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El sector petrolero de Canadá  continúa desafiando las presiones de un mercado de materias primas volátil, con recientes incrementos de producción que subrayan la creciente influencia del país en los flujos energéticos globales.  Las vastas arenas bituminosas del país siguen siendo un motor constante de suministro, incluso cuando los precios de referencia se debilitan y otros productores reducen su actividad. La Expansión de Trans Mountain redefine la dinámica de exportación Uno de los desarrollos más destacados que está moldeando a la industria este año es la expansión del oleoducto Trans Mountain.  Esta infraestructura, largamente esperada, ahora transporta aproximadamente el 9 % de las exportaciones de crudo de Canadá, ofreciendo acceso directo a compradores internacionales y reduciendo la dependencia del sistema de oleoductos de Estados Unidos.  Este cambio está recalibrando silenciosamente los patrones comerciales, otorgando a los productores canadienses mayor poder de negociación y diversidad de mercados.  Canadá ya envía cerca de 4 millones de barriles diarios a Estados Unidos, pero la nueva capacidad permite que una mayor parte fluya ahora hacia Asia y otros mercados globales. Aumentos de producción pese a la temporada de mantenimiento El impulso productivo se refleja en las cifras más recientes de la industria.  Durante el segundo trimestre, la producción aumentó a pesar de la temporada de mantenimiento que normalmente reduce la capacidad en primavera.  En una clara señal de eficiencia operativa, Suncor , uno de los mayores productores integrados del país,  elevó su producción upstream a 808,100 barriles diarios , frente a los 770,600 del año anterior.   El desempeño en refinación  también mejoró, con un incremento del 2,6 % en el volumen procesado, alcanzando 442,000 barriles diarios , y una utilización que pasó del 92 % al 95 %, informó  Reuters.  Disciplina operativa que distingue a Canadá Esto contrasta fuertemente con algunos competidores que vieron caídas en el rendimiento de sus refinerías y márgenes más débiles en el mismo periodo.  Analistas de la industria señalan que los programas de mantenimiento bien ejecutados y las paradas programadas con disciplina son factores clave detrás de la estabilidad del sector.  La dirección de Suncor atribuyó sus avances a una “ejecución sobresaliente” y anunció una reducción en su previsión de gasto de capital para el año, ahora estimada entre 5.7 y 5.9 mil millones de dólares canadienses, frente a una proyección previa superior a 6.1 mil millones. Posicionándose para un papel global más fuerte Si bien los precios de las materias primas siguen siendo impredecibles, los productores canadienses están aprovechando las mejoras en infraestructura y la disciplina operativa para mantenerse competitivos.  Para inversionistas y responsables de política energética, el mensaje es claro: el sector de arenas bituminosas del país no solo está soportando el ciclo actual, sino que se está posicionando para afianzar su presencia en el mercado global.  A medida que las rutas de exportación se diversifican y el rendimiento operativo se fortalece, Canadá refuerza su papel como proveedor confiable en un panorama energético cada vez más incierto. Producción petrolera de Canadá resiste la volatilidad global

En los sectores de petróleo y minería, las bombas de lodos operan bajo condiciones extremas y abrasivas, donde incluso unas pocas horas de inactividad pueden traducirse en grandes pérdidas operativas. Aun así, muchas operaciones esperan a que una pieza falle antes de actuar, exponiéndose a retrasos logísticos, sobrecostos y estrés innecesario. Es aquí donde entran las estrategias inteligentes de almacenamiento . Lejos de improvisar, las empresas más eficientes adoptan un enfoque basado en datos para la gestión de repuestos. Al prever el desgaste según las horas de operación, las propiedades del material y los ciclos de trabajo, es posible anticiparse a las necesidades de refacciones y almacenar según la demanda real . No se trata de comprar de más, sino de alinear el inventario con la operación . El punto de partida: entender el desgaste Cada componente de la bomba de lodos, ya sea un liner, un pistón o un rodamiento, tiene un ciclo de vida predecible . Variables como la velocidad del flujo, el tamaño de las partículas, el pH del lodo y la presión de