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Mañana, 24 de abril, desvelaremos la verdad tras una de las amenazas más silenciosas y costosas de la perforación: las bombas de lodo poco fiables. A simple vista, una bomba de lodos es solo un componente más de una plataforma. Trabaja arduamente, maneja la presión y mantiene los fluidos en movimiento. Pero detrás de ese exterior de acero se esconde una historia más profunda: una llena de cigüeñales fracturados, crucetas desalineadas y fallas de engranajes que nunca debieron haber ocurrido. La realidad es esta: las bombas de lodo defectuosas reducen la productividad. Y, en muchos casos, el peligro no viene con una advertencia contundente. Se infiltra lentamente, hasta que el Tiempo No Productivo (TNP) acaba con su presupuesto, cronograma y resultados. El costo de una "buena oferta" En todo Estados Unidos, los operadores han optado por bombas de lodo importadas de bajo costo, con la esperanza de ajustar los presupuestos y mantener los proyectos en marcha. Pero lo que empieza como un ahorro en teoría suele acabar en desastre: tiempos de inactividad prolongados, reparaciones costosas y pérdida de barriles. “Puede que esté ahorrando dinero en la compra, pero perdiendo millones en tiempos de inactividad”. Esto no es solo una advertencia; es un patrón que hemos visto repetirse una y otra vez. Qué se rompe y por qué El seminario web de mañana analizará las principales causas de fallo, basándose en datos reales: Cigüeñales de fundición que no resisten la presión Desalineación en las crucetas que provoca daños en cadena Engranajes que fallan debido a un mecanizado deficiente y atajos Bastidores de potencia frágiles que se agrietan donde las placas forjadas resistirían Mediante diagramas e imágenes reales, mostraremos cómo ocurren estos problemas y, lo que es más importante, cómo se pueden prevenir con una ingeniería más inteligente. Lo que todo responsable de la toma de decisiones debe saber Antes de comenzar su próximo proyecto de perforación, hay decisiones que definirán su éxito: ¿Debería optar por 7500 PSI o 10 000? ¿Su plataforma se beneficiará más de una bomba de émbolo, un sistema de pistón o un sistema híbrido? ¿Está planificando el mantenimiento de forma proactiva o reaccionando ante las fallas? También abordaremos innovaciones de vanguardia como el Quintuplex, diseños más ligeros para uso en alta mar y cómo las construcciones personalizadas pueden prolongar la vida útil y aumentar la eficiencia. Mañana: Comienza la conversación Nuestra sesión se titula " Construidas para durar: Solucionando los problemas actuales de las bombas de lodo con ingeniería de precisión" . Y es exactamente lo que parece: una mirada desde dentro a qué se rompe, por qué se rompe y qué puede hacer para que dure más. Construidas para durar: por qué los proyectos de perforación fracasan incluso antes de comenzar

En la última ronda de licitación bajo la Política de Licencias de Superficie Abierta (OALP), 28 nuevos bloques de exploración estaban disponibles, abarcando más de 136.000 km², según Argus. Los resultados reflejan el esfuerzo continuo de India por fortalecer la producción nacional y reducir su fuerte dependencia de las importaciones de crudo. Las empresas estatales siguen liderando De los 28 bloques ofrecidos, las empresas estatales indias dominaron, especialmente ONGC, que obtuvo 15 bloques, algunos de ellos mediante asociaciones. Esto demuestra cómo los actores del sector público siguen guiando la estrategia energética de India, especialmente en yacimientos complejos offshore y de aguas someras. ONGC también firmó una nueva asociación con otros actores importantes para asegurar un bloque de aguas someras en la cuenca de Saurashtra, una primicia de este tipo de colaboración en la región. La participación del sector privado crece gradualmente. Si bien los gigantes del sector público aún dominan, las empresas privadas están entrando cada vez más en el sector upstream. En esta novena ronda de licitación, Vedanta, un importante actor del sector privado, presentó ofertas por los 28 bloques y se adjudicó siete. Mientras tanto, Sun Petrochemicals presentó ofertas por siete bloques, pero no se adjudicó ninguno. Otro avance significativo fue la participación de Reliance Industries (RIL) en un consorcio con ONGC y BP, lo que marca su primera adjudicación conjunta de un bloque de aguas someras en la cuenca de Saurashtra. Si bien la participación extranjera sigue siendo limitada, estas iniciativas demuestran que el panorama de exploración de la India se está diversificando lentamente, con el interés del sector privado ganando terreno. Las medidas políticas buscan atraer inversión. Para respaldar estos avances, India aprobó el Proyecto de Ley de Regulación y Desarrollo de Yacimientos Petrolíferos de 2024. Esta reforma busca: Simplificar los obstáculos regulatorios Ofrecer condiciones de arrendamiento más claras Fomentar el uso compartido de infraestructura Impulsar la confianza de los inversores Además, en diciembre de 2024 se eliminó el impuesto a las ganancias extraordinarias sobre la producción nacional de crudo, lo que ofrece a los productores un mayor margen de maniobra financiera. La demanda sigue superando la producción local. A pesar de los crecientes esfuerzos upstream, India aún importa casi el 89 % de su crudo. A principios de 2024, las importaciones de crudo aumentaron ligeramente hasta los 5,01 millones de barriles diarios, mientras que la producción nacional disminuyó más del 1 %. Este desequilibrio mantiene la presión sobre India para aumentar la producción y asegurar su independencia energética. Si bien India aún depende de las importaciones, sus aguas se están volviendo más activas, ofreciendo nuevas oportunidades logísticas y comerciales. India amplía sus esfuerzos de exploración con nuevas licitaciones ganadoras. India amplía sus esfuerzos de exploración con nuevas licitaciones ganadoras

Estados Unidos acaba de expandir su red de gasoductos con cinco proyectos importantes, una medida que fortalece el flujo de productos desde las refinerías hasta el mercado y aumenta la capacidad de manejo de presión donde más se necesita. Las finalizaciones de este año incluyeron tres gasoductos de líquidos de gas de hidrocarburos (HGL) y dos líneas de productos refinados. Lo interesante no es solo la cifra, sino el impacto que estos gasoductos tienen en las operaciones en lugares como la Cuenca Pérmica, Mont Belvieu y el Continente Medio, según la EIA. Analicemos: El oeste de Texas recibe un impulso El circuito de LGN del oeste de Texas de ONEOK sumó 40.000 barriles por día (b/d) al operar segmentos adicionales junto al gasoducto existente. La línea ahora transporta 515.000 b/d de LGN, con planes de alcanzar los 740.000 b/d en 2025 mediante nuevas estaciones de bombeo. Crudo de vuelta a líquidos El oleoducto Seminole Red, que antes se utilizaba para crudo, fue reconvertido en una línea de LGH por Enterprise Products. Este oleoducto de 280.000 b/d ahora conecta el oeste de Texas con Mont Belvieu, aliviando la carga mientras Enterprise construye su nuevo oleoducto Bahía. Una estrategia de salida para la Costa del Golfo El oleoducto Daytona de LGN de ​​Targa se extiende a lo largo de 644 kilómetros y transporta 400.000 b/d de LGN sin procesar desde la Cuenca Pérmica para conectar con el sistema Grand Prix, llegando finalmente al fraccionamiento en Mont Belvieu. Es una vía directa para líquidos de grado Y que se dirigen a su procesamiento. Gasolina y diésel en movimiento No todas las expansiones se centraron en productos crudos. ONEOK también completó un oleoducto de productos refinados entre Odessa y El Paso, aumentando la capacidad a 1 millón de b/d para satisfacer la demanda en el oeste de Texas y otras regiones. Mientras tanto, el Sistema de Productos del Oeste de Texas de Enterprise —un oleoducto de 60,000 b/d revertido y readaptado— ahora envía gasolina y diésel desde la Costa del Golfo de Texas a los mercados del interior de Nuevo México y Utah. Por qué es importante Cada nuevo oleoducto aporta flexibilidad. Para quienes operan plataformas o coordinan entregas, esto se traduce en mejores opciones de ruta, menor congestión y menos retrasos. En un mercado donde el tiempo es oro, estos cambios no son solo mejoras, sino que marcan la diferencia. Y esto es solo una parte de la historia: EE. UU. aún tiene ocho proyectos en construcción, nueve más anunciados y más de 270 en seguimiento desde 2010 en los Proyectos de Oleoductos de Líquidos. 2024 impulsó los proyectos de gasoductos en EE. UU.

