LATINCORR - Volumen 6, No. 1 - Marzo 2015

Volumen 6 - Número 1 - Marzo 2015

Luis Giusti:

“Este es un ciclo más del mercado petrolero” La Gestión del mantenimiento y Confiabilidad de ductos ante la caída del precio del Petróleo

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reserva esta fecha

J UN I O 1 -3

2015

SESIONES EN ESPAÑOL CONF E RE N C I A I N T E R N ACIO NAL Y E X P OS ICIÓ N CO M E R CI A L

35TH ANNUAL

•

HOU STON, TEXAS

GEORGE R. BROWN CONVENTION CENTER

IN FO @ ILTA .O RG • +1-703-875-2011 • WWW.I LTA.ORG

CONTENIDO

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Luis Giusti: “Este es un ciclo más del mercado petrolero” Foto Portada: ©iStock.com/paparazzit

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Conceptos de Protección Catódica y sus aplicaciones prácticas III

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Proceso normativo para la gestión del ciclo de vida de equipos estáticos

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La Gestión del mantenimiento y Confiabilidad de ductos ante la caída del precio del Petróleo

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Noticias Latincorr

N U EST RO S

C L IE N T ES

Gracias por su apoyo!

At Rice Univerity

LATINCORR, LLC. 23501 Cinco Ranch Blvd.

Suite H120-905 Katy, TX 77494, USA Telf: +1 (713)984-4774

www.latincorr.com Para más información nos puede contactar a: Info@latincorr.com

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COLABORADORES: Ernesto Primera, CIMA-TQ/Asme Latinoamérica, Lechería, Venezuela.

Rogelio de las Casas, (RUST) Reliable Underground Service Technicians, Romeoville, IL, USA. Elfego Simbrón Hernández, IP Oil & Gas, Ciudad de Mexico, Mexico.

VENTAS Y MERCADEO: Andrea McCarty sales@latincorr.com

EDITOR GRÁFICO: Surama Gyarfas Nazar art@latincorr.com CORRECCIÓN DE TEXTOS: Inversiones FIT4LIFE SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com

NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L NACE se hace presente una vez mas, y como es tradición, año tras año ofrece un intercambio enriquecedor para el público que asiste. Esta conferencia desarrollada anualmente, le ofrece la oportunidad a diversas empresas petroleras transnacionales que trabajan en la formación de nuevos patrones conceptuales y técnicos, a dar a conocer sus aportes en los diferentes campos de desempeño a nivel internacional.

Queremos hacer mención especial, que nos enorgullece, para darle la más cordial bienvenida a dos asociaciones que contribuyen con la labor de difundir información a nivel internacional proporcionada por expertos Latinoamericanos.

ALAME (Asociación Latinoamericana de Minería y Energía) y ACOSEND (Asociación Colombiana de Soldadura y Ensayos No Destructivos).

Para finalizar, como es acostumbrado, reflexionemos que más allá de lo económico, el petróleo cambió fundamentalmente el ambiente cultural y social del mundo. El campo petrolero crea constantemente un nuevo ámbito de interacción social para personas de distintos estratos sociales, garantizando un crecimiento mundial y aportes importantes para la industria. Además, introduce un nuevo abordaje del conocimiento, donde la información suministrada por un país pueda ser utilizada por otro para crear patrones de consumo que sean utilizados para incrementar su desarrollo.

Atentamente, Carlos Palacios

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O HH II OO UU NNI IVVE ER RS SI IT TY Y O

Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology Fritz J. and Dolores H. Russ College of Engineering and Technology

Institutefor forCorrosion Corrosionand and Multiphase Technology Institute Multiphase Technology Programas de Estudio Programas de Estudio Maestríay yDoctorado Doctoradoenen Ingeniería Química Maestría Ingeniería Química Aplicacionesenenlínea líneawww.ohio.edu/graduate www.ohio.edu/graduate Aplicaciones

Instalaciones Instalaciones Cuanta con las instalaciones más grandes a nivel mundial en su tipo Cuanta con las instalaciones más grandes a nivel mundial en su tipo Flow loops a gran escala Flow loops a gran escala Celdas electroquímicas, autoclaves Celdas electroquímicas, autoclaves Sistemas especiales para Sistemas especiales para H2S H2S Análisis superficial (MEB, XRD, perfilómetros ópticos) Análisis superficial (MEB, EDS,EDS, XRD, perfilómetros ópticos)

