad: tu letra indica cuáles son tus preferencias y temores, incluso cómo eres respecto al manejo del dinero, el amor y la vida social, si tiendes a ser infiel o cuál es tu actitud frente a los problemas. En Grafomaniatics María Fernanda Centeno te ofrece ejercicios divertidos, consejos invaluables y los mejores tips para transformar positivamente tu personalidad.
Grafomaniatics Autor: Fernanda Centeno
ESTILO DE VIDA QUÉ LEER
Diablo guardiánAutor: Xavier Velasco
Violetta tiene quince años cuando cruza la frontera con más de cien mil dólares robados a sus padres, asimismo excelentes amigos de lo ajeno. Azarosamente desembarcada en Nueva York, sobrevive durante cuatro años a todo tren, gastando varios kilogramos de dinero malhabido.
Para mantener ese ritmo, acelerado todavía más por el polvo blanco que introduce por su nariz en cantidades generosas, se enseña a enganchar hombres en lobbies de hoteles lujosos. No sabe, ni le interesa, la cantidad de leyes, límites y preceptos a los que pasa por encima. Tampoco sabe que Nefastófeles, el supuesto rico heredero que la deslumbra, será como una daga clavada en su bella espalda hasta que, ya de vuelta en México, se tope con Pig, y llegue entonces la hora del Diablo Guardián.
Pero lo que Violetta sí sabe es que estiempo de arrojar los dados y cerrar los ojos, casi con ganas de que a todo se lo lleve el diablo; y que, generalmente, eso lo haces sólo cuando de plano crees que ya te va a llevar.
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Pero lo que Violetta sí sabe es que estiempo de arrojar los dados y cerrar los ojos, casi con ganas de que a todo se lo lleve el diablo; y que, generalmente, eso lo haces sólo cuando de plano crees que ya te va a llevar.
www.wellsite-automation.co m122
Aprenda de la mafia Autor: Louis Ferrante
La Mafia es conocida por sus métodos crueles e inmorales, pero sus miembros más relevantes siempre han sido unos hombres de negocios extremadamente hábiles. Louis Ferrante, un antiguo mafioso, revela sus increíblemente efectivas técnicas de gestión y muestra cómo aplicarlas en cualquier tipo de empresa legal.
Tras una fulgurante y exitosa carrera en la Mafia y unos años en prisión, Ferrante se reformó y comprendió que lo que había aprendido en su actividad como mafioso le podía permitir alcanzar el éxito, sin tener que volver a enfrentarse a la justicia. En Aprenda de la Mafia nos ofrece una serie de consejos imprescindibles y prácticos, acompañados del relato de situaciones reales que pueden parecer casi tan escandalosas como los métodos que se aplican cada día en Wall Street.
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Aprenda de la mafia Autor: Louis Ferrante
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