Mientras muchos titulares se centran en los recortes de producción, la empresa australiana independiente Beach Energy está sentando discretamente las bases para un liderazgo a largo plazo en el sector del gas. A pesar de ajustar su objetivo de producción debido a un retraso en la planta de gas de Waitsia , la compañía muestra fortaleza con firmes planes de inversión y estrategias de GNL con visión de futuro. El objetivo de producción se ajusta, no se desploma Beach revisó su pronóstico de producción de petróleo y gas para el año fiscal que finaliza en junio de 2025 a entre 18,5 y 20,5 millones de barriles de petróleo equivalente (bpe), lo que supone un ajuste respecto a su rango anterior de 17,5 a 21,5 millones de bpe, según Argus. ¿El motivo? Un retraso en la puesta en marcha de la planta de gas de Waitsia de 250 TJ/d en Australia Occidental, operada por su socio Mitsui. Aun así, no hay pánico. La compañía reafirmó que las primeras ventas de gas de Waitsia se esperan entre abril y junio, manteniendo la confianza operativa. Los sólidos resultados del primer semestre reflejan el impulso. De julio a diciembre de 2024, Beach alcanzó una producción de 10,2 millones de barriles equivalentes de petróleo (bep), lo que representa un aumento del 15 % con respecto al mismo período de 2023. Este rendimiento ayudó a justificar la revisión al alza del límite inferior de su pronóstico, lo que demuestra que, además de Waitsia, otros activos están cumpliendo. Intercambios de GNL: flujos de ingresos estratégicos. Waitsia ya ha generado valor. Beach ha completado cinco cargamentos de intercambio de GNL, incluyendo dos que aportaron 139 millones de dólares australianos (87,1 millones de dólares estadounidenses) entre julio y diciembre de 2024. Un quinto cargamento se levantó en enero desde la terminal de la Plataforma Noroeste (NWS), y un sexto podría seguir en junio. Curiosamente, alrededor del 35 % del gas intercambiado provino de la planta Xyris de Beach, lo que indica un uso inteligente de la capacidad disponible y una menor presión para realizar intercambios adicionales este año fiscal. Visión a largo plazo: Crecimiento del GNL y fronteras marítimas. ¿Qué sigue? Un ritmo de exportación constante. Beach prevé enviar entre 8 y 10 cargamentos de GNL al año desde Waitsia hasta 2028, gracias a un acuerdo de procesamiento de gas con la empresa conjunta NWS y a cambios regulatorios favorables en Australia Occidental que abren las puertas a una mayor exportación de GNL. Mientras tanto, la compañía se prepara para su programa Offshore Gas Victoria. Una parte clave de este es el prospecto Hercules en la cuenca de Otway, cuya perforación se prevé entre abril y junio. ¿La reserva? 100 mil millones de pies cúbicos, potencialmente revolucionarios. Incluso con los ajustes de producción, Beach no está recortando donde realmente importa. La compañía se mantiene firme en su objetivo de inversión de capital de 700 a 800 millones de dólares australianos para el año, lo que demuestra su confianza en su cartera y estrategia. Al centrar su atención en el posicionamiento a largo plazo, Beach Energy apuesta por el gas, en particular el GNL, como piedra angular de su crecimiento en el cambiante panorama energético australiano. Australia replantea su estrategia de gas

1. La producción de gas natural está en aumento Según el Informe de Energía a Corto Plazo de abril, se proyecta que la producción anual de gas natural en Eagle Ford crezca de 6.8 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2024 a 7.0 mil millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2026. Este aumento se debe al aumento de los precios del gas natural y a la creciente demanda de exportaciones de gas natural licuado (GNL). 2. La producción de petróleo se mantiene estable desde 2020 En contraste, la producción de petróleo crudo se ha mantenido en torno a los 1.1 millones de barriles diarios desde 2020 y se espera que se mantenga estable hasta 2026. Esto refleja la madurez y la estabilidad operativa de los pozos petroleros en la región. 3. El aumento de la relación gas-petróleo explica el cambio A medida que continúa la extracción de petróleo y gas, la presión del yacimiento disminuye, lo que permite un mayor flujo de gas en relación con el petróleo. Este cambio natural favorece una mayor producción de gas en pozos de recursos mixtos. 4. Eagle Ford sigue siendo el campo dominante El campo Eagle Ford representa: 73% de la producción de gas de la región (5.5 mil millones de pies cúbicos diarios) 86% de la producción de petróleo (1 millón de b/d) Desde 2020, la producción de gas aumentó un 10%, mientras que la de petróleo disminuyó un 4%. 5. Austin Chalk es la estrella emergente del sur de Texas Austin Chalk, un campo con casi un siglo de antigüedad, ha estado en auge desde 2014. Actualmente produce: 1.8 mil millones de pies cúbicos diarios de gas (23% del total de la región) 125,000 b/d de petróleo (11%) Desde 2020: La producción de gas casi se triplicó (+1.1 mil millones de pies cúbicos diarios) La producción de petróleo aumentó un 26% (+26,000 b/d) Es el campo de más rápido crecimiento de la región. 