Líneas de Investigación Líneas de Investigación Corrosión por CO2/H2S Corrosiónlocalizada por CO2/H2S Corrosión Corrosión localizada Flujo multifásico Inhibición de la corrosión Flujo multifásico Fenómenos Inhibiciónde dehumectación la corrosión (water wetting) Secuestro y almacenamiento CO2 wetting) Fenómenos de humectaciónde(water Corrosión inducida por microorganismos Secuestro y almacenamiento de CO2 Corrosión ácidos nafténicos Corrosiónpor inducida por microorganismos Corrosión por ácidos nafténicos

Oportunidades y Beneficios Oportunidades y Beneficios Apoyo en matriculación y salario Apoyo interacción en matriculación y salario Importante con la industria Estancias de investigación la industria Importante interacciónencon la industria Participación Estancias en decongresos investigación en la industria internacionales (NACE, ICC, ISE) Participación en congresos

internacionales (NACE, ICC, ISE)

www.ohio.edu/corrosion corrosion@ohio.edu www.ohio.edu/corrosion 740.593.0283 corrosion@ohio.edu 740.593.0283

“Este es un ciclo más del mercado petrolero” Departamento de Comunicaciones ALAME / comunicaciones@alame.org ALAME – Asociación Latinoamericana de Minería y Energía

Luis Giusti

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El reconocido empresario de la industria petrolera y miembro del Comité Directivo en la Asociación Latinoamericana de Minería y Energía ALAME, Luis Giusti, en una reciente entrevista se pronunció sobre la actual situación del sector petrolero y manifestó que “Sin duda la causa estructural ha sido una sobreoferta de crudo en el orden de 1 millón de barriles por día (bpd). Sin embargo, esa sobreoferta viene existiendo desde hace unos tres años, pero antes, desde el 2011 cuando Arabia Saudita había quebrantado la unión de la OPEP actuando por sí sola, fue gradualmente convirtiéndose en el gran modulador del precio abriendo y/o cerrando producción entre 9,8 y 10,2 millones de barriles por día para mantener el precio en 100 $/barril. Es más, cada vez que se avecinaba una reunión de OPEP, el Ministro Saudita de Petróleo, Ali Naimi, hacía un “pre-empting” declarando públicamente que todo estaba bien, que el precio de 100 $/barril era bueno para todo el mundo y que no se requería acción ninguna. Lo que ocurrió en esta ocasión, cuando se avecinaba la reunión de la organización el 27 de Noviembre, fue que los Sauditas simplemente guardaron silencio. Además, sus acciones hablaron por ellos, cuando descontaron los precios de sus crudos. Habría bastado un cierre de unos 800.000 barriles por día para que los precios se mantuvieran, pero la combinación de una reunión de OPEP insulsa y la posición de Arabia Saudita, provocó el derrumbe de los precios. Todo parece indicar que las decisiones de los Sauditas

fueron para proteger su “market share” especialmente en USA, donde el volumen de petróleo importado se ha venido reduciendo y donde ellos compiten con México, Venezuela y África Occidental. Un comentario final es que muchos se equivocan al suponer que la baja de los precios aniquilará al Shale Oil en USA, porque la mayoría de los actores importantes allí ya pagó por sus tierras y por sus taladros, además de haber hecho “hedging” de su producción y pueden aguantar precios bajos por bastante tiempo”.

De acuerdo con algunos análisis que diferentes expertos han realizado, esta es una situación coyuntural. Así mismo, Luis Giusti considera que “Esto es un ciclo más del mercado petrolero, en especial porque los precios han caído demasiado rápido. En apenas tres meses el precio ha caído en más de 50%. Cuando eso ocurre hay un desincentivo total para acumular inventarios, lo cual se constituye en una promesa de que no tardará mucho un repunte. Si a ello se le suman las consideraciones políticas, habría que decir que es probable que la OPEP o Arabia Saudita sola decidan cortar producción, además de mucho aumento de producción retrasado en Rusia y posiblemente en Brasil. Hacia finales de año se anticipa un aumento de demanda del orden de 1,4 millones de bpd, por no hablar de la crudeza del actual invierno en el hemisferio norte, que podría tener incidencia antes de lo que se estima. Hay que esperar y observar, porque solo el tiempo lo dirá. Se pueden pronosticar con preci-

“...la industria petrolera continuará su camino fortaleciéndose, desarrollando nuevas tecnologías y estimulada por el ingenio humano, aumentando su producción...” sión la oferta y la demanda, pero es difícil pronosticar actitudes e intenciones de los seres humanos”.