operación influyen directamente en su durabilidad. Al registrar estos datos con el tiempo, los operadores pueden construir un modelo de desgaste y establecer puntos óptimos de recompra . Este modelo también permite identificar qué piezas suelen fallar al mismo tiempo, facilitando la creación de kits de mantenimiento más eficientes . Piensa en kits, no solo en piezas Una de las estrategias más efectivas es mantener kits preensamblados  para los componentes de mayor desgaste. Estos kits se pueden utilizar de inmediato cuando se necesita mantenimiento, reduciendo el tiempo de respuesta y mejorando la coordinación del equipo. También disminuyen el margen de error humano , ya que todas las piezas se revisan y empacan antes de salir del almacén. Esto es especialmente útil en componentes complejos como los amortiguadores , donde una pieza equivocada puede frenar toda la reparación. Operaciones globales, respuesta local Cuando los proyectos abarcan distintas regiones o se ubican en zonas remotas, tener la pieza correcta en el momento justo  se vuelve un reto logístico. Contar con un proveedor que ofrezca logística internacional y kits preempacados  garantiza una respuesta rápida, sin importar la ubicación. Stock inteligente para extender la vida de tu bomba de lodos Por ejemplo, un kit típico para bomba de lodos de American Mud Pumps  incluye: ✓ Bull gear ✓ Crankshaft ✓ Pinion carriers ✓ Shaft, herringbone pinion ✓ Main bearing carriers (left/right) ✓ Pinion bearings ✓ Main bearings ✓ Wrist pin bearings ✓ Eccentric bearings ✓ Wrist pin, ✓ Wedge games ✓ Disc deflectors ✓ Chain ✓ Pinion seal plates ✓ Seals and fasteners Cada kit se entrega en una caja herméticamente sellada  y fabricado bajo los estándares de las OEM. Estos kits se envían a todo el mundo , y la empresa cuenta con socios logísticos y clientes en varios continentes  que confían en la calidad y consistencia del servicio. En definitiva, almacenar piezas no es solo guardar repuestos: es estar estratégicamente preparado . Con una buena previsión, diseño de kits y logística, el mantenimiento se convierte en una ventaja competitiva planificada, y no en una urgencia imprevista.

Ocho miembros clave de la alianza OPEP+  : Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Argelia, Omán y Kazajistán , acordaron revertir completamente los recortes voluntarios de producción de petróleo , equivalentes a 2.2 millones de barriles diarios (b/d) , para septiembre de 2025, informó Argus . La decisión adelanta de forma acelerada un plan que originalmente se extendería hasta septiembre de 2026 . Una recuperación más rápida de lo previsto El plan original contemplaba una restauración gradual durante 18 meses. Sin embargo, con un aumento de producción de 547,000 b/d en septiembre , igual al de agosto, el grupo habrá recuperado la totalidad de los 2.46 millones de b/d  en solo seis meses. Esta cifra incluye un ajuste estructural de capacidad de 300,000 b/d  correspondiente a los Emiratos Árabes Unidos . Aunque esto marca el cierre formal de la primera fase de recortes, la OPEP+ dejó en claro que su enfoque sigue siendo flexible. En su comunicado, señalaron que la reversión del ajuste voluntario podría pausarse o revertirse  si las condiciones del mercado así lo requieren. Segunda fase ya en discusión Los mismos ocho países, junto con Gabón , podrían iniciar la reducción de una segunda ronda de recortes voluntarios  de 1.66 millones de b/d , programados para mantenerse hasta finales de 2026 . Sin embargo, existen preocupaciones internas en algunos países sobre su capacidad real para alcanzar niveles de producción más altos, lo que podría exponer limitaciones en la capacidad ociosa del grupo . El contexto internacional pesa en las decisiones Esta decisión se toma en un entorno global marcado por la incertidumbre. Las amenazas de sanciones secundarias de Estados Unidos al crudo ruso  y la volatilidad comercial global han generado tensiones. A pesar de ello, los países de la alianza destacaron las sólidas perspectivas económicas globales  y los bajos inventarios de crudo  como fundamentos para avanzar en su estrategia. Al 1 de agosto , el precio del Brent  se mantenía justo por debajo de los 70 dólares por barril , sin cambios relevantes desde la última reunión del grupo a principios de julio. Aun así, el aumento real de producción podría ser menor al anunciado, ya que varios países están produciendo por encima