6. Factores impulsores del mercado del gas El aumento del gas natural se debe a: La creciente demanda internacional de GNL Infraestructura preparada para la exportación en la Costa del Golfo Políticas de transición energética que favorecen el gas como combustible puente 7. Perspectivas a corto plazo hasta 2026 Las previsiones indican que la tendencia continuará: Más gas proveniente de pozos maduros y eficientes Producción petrolera estable, debido al enfoque en la eficiencia y al estancamiento de la producción Eagle Ford impulsa la producción de gas

1. Cambio en los destinos de exportación En 2022 y 2023, Angola exportó más GNL a Europa y menos a Asia. Este cambio se debió a la necesidad de Europa de reemplazar el gasoducto ruso debido a la guerra en Ucrania. 2. ¿Quién compró GNL angoleño? En 2023, Angola exportó 175 mil millones de pies cúbicos (MMpc) de GNL, según la EIA. El 75 % se destinó a Europa: Francia recibió aproximadamente 32 MMMpc Reino Unido recibió aproximadamente 28 MMMpc El 25 % se destinó a la región Asia-Pacífico: India fue el principal comprador en Asia, con 35 MMMpc 3. ¿De dónde obtiene Angola su gas? La mayor parte del gas natural de Angola proviene de yacimientos petrolíferos marinos como gas asociado (un subproducto de la extracción de petróleo). Una parte del gas aún se quema o se reinyecta en los yacimientos petrolíferos para impulsar la recuperación de petróleo. 4. Infraestructura de GNL de Angola Angola LNG Limited (ALNG) opera la única terminal de exportación de GNL en Soyo. La planta puede licuar hasta 250 mil millones de pies cúbicos de gas al año. Inició sus exportaciones en 2013, las suspendió debido a problemas técnicos y las reanudó en 2016. 5. Uso doméstico vs. Exportaciones Angola no importa gas natural. Produce suficiente para el consumo doméstico y exporta el excedente como GNL. 6. Crecimiento futuro: Complejo de gas del Norte El Complejo de Gas del Norte es el primer proyecto de gas no asociado de Angola. Operado por ENI, incluirá: 2 plataformas marinas Una planta de procesamiento de gas en tierra Oleoductos que conectan con la terminal de GNL de Soyo Se prevé que inicie operaciones en 2026. Añadirá aproximadamente 141 mil millones de pies cúbicos anuales de producción. Exportaciones de GNL de Angola: datos clave que debe conocer Angola se está convirtiendo en un actor clave en el suministro de GNL a Europa, gracias a su infraestructura estratégica y a los nuevos desarrollos gasísticos. A medida que la dinámica energética cambia a nivel mundial, la posición de Angola en el mercado del gas natural se fortalece, especialmente con el próximo proyecto del Complejo Gasífero del Norte. Sector Petrolero de Angola: Un Cambio Estratégico en Medio del Declive Angola: Un Importante Productor de Petróleo en África En 2024, Angola fue el segundo mayor productor de combustibles líquidos del África subsahariana, después de Nigeria. La economía del país depende en gran medida de los hidrocarburos, lo que la hace muy sensible a las fluctuaciones del precio del petróleo. Salida de la OPEP en 2024 Angola se retiró de la OPEP a partir del 1 de enero de 2024, después de que la organización redujera su cuota de producción. Esta medida le da a Angola mayor libertad para atraer inversiones y aumentar su producción de crudo en medio de la disminución de la producción. Reservas probadas de petróleo y calidad del crudo Angola posee alrededor de 2.600 millones de barriles de reservas probadas de crudo. Su petróleo es principalmente crudo ligero con bajo contenido de azufre, muy codiciado por las refinerías de Asia-Pacífico. Tendencia de Producción a la Baja La producción de combustibles líquidos de Angola disminuyó de 1,8 millones de barriles diarios en 2014 a 1,2 millones en 2023. Causas: yacimientos petrolíferos en maduración, baja inversión y retrasos en el desarrollo de nuevos yacimientos. Pocas incorporaciones recientes, pero proyectos más grandes en el futuro Algunos yacimientos nuevos (Cuica, Zinia Fase 2, Cabaca Norte) comenzaron a producir, pero no han compensado las disminuciones. Se esperan proyectos más grandes como Agogo, Begonia y Kaminho para finales de esta década. Entre los operadores se encuentran TotalEnergies y Azule Energy (empresa conjunta entre BP y Eni). Impulso a la inversión internacional Angola está lanzando activamente rondas de licitación para atraer empresas extranjeras. La ANPG (organismo regulador del petróleo y el gas) celebrará su última ronda de licitación a principios de 2025, ofreciendo 10 bloques offshore en las cuencas de Kwanza y Benguela. También hay disponibles campos terrestres y marginales adicionales para fomentar la participación de pequeños inversores.