Con respecto a las acciones que podrían tomar los países petroleros OPEP y no OPEP para modificar esta tendencia, Giusti precisó que “los países petroleros de la OPEP podrían decidir reunirse de nuevo y programar y distribuir un recorte. Los países petroleros no-OPEP no harán nada, porque siempre producirán al máximo posible, en especial si los precios son más bajos. En la historia de los últimos 20 años, solamente México y Rusia han sido convocados a colaborar, pero es muy poco o casi nada lo que han hecho en cuanto a cierres de producción”.

De acuerdo con su experiencia en el sector, considera además que la industria petrolera continuará su camino fortaleciéndose, desarrollando nuevas tecnologías y estimulada por el ingenio humano, au-

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mentando su producción para satisfacer las necesidades de energía del mundo: “No hay que olvidar que el petróleo y el gas natural satisfacen casi un 65% de las necesidades de energía primaria del mundo.

Aunque los países petroleros sufren una cuantiosa merma en sus ingresos por exportaciones, la otra cara de la moneda es que las economías de todos los países se benefician al contar con energía más barata. Pero ese efecto no es inmediato, debido a que la cadena del petróleo y el gas natural es larga y tiene elasticidad.

Por su parte las empresas petroleras sin excepciones, están haciendo lo mismo que han hecho a lo largo de la historia, y es reducir costos en la medida de lo posible, incluyendo revisión de las políticas de dividendos, a fin de proteger hasta donde se pueda los márgenes de rentabilidad.

Los países petroleros están revisando sus presupuestos y recortando hasta donde

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puedan, tratando de proteger los programas de mayor prioridad. El resto del mundo aspira beneficiarse de precios de energía más bajos”.

En el caso específico de Venezuela, y en especial sus contratos de suministro a terceros países, Giusti asegura que más allá de la difícil situación económica que el país pueda estar pasando, éste seguirá produciendo unos 2,5 millones de bpd, y en consecuencia continuará siendo un actor muy importante en el balance petrolero global.

En el caso de Colombia considera que las condiciones tributarias del sector petrolero en Colombia no son adversas. “De hecho, la regalía es baja y el impuesto sobre la renta es el mismo que el del sector industrial. Muchos otros países imponen tributos mucho más altos al petróleo.

Colombia sigue su marcha petrolera con paso firme. Otra cosa diferente es la geología, y si se le compara con Venezuela y México que son dos gigantes petroleros,

a Colombia se le ve pequeña. Pero en Colombia el marco institucional, el contrato y el respeto al contrato, y grado de inversión del país han hecho que el país sea competitivo”.

Con respecto a la inestabilidad en el precio del dólar, en Colombia la divisa ha subido más que en otros países. Esto implica sin duda mayores ajustes en la economía del país, sobre lo cual manifiesta que “Colombia es un país con una economía muy diversificada, y aunque el ingreso petrolero genera grandes cantidades de dólares, que por ahora se ven mermados, el reto del Banco de la República es evitar que el Peso Colombiano se aprecie demasiado porque afectaría a muchos otros sectores de la economía nacional, en especial otros rubros de exportación, al tiempo de incentivar las importaciones. Pero esa pregunta se la dejo a las autoridades del Ejecutivo Nacional y del Banco de la República, que son quienes tienen a su cargo las difíciles tareas de coordinar la economía del país”.

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MAYO

SHERATON, BUENOS AIRES

2015

SHERATON, BUENOS AIRES

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Conceptos de Protección Catódica

y sus aplicaciones prácticas III En este artículo voy a referirme al concepto de atenuación, como se usa en el caso de tuberías enterradas de transmisión y la interacción del perfil de potenciales con la cercanía de lechos anódicos que protegen al ducto en estudio.

El proceso de diseño de sistemas de protección catódica para ductos de transmisión enterrados tiene que tomar en cuenta el factor de atenuación del ducto. El factor de atenuación determina la distancia máxima que la corriente de un sistema de protección catódica puede alcanzar, a lo largo del ducto, para proveer un cambio en el potencial del ducto a tierra remota. Este cambio del potencial del ducto debe ser favorable para mantener el ducto protegido catódicamente.