de sus cuotas  y se han comprometido a compensar el exceso pasado , lo cual puede reducir el impacto inmediato. Panorama actual de miembros OPEP+ La OPEP+  está compuesta por los 13 países de la OPEP: Argelia, Angola, Congo, Guinea Ecuatorial, Gabón, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela . Y 10 aliados más: Rusia, México, Kazajistán, Malasia, Omán, Sudán, Sudán del Sur, Azerbaiyán, Baréin y Brunéi . Los ocho que lideran esta reversión representan a los mayores productores del bloque. La alianza tiene previsto reunirse nuevamente el 7 de septiembre , momento en el que podrían definirse los próximos pasos para la fase dos y la estrategia a largo plazo. OPEP+ acelera fin de recortes voluntarios de producción

El comercio de energía entre Estados Unidos y Canadá sigue siendo una piedra angular del panorama energético de América del Norte, con un valor total de 151 mil millones de dólares en 2024 , según datos de la Oficina del Censo de EE. UU .  Aunque esta cifra es ligeramente inferior a los 154 mil millones de 2023, la relación comercial sigue siendo sólida, influida por la infraestructura, las necesidades del mercado y cambios en las políticas. Una relación comercial dominada por las exportaciones canadienses Las exportaciones energéticas de Canadá hacia Estados Unidos superan ampliamente a las exportaciones estadounidenses hacia Canadá. En 2024, EE. UU. importó 124 mil millones de dólares  en energía canadiense, mientras que exportó 27 mil millones . Los volúmenes de petróleo crudo y gas natural  aumentaron el año pasado, pero el valor total se mantuvo estable debido a los menores precios promedio de estos productos. Petróleo crudo: el componente principal El crudo sigue siendo el elemento más importante de este comercio. Canadá fue el mayor proveedor de petróleo crudo  para EE. UU. en 2024, con un promedio de 4.1 millones de barriles diarios , un aumento del 5 % respecto a 2023. Este crecimiento se vio impulsado en parte por la entrada en operación del proyecto de ampliación del oleoducto Trans Mountain , que permite a Canadá acceder a nuevos mercados a través de la costa del Pacífico. Las exportaciones de crudo de EE. UU. a Canadá fueron mucho menores: solo 360,000 barriles diarios , generalmente de crudos ligeros y dulces enviados a refinerías del este canadiense. Sin embargo, recientemente se introdujo un nuevo factor: desde el 6 de marzo de 2025 , las exportaciones energéticas de Canadá hacia EE. UU. están sujetas a un arancel del 10 % , aunque algunos volúmenes podrían quedar exentos bajo el acuerdo T-MEC . Los primeros datos muestran impacto: las importaciones estadounidenses de crudo canadiense cayeron un 5 % , y las exportaciones hacia Canadá disminuyeron un 28 %  en marzo y abril de 2025 frente al mismo período del año anterior. Datos clave del comercio energético EE.UU.-Canadá 2024 Gas natural: más volumen, menos valor EE. UU. importó 8.5 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d)  de gas natural canadiense en 2024, 7 % más  que en 2023, pero el valor de estas importaciones cayó 43 % , reflejo de los precios más bajos. Las exportaciones de gas desde EE. UU. también disminuyeron en valor un 37 % , con volúmenes promedios de 2.7 Bcf/d . Casi todo este gas se transporta por ductos. Las importaciones llegan desde las regiones occidental y central de la frontera, mientras que las exportaciones salen desde los estados del noreste hacia Ontario. Productos refinados y electricidad El comercio de productos refinados cayó ligeramente en 2024. Las importaciones estadounidenses aumentaron un 5 % , pero las exportaciones hacia Canadá bajaron un 8 % , debido a una mayor oferta interna de gasolina en Canadá. Aunque el comercio de electricidad representa un valor menor frente a otros energéticos, tiene un rol clave en momentos de alta demanda. En 2024, el 72 % del valor total de electricidad  comercializada provino de las importaciones estadounidenses desde Canadá, reafirmando el papel de este país como proveedor esencial en ciertas condiciones del mercado. Perspectivas Pese a los aranceles actuales, es probable que EE. UU. siga siendo el principal destino del crudo canadiense, gracias a la infraestructura integrada de oleoductos y la preferencia de las refinerías estadounidenses por el crudo pesado. No obstante, los cambios en las políticas y los precios podrían transformar este panorama en el futuro próximo.

Turquía impulsa una alianza energética más sólida con Irak, y el gasoducto Irak-Turquía (ITP) es el eje central de este esfuerzo. El ministro de Energía turco, Alparslan Bayraktar, anunció recientemente que el próximo acuerdo entre ambos países debería garantizar que el gasoducto alcance su capacidad máxima, que es de aproximadamente 1,6 millones de barriles diarios, según Argus. Un historial de subutilización El ITP nunca ha operado a plena capacidad. Incluso en períodos de operación normal, transportaba un promedio de 400.000 a 450.000 barriles diarios , muy por debajo de su potencial. Turquía ha invertido considerablemente para mantener el gasoducto operativo; sin embargo, las interrupciones y los desafíos políticos le han impedido alcanzar sus límites de diseño. Recientes contratiempos y la necesidad de renovación El oleoducto se cerró por completo en marzo de 2023 después de que Ankara perdiera un arbitraje internacional y se le ordenara pagar 1.470 millones de dólares a Bagdad por "exportaciones no autorizadas" realizadas entre 2014 y 2018. Con el vencimiento del acuerdo actual en julio de 2024, Turquía busca ahora un acuerdo más integral. Este nuevo acuerdo busca ampliar la cooperación más allá del petróleo para incluir el gas natural, los productos petroquímicos y la electricidad. Ampliación del alcance del oleoducto Bayraktar explicó que el borrador del acuerdo presentado a Irak incluye un plan para extender el oleoducto más al sur. La mayoría de los yacimientos petrolíferos de Irak se encuentran en la región de Basora, y conectar estas áreas al oleoducto podría ayudar a alcanzar su capacidad máxima. "No es necesario que todo el oleoducto se llene con petróleo iraquí, pero la expansión es clave si queremos alcanzar los 1,6 millones de barriles diarios", declaró Bayraktar. Lecciones de la inestabilidad regional El ministro turco también mencionó la reciente guerra de 12 días entre Israel e Irán, cuando el cierre del Estrecho de Ormuz se convirtió en una posibilidad muy real. Diversificar las rutas de exportación, como la maximización y expansión del oleoducto Irak-Turquía, brindaría a Irak mayor seguridad y flexibilidad para sus exportaciones de crudo. De cara al futuro Irak confirmó haber recibido la propuesta de Turquía para renovar y ampliar el acuerdo energético. El plan es ambicioso, con julio de 2026 como fecha límite para la modernización completa del oleoducto, aunque Bayraktar enfatizó que sería preferible finalizar antes. De completarse, el proyecto no solo mejoraría la capacidad exportadora de Irak, sino que también fortalecería el papel de Turquía como corredor energético estratégico hacia los mercados internacionales. Panorama general Este renovado enfoque en el oleoducto Irak-Turquía refleja una tendencia más amplia en la industria del petróleo y el gas: la necesidad de proteger la infraestructura contra riesgos políticos y cuellos de botella. Tanto para Irak como para Turquía, garantizar la confiabilidad y la capacidad de este oleoducto podría resultar crucial para estabilizar las cadenas de suministro e impulsar el crecimiento económico en la región. Turquía busca maximizar el gasoducto Irak-Turquía

En el mundo de las operaciones con bombas de lodos, el Power End Assembly  (conjunto de extremo mecánico) suele llamarse “el corazón” de la máquina. Es aquí donde se genera la energía rotativa que se transforma en movimiento lineal para impulsar el fluido a través de la bomba. Sin embargo, a pesar de su importancia, muchos operadores en campo solo prestan atención a una o dos piezas—usualmente el cigüeñal—sin comprender el panorama completo. Si quieres extender la vida útil de tu bomba y evitar costosos paros no planeados, es momento de ir más allá de lo básico. ¿Qué es el Power End Assembly? El Power End es el lado mecánico de la bomba de lodos, encargado de convertir el movimiento rotatorio (normalmente generado por un motor diésel o eléctrico) en movimiento alternativo. Esta energía luego se transfiere al Fluid End  para mover el lodo de perforación hacia el pozo. El Power End está compuesto por varios elementos críticos que trabajan en conjunto: Cigüeñal:  Convierte el movimiento rotatorio en movimiento alternativo. Bielas:  Transfieren el movimiento del cigüeñal hacia el cabezal cruzado. Cabezal cruzado (crosshead):  Guía el movimiento lineal y se conecta con la varilla del pistón. Cojinetes y bujes:  Reducen la fricción y el desgaste entre partes móviles. Piñón y engrane principal (en bombas dúplex o tríplex):  Regulan el movimiento del sistema. Chasis o bastidor:  Aloja y alinea todos los componentes internos. Sistema de lubricación:  Mantiene todas las piezas en movimiento y evita el sobrecalentamiento. Cada una de estas piezas debe estar bien alineada, lubricada y en buen estado para lograr el mejor rendimiento de la bomba. ¿Por qué cada componente importa? Cigüeñal:  Está sometido a un esfuerzo constante y debe ser inspeccionado con frecuencia para detectar grietas o desequilibrios. Si falla, puede afectar todo el sistema. Cojinetes:  Si están mal lubricados o desalineados, pueden desgastarse rápidamente y provocar fallas importantes. Guías del cabezal cruzado:  Un pequeño desgaste puede generar desalineación en la varilla del pistón, afectando el golpe y causando un mayor desgaste en el Fluid End. Ignorar estos “componentes secundarios” es una de las principales causas de fallas inesperadas en el campo. Entendiendo el Power End Assembly: Más Allá del Cigüeñal Señales de problemas: lo que debes observar Si operas una bomba de lodos a diario, mantente alerta a: Vibraciones inusuales o ruidos de golpeteo Desgaste irregular en cojinetes o bielas Fugas en el sistema de lubricación Sobrecalentamiento en la zona del cigüeñal Detectar estos síntomas a tiempo puede marcar la diferencia entre una reparación rápida y un desarme completo. Consejo final: el mantenimiento no es opcional ¿Una buena práctica? Inspecciona el Power End cada 250 horas de operación y realiza un servicio completo cada 1,000 horas. Usa herramientas de alineación adecuadas, verifica el torque de los pernos y asegúrate de que el sistema de lubricación funcione correctamente. Recuerda: El Power End puede estar oculto dentro del chasis, pero es quien hace el trabajo pesado cada segundo que la bomba está en marcha. Trátalo como el motor de tu operación, y te lo recompensará con rendimiento y confiabilidad.

Para 2024, la producción petrolera de tierras federales terrestres de EE. UU. alcanzó un récord de 1,7 millones de barriles por día (b/d), seis veces más que en 2008. Así sucedió: 1. La producción total de EE. UU. se dispara De 5,0 millones de b/d en 2008 a 13,2 millones de b/d en 2024, un asombroso crecimiento del 160 % en la producción nacional, según la EIA. 2. El crecimiento de la producción federal terrestre supera la tendencia nacional La producción federal terrestre aumentó de aproximadamente 0,28 millones de b/d en 2008 a 1,7 millones de b/d en 2024, seis veces más rápido que el crecimiento general de EE. UU. 3. Rezago en la producción petrolera offshore La producción petrolera federal offshore alcanzó alrededor de 1.8 millones de b/d en 2025, ligeramente por encima de la producción terrestre, una tasa de crecimiento menor que subraya la transición hacia la producción terrestre. 4. Dominio de la Cuenca Pérmica La mayor parte de las ganancias federales en la producción terrestre provienen de la Cuenca Pérmica de Nuevo México, donde la mejora de los permisos y concesiones de perforación impulsó drásticamente la producción para 2024. 5. Expansión de permisos y pozos Entre los años fiscales 2020 y 2023, Nuevo México registró la mayoría de los nuevos permisos e inicios de perforación en terrenos federales, lo que facilitó un rápido aumento de la producción. 6. Las mejoras tecnológicas aumentan la eficiencia Las mejoras en la fracturación hidráulica avanzada, la perforación horizontal y la automatización ayudaron a las plataformas petrolíferas estadounidenses a producir más petróleo por pozo. En 2024, la productividad en la Cuenca Pérmica aumentó aproximadamente un 9% por plataforma. 7. La infraestructura se mantiene al ritmo Nuevos oleoductos, como el Matterhorn Express, simplificaron las restricciones de extracción de gas natural, lo que permitió a los operadores petroleros escalar la producción sin obstáculos logísticos. 8. Preferencia de los inversores por yacimientos terrestres Las cuencas de esquisto terrestres ofrecen menores costos y retornos más rápidos, lo que domina los flujos de capital. Para 2025, la producción de esquisto se estimó en alrededor de 9.7 millones de barriles diarios a nivel nacional. 9. Entorno regulatorio favorable Estados como Nuevo México simplificaron los permisos federales para terrenos. En combinación con las aprobaciones aceleradas de la Oficina de Administración de Tierras (BLM), los operadores intensificaron su actividad. Los recortes de personal en la BLM podrían frenar este proceso, pero el impulso de la producción se mantiene. 10. Menores costos de extracción en tierra Producir petróleo de esquisto suele ser más económico que producir pozos en aguas profundas en alta mar. En entornos de precios volátiles, los yacimientos terrestres siguen siendo financieramente atractivos y resilientes. ¿Por qué está aumentando la producción petrolera terrestre en EE. UU.?

Si alguna vez ha tenido que detener las operaciones debido a una pieza defectuosa de su bomba de lodos , sabe lo rápido que se acumulan los costos. Ya sea un revestimiento agrietado bajo presión o un pistón que cedió demasiado pronto, las piezas desgastadas implican tiempos de inactividad imprevistos, y nadie quiere que eso ocurra. Pero, ¿qué causa exactamente el desgaste de estas piezas? Y, lo que es más importante, ¿qué puede hacer para prolongar su vida útil? 1. Fluidos abrasivos: el enemigo oculto El lodo de perforación está lleno de sólidos abrasivos como arena, limo y recortes de roca. A medida que esta mezcla se mueve a través de la bomba a alta presión, actúa como papel de lija líquido. Los revestimientos y los pistones reciben la mayor parte de esa fuerza, desgastándose más rápido cuanto más abrasivo es el fluido. Consejo: Supervise su sistema de control de sólidos. Si no funciona bien, la bomba es la que paga las consecuencias. 2. Calor y presión La alta presión es parte del trabajo, pero cuando se combina con altas temperaturas, crea un entorno exigente para los sellos, pistones y materiales de empaque. El calor acelera el desgaste, especialmente si el sistema de enfriamiento no funciona correctamente o si la fricción es excesiva. Consejo: Vigile la lubricación y el enfriamiento. Los componentes secos o sobrecalentados fallan mucho más rápido. 