LNG Canada ha comenzado oficialmente la fase final antes de iniciar la producción de gas natural licuado (GNL) en sus instalaciones de Kitimat, Columbia Británica. Este importante paso implica el enfriamiento de la planta, un proceso necesario para que el GNL pueda producirse y exportarse. Proceso de enfriamiento en marcha Según Reuters, LNG Canada comenzó a utilizar refrigerantes para enfriar la planta el martes. Se espera que el gas natural se introduzca en las instalaciones poco después. Este proceso, conocido como "enfriamiento", prepara la maquinaria para la producción de GNL llevándola gradualmente a las temperaturas extremadamente bajas necesarias para licuar el gas natural. Enfriar el sistema con antelación ayuda a reducir la quema de gas (la quema del exceso de gas) durante el arranque de la planta y garantiza el correcto funcionamiento del equipo mientras se ajusta al flujo de gas. Primer cargamento de GNL previsto para mediados de 2025 El buque metanero Maran Gas Roxana llegó recientemente a Kitimat para transportar GNL para su uso en el proceso de enfriamiento. LNG Canada ha estimado que la fase de enfriamiento completo podría tardar hasta tres semanas. Las pruebas de los equipos han ido bien y la compañía afirma que mantiene el cronograma para enviar sus primeros cargamentos a mediados de 2025. Una vez operativa, la planta tendrá capacidad para producir 14 millones de toneladas métricas de GNL al año, lo que marca un hito significativo para el sector energético canadiense. Impacto en las exportaciones estadounidenses Actualmente, casi la totalidad de las exportaciones de gas natural de Canadá se destinan a Estados Unidos. En 2024, Canadá exportó alrededor de 8.600 millones de pies cúbicos por día (bpcd) a través de gasoductos, frente a los 8.000 bpcd de 2023. Sin embargo, se espera que la puesta en marcha de LNG Canada cambie esta dinámica. Con esta nueva planta de exportación, los productores canadienses de energía podrán acceder a los mercados globales, reduciendo su dependencia de EE. UU. y abriendo nuevas oportunidades de crecimiento e ingresos. Una alianza global LNG Canada es una empresa conjunta respaldada por algunas de las compañías energéticas más grandes del mundo: Shell, Petronas, PetroChina, Mitsubishi Corporation y Kogas. Esta colaboración representa una importante inversión en el futuro de Canadá como actor clave en el mercado global de GNL. Mirando hacia el futuro Mientras LNG Canada avanza hacia la fase final de preproducción, el sector energético está atento. El éxito del proyecto podría transformar el panorama de exportación de gas natural de Canadá y posicionar al país como un proveedor competitivo de GNL a nivel internacional. LNG Canada alcanza la fase final antes de la producción

A medida que la producción nacional de esquisto comienza a estabilizarse, las compañías petroleras estadounidenses comienzan a buscar crecimiento en el extranjero. Con una amplia experiencia en fracturación hidráulica y perforación horizontal, estos productores están llevando su experiencia a nuevos territorios donde las reservas permanecen en gran medida sin explotar. Este cambio de estrategia podría transformar el futuro de la exploración energética global. 1. La desaceleración interna El otrora explosivo crecimiento de la producción de esquisto estadounidense está entrando en una fase más madura. Muchas de las cuencas más productivas, como la del Pérmico, se están volviendo cada vez más caras y competitivas. Con menos oportunidades fáciles en el país, la expansión internacional se está volviendo más atractiva, tanto estratégica como económicamente. 2. El poder de la tecnología estadounidense La fracturación hidráulica (o "fracking"), combinada con la perforación horizontal, transformó a Estados Unidos en el principal productor mundial de petróleo y gas. El fracking consiste en inyectar fluido a alta presión para romper formaciones rocosas y liberar hidrocarburos, mientras que la perforación horizontal permite acceder a una mayor parte del yacimiento con menos interrupciones en la superficie. Estas técnicas, perfeccionadas durante las últimas dos décadas, se consideran ahora habilidades exportables, especialmente valiosas en regiones con formaciones de esquisto sin explotar. 