Antes de continuar, voy a presentar algunas definiciones que son de importancia para entender estos conceptos:

Definición matemática de la constante de atenuación: La constante de atenuación esta dada por la siguiente ecuación:

α := RL⋅ g

(1)

RL es la resistencia lineal del ducto (ohm/ unidad de longitud) y depende del espesor y diámetro del ducto, g es la conductividad a tierra remota del ducto (siemens/ unidad de longitud)) y depende del tipo y calidad del recubrimiento y la resistividad del suelo en la vecindad del ducto.

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Ductos de gran diámetro y buen recubrimiento tienen constantes de atenuación más pequeñas. Ductos de pequeño diámetro y mala calidad del recubrimiento tienen mayor constante de atenuación. Combinaciones de estos dos extremos tendrán mayor o menor constante de atenuación.

Definición matemática de la resistencia característica:

Rg :=

RL g

(2)

Rogelio de las Casas

Reliable Underground Service Technicians (RUST) 111 Ambassador Avenue, Romeoville, Illinois, 60446, USA.

con respecto al potencial natural depende de la corriente aplicada, la constante de atenuación, la resistencia característica del ducto y la distancia entre el punto donde se quiere conocer este valor (x) y el punto donde se encuentra la conexión entre el negativo del rectificador y la tubería en estudio.

E( x) := E0⋅ cosh ( α⋅ x) − Rg⋅ I⋅ sinh ( α⋅ x) Mientras más pequeña es la constante de atenuación, el sistema de protección catódica es capaz de proteger mayor longitud del ducto.

En esta condición el ducto es referido como eléctricamente corto: esto quiere decir que para la corriente de protección es fácil alcanzar el final del ducto sin menguar los potenciales de protección a tierra remota.

En el caso en que la constante de atenuación es grande, la resistencia del ducto a remoto decrece y se aproxima a la resistencia característica Rg del sistema. El sistema de protección catódica es capaz de proteger una menor longitud del ducto. En esta condición el ducto es referido como eléctricamente largo: esto quiere decir que la corriente de protección no puede alcanzar los extremos del ducto a proteger. De esta forma, uno o más nuevos sistemas deben ser instalados para lograr proteger el ducto apropiadamente.

Potencial calculado con la ecuación de atenuación: El potencial calculado con la ecuación de atenuación E(x) es la diferencia entre el potencial natural del ducto y el potencial de polarización del ducto con corriente aplicada medido a tierra remota. Este incremento en el potencial

(3) Donde E0 es la diferencia de potencial entre el potencial calculado y el potencial natural en el punto de conexión de la tubería y el rectificador.

Este valor se impone para determinar cuán lejos se puede llegar con el sistema de protección catódica para obtener un mínimo de cambio catódico a tierra remota en el punto más lejano al sistema de protección catódica.

El potencial E(x) no considera caídas IR debido a la presencia del lecho anódico. La ecuación (3) considera que el lecho anódico esta idealmente remoto del ducto a proteger, es decir que el cambio de potencial en el suelo debido al lecho anódico, en la vecindad del ducto es cero. Pero esto no es posible en la vida real, siempre existirá una influencia del lecho anódico en el potencial medido con la corriente aplicada.

Para conocer la cantidad de caída IR debida al lecho anódico, y agregar este valor al valor obtenido con la ecuación (3) es necesario contar con ecuaciones que describan la influencia IR generada por el lecho anódico en las cercanías del ducto, pero esto será tema para una próxima presentación.

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Un miembro de Winn & Coales International13

Proceso normativo para la gestión del ciclo de vida de equipos estáticos MSc. Ernesto Primera

ASME PTB-2: Guía para la Gestión del ciclo de vida e Integridad de Equipos a Presión

ASME Speaker Bureau & Global Instructor primeram2@asme.org www.asme.org

NACE PCIM: Sistema de Gestión de Integridad de Corrosión en Tuberías.