3. Desalineación y vibración Incluso una pequeña desalineación entre el pistón y la camisa puede causar un desgaste desigual. Si a esto le sumamos la vibración de equipos cercanos o el desequilibrio de la bomba, tenemos la receta perfecta para una degradación rápida. Consejo : Incluya revisiones de alineación en sus inspecciones regulares. Unos pocos milímetros de diferencia hoy pueden costarle una parada completa mañana. 4. Fatiga del material Algunas piezas simplemente no resisten el paso del tiempo, no por un mantenimiento deficiente, sino porque no fueron diseñadas para un rendimiento a largo plazo en entornos de perforación hostiles. La calidad del material, el tratamiento térmico y los recubrimientos de la superficie afectan la capacidad de una pieza para soportar la presión. Observación: No todos los revestimientos y pistones son iguales. Algunas piezas de nueva generación en el mercado están fabricadas con materiales mejorados que resisten mejor la abrasión y el calor, lo que prolonga su vida útil sin complicar el mantenimiento. 5. Mantenimiento inconsistente Incluso una pieza en buen estado puede fallar prematuramente si no se mantiene con un mantenimiento constante. Omitir las revisiones de engrase o retrasar el apriete de los pernos puede introducir variables que aceleran el desgaste. Consejo: Mantenga un registro de mantenimiento, no solo para garantizar el cumplimiento normativo, sino también para identificar patrones. Puede encontrar pequeños cambios que le permitan ahorrar mucho con el tiempo. Las bombas de lodos trabajan duro, y usted también. Pero comprender qué las desgasta le ayudará a recuperar el control. Un mejor control de sólidos, la alineación regular y la selección cuidadosa de piezas diseñadas para la durabilidad pueden prolongar la vida útil de su bomba y reducir esas costosas interrupciones. Si sus piezas actuales no son resistentes, puede que no sea su equipo; quizás sea el momento de analizar a qué se enfrenta realmente su bomba. ¿Qué causa realmente el desgaste de una bomba de lodos y cómo frenarlo?

En mayo, Arabia Saudita mostró un renovado impulso en su actividad petrolera. Las exportaciones del país ascendieron a 6,191 millones de barriles por día (bpd), alcanzando un nivel no visto en los últimos tres meses, según Reuters. Esto ocurre en un momento en que los mercados son cada vez más sensibles a los cambios en las cadenas de suministro globales. Crecimiento constante, sutil pero significativo Lo notable no es solo el repunte, sino la consistencia. La cifra aumentó ligeramente con respecto a los 6,166 millones de bpd de abril ; no se trata de un aumento drástico, sino de una clara señal de impulso estratégico. Si bien el aumento puede parecer marginal, en el mundo del petróleo, incluso pequeños cambios pueden influir en los equilibrios regionales y la percepción de los precios. Mayor producción en toda la cadena }Entre bastidores, los yacimientos petrolíferos saudíes mostraron una actividad similar. La producción de crudo ascendió a 9,184 millones de bpd, continuando una tendencia alcista desde los 9,005 millones de abril. La producción de refinería también aumentó ligeramente, con instalaciones que procesaron 2,721 millones de bpd. Estas cifras muestran que el aumento en las exportaciones no fue casualidad, sino que se vio respaldado por un crecimiento real a nivel de producción. La quema apunta a un excedente Pero no todo el petróleo encontró comprador. Los datos muestran que la quema directa de crudo, a menudo un indicador de exceso de oferta, aumentó a 489.000 bpd. Esto nos recuerda que, mientras la demanda se recupera, los productores aún luchan por equilibrar la oferta en un contexto geopolítico volátil. La OPEP+ avanza La alianza más amplia de la OPEP+ también avanza. En agosto, el grupo planea aumentar la producción colectiva en 548.000 bpd. Queda por ver si esto traerá estabilidad o una mayor fluctuación en los precios, especialmente con otra decisión de producción prevista para principios de agosto. Lo que está claro es que Arabia Saudita, como miembro principal, continúa marcando el ritmo. Cumpliendo con las normas Curiosamente, mientras intensifica la actividad, Arabia Saudita mantiene la disciplina de producción. El Ministerio de Energía informó que el país cumplió plenamente su objetivo voluntario de producción para junio, alcanzando un suministro comercializado de 9,352 millones de bpd, justo dentro de la cuota. Un efecto dominó global Las implicaciones del repunte de las exportaciones de crudo de Arabia Saudita se extienden mucho más allá del Golfo. Para los países que dependen de flujos energéticos estables, y para los mercados inquietos por la inflación, el equilibrio entre el cumplimiento y el aumento de la producción podría resultar vital en los próximos meses. Exportaciones de crudo de Arabia Saudita alcanzan un nuevo récord

El panorama del comercio petrolero mundial ha dado un giro inesperado. Durante décadas, Nigeria ha sido conocida como un proveedor confiable de crudo a Estados Unidos, no al revés. Pero algo cambió a principios de 2025: Estados Unidos se convirtió en exportador neto de crudo a Nigeria por primera vez. Este cambio de rumbo es más que una anomalía en los datos; refleja cambios estructurales más profundos en la capacidad de refinación, las estrategias energéticas nacionales y las presiones del mercado internacional. Datos clave detrás del cambio de rumbo en el comercio de crudo entre Estados Unidos y Nigeria Estados Unidos exportó más de lo que importó. En febrero y marzo de 2025, Estados Unidos envió más crudo a Nigeria del que recibió, lo que marcó la primera exportación neta de crudo estadounidense a este país de África Occidental. El mantenimiento de la refinería influyó. La refinería Phillips 66 Bayway en Nueva Jersey estuvo fuera de servicio por mantenimiento durante ese período, lo que redujo la demanda estadounidense de crudo ligero y dulce importado, el que Nigeria suele suministrar. La refinería Dangote está cambiando las reglas del juego. La nueva refinería Dangote de Nigeria, que comenzó a operar a principios de 2024, tiene un gran apetito por el petróleo crudo. Ante la escasez de suministro local, se está recurriendo a los mercados internacionales, incluyendo EE. UU. Las exportaciones de crudo estadounidense a Nigeria aumentaron drásticamente. En marzo de 2025, EE. UU. exportó 169.000 barriles por día (b/d) de petróleo crudo a Nigeria, frente a los 111.000 b/d de febrero, según la EIA. Las importaciones de Nigeria a EE. UU. cayeron drásticamente. Al mismo tiempo, las importaciones estadounidenses de crudo nigeriano disminuyeron de 133.000 b/d en enero a tan solo 54.000 b/d en febrero. Factores temporales, señales permanentes. Si bien la reversión comercial se vio influenciada por cierres breves de refinerías, la combinación de la demanda de refinación nigeriana y la flexibilidad de la oferta estadounidense sugiere que este patrón podría repetirse. Ingresos locales vs. en dólares en Nigeria. La refinería de Dangote paga en naira, la moneda nigeriana, que se encuentra debilitada. La NNPC (la compañía petrolera nacional de Nigeria) suele preferir vender crudo internacionalmente a cambio de divisas, lo que genera un déficit de suministro interno. Restricciones de suministro de la NNPC. A pesar de controlar los recursos del país, la NNPC solo suministra unos 300.000 b/d a la refinería de Dangote, menos de la mitad de su capacidad total. La producción de Nigeria ha disminuido. Desde un máximo de 2,4 millones de b/d en 2005, la producción de Nigeria ha caído a 1,3 millones de b/d en 2024, lo que limita su capacidad para satisfacer la demanda interna y de exportación. Un nuevo capítulo en el comercio mundial de petróleo. Esta reversión de los flujos pone de relieve cómo los avances en infraestructura energética, como la refinería de Dangote y la producción de esquisto estadounidense, están transformando las rutas comerciales tradicionales. A medida que Nigeria aumenta su capacidad interna, pero enfrenta dificultades de producción y divisas, y las refinerías estadounidenses se adaptan a los ciclos de mantenimiento y a la demanda global, cabe esperar más sorpresas como esta. Nigeria ahora importa crudo estadounidense: un cambio en el comercio petrolero mundial