3. Enfoque en Turquía y Baréin Continental Resources anunció recientemente una empresa conjunta en Turquía con la petrolera nacional y TransAtlantic Petroleum. Su objetivo es desarrollar la Cuenca de Diyarbakir, que se estima que contiene hasta 6.000 millones de barriles de petróleo y 570.000 millones de m³ de gas , y la Cuenca de Tracia , que podría contener hasta 45 billones de pies cúbicos de gas. EOG Resources está lanzando un proyecto en Baréin junto con Bapco Energies, aplicando técnicas estadounidenses de perforación horizontal para probar y desarrollar una formación de gas con indicios tempranos de éxito, según Argus. 4. Un cambio de estrategia Históricamente, las empresas estadounidenses de esquisto se han centrado casi por completo en la producción nacional. Las exploraciones internacionales se consideraban demasiado arriesgadas o intensivas en capital. Sin embargo, a medida que el crecimiento local se desacelera, los primeros casos de éxito internacional podrían impulsar una ola más amplia de exploración global. 5. Desafíos y oportunidades La trayectoria internacional no está exenta de riesgos. El escepticismo del mercado persiste, y el éxito del esquisto fuera de EE. UU. y Argentina ha sido limitado. Sin embargo, el costo de entrada suele ser menor que el de adquirir activos de alto valor en lugares como la Cuenca Pérmica, y si estas empresas generan una rentabilidad sólida, la confianza de los inversores podría aumentar. 6. ¿Qué viene después? Este podría ser el comienzo de una nueva era en la que la experiencia estadounidense en esquisto se convierta en una exportación global. Si estos primeros proyectos resultan viables, más productores podrían sumarse a la ola, llevando tecnología avanzada, eficiencia e innovación a cuencas mucho más allá de las fronteras de EE. UU. El esquisto estadounidense con miras al extranjero: Turquía y Baréin

Brasil ha reanudado la producción en uno de sus yacimientos petrolíferos offshore, lo que marca un paso importante en el aumento de su producción petrolera. A continuación, se presentan los puntos clave para comprender este desarrollo: Reinicio de la producción en la Cuenca de Santos: La producción offshore del yacimiento petrolífero Bauna, ubicado en la Cuenca de Santos, se reanudó el 27 de marzo tras una parada por mantenimiento a principios de ese mes. Pozo SPS-88 nuevamente en producción: Operado por Karoon Energy, el pozo SPS-88, cerrado desde noviembre de 2023 debido a un bloqueo mecánico en la válvula de elevación de gas, produce actualmente alrededor de 2000 barriles por día (b/d) con un estrangulador restringido y está aumentando gradualmente la producción, según Argus. La producción supera los niveles previos a la parada: La producción total del yacimiento Bauna ha alcanzado aproximadamente 26 500 b/d, superando los niveles observados antes de la parada del 7 de marzo. Este aumento se debe principalmente al retorno exitoso del pozo SPS-88 el 28 de marzo. Intervención del pozo adelantada: Originalmente planificada para el último trimestre de 2024, la intervención se completó con éxito en febrero, acelerando el cronograma de recuperación. Adquisición de FPSO en marcha: Karoon Energy está finalizando la adquisición de la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Cidade de Itajaí, que opera en el campo Bauna. Se espera que la transacción se cierre en abril. Actualizaciones operativas previstas: A mediados de 2025 se anunciará un nuevo contratista para las operaciones y el mantenimiento de la FPSO. Una vez acordados los términos, Karoon proporcionará una estimación actualizada de los costos para las operaciones en curso del campo. Esta actualización subraya la continua inversión de Brasil en la producción petrolera offshore, a la vez que destaca cómo operadores como Karoon Energy están acelerando las estrategias de mantenimiento y adquiriendo infraestructura clave para aumentar la eficiencia y la producción. Brasil reanuda la producción petrolera offshore con mayor producción

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