ASME B31.85: Sistema de Gestión de Integridad de Tubería a Gas API 1160: Gestión de Integridad de Tuberías de Líquidos

Técnicas de Inspección ASNT • Magnetic Particle Testing (MT) • Liquid Penetrant Testing (PT) • Radiographic Testing (RT) • Electromagnetic Testing (ET) • Visual Testing (VT) • Acoustic Emission Testing (AE) • Laser Testing Methods (LM) • Leak Testing (LT) • Magnetic Flux Leakage (MFL) • Neutron Radiographic Testing (NR) • Thermal/Infrared Testing (IR)

Leyenda: ASME: American Society of Mechanical Engineers NACE : National Association of Corrosion Engineers ASNT: American Society for No Destructive Testing API: American Petroleum Institute NBIC: National Board Inspection Cod WRC: The Welding Research Council PCC: Post Construction Committee 14

1-Identificación de Mecanismos de Daño WRC Bulletin 488 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in The Pulp And Paper Industry WRC Bulletin 489 & API 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in The Refining Industry WRC Bulletin 490 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in Fossil Electric Power Industry ASME PCC-3 Inspection Planning Using RiskBased Methods (Appendices B & C)

2- Estándares de Diseño y Construcción API Std 530/ISO 13704 Calculation of HeaterTube Thickness in Petroleum Refineries API Std 620 Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks API Std 650 Welded Tanks for Oil Storage ASME B&PV Code, Section VIII – Division 1 Rules for Construction of Pressure Vessels ASME B&PV Code, Section VIII - Division 2 Rules for Construction of Pressure Vessels – Alternative Rules ASME B&PV Code Section VIII – Division 3 Rules for Construction of Pressure Vessels – Alternative Rules for Construction of High Pressure Vessels (VIII-3) ASME B31.3 Process Piping

3- Códigos de Inspección

en Servicio

API 510 Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rerating, Repair and Alteration API 570 Piping Inspection Code: Inspection, Repair Alteration and Rerating of In-Service Piping Systems API 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction NACE Internal Corrosion Direct Assessment (ICDA) NACE External Corrosion Direct Assessment (ECDA) NB-23 National Board Inspection Code API RP 580 Risk-Based Inspection API RP 581 Risk-Based Inspection Technology ASME PCC-3 Inspection Planning Using RiskBased Methods

4- Códigos para Evaluación de Aptitud para el Servicio.API Std 579-1/ASME FFS-1 2007 Fitness-For-Service

5- Código de Reparación ASME PCC-2 Standard for the Repair of Pressure Equipment and Piping

Códigos Complementarios API RP 572 Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers, and Condensers) ASME PCC-1 Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly API RP 575 Inspection of Atmospheric & Low Pressure Storage Tanks API RP 574 Inspection Practices for Piping System Components

API 691 Risk-Based Inspection of Rotating Equipment API RP 576 Inspection of Pressure-Relieving Devices API RP 573 Inspection of Fired Boilers and Heaters API RP 520/521 Pressure Relief Systems (PRS) API RP 585 Pressure Equipment Investigation API 941 High Temperature Hydrogen Attack API RP 584 Integrity Operating Windows API RP 583 Corrosion Under Insulation API 577 Welding & Metallurgy API 936 Refractory

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La Gestión del mantenimiento y Confiabilidad de Ductos ante la caida del precio del Petroleo Un análisis propositivo del efecto de la reducción presupuestal en la efectividad de los programas de mantenimiento y cómo enfrentarlo.

La disminución de ingresos de los países petroleros debido a la caída del precio del petróleo hace inevitable la reducción del gasto público de los gobiernos, que en consecuencia se podrá ver reflejada en una disminución del presupuesto destinado al mantenimiento de sus instalaciones. ¿Podría impactar esto en un incremento en la accidentabilidad de las instalaciones petroleras en el mediano plazo? Si no se optimizara la gestión del mantenimiento y confiabilidad de las instalaciones si podría ocurrir. ¿Cómo lograrlo?

El propósito de esta columna es destacar el beneficio técnico-económico que una correcta y responsable Gestión de la Integridad Mecánica puede proporcionar a favor no solo de ductos de transporte y recolección de hidrocarburos, sino también de tuberías de proceso, tanques de almacenamiento y recipientes a presión al interior de plataformas y otros activos de producción o procesamiento; independientemente a que un enfoque de criticidad y riesgo similar se pueda también enfocar a equipos y maquinaria de otra índole.

Lo que en ninguna instalación y país deseamos son accidentes particularmente si tienen efectos hacia las personas, al entorno y a las instalaciones mismas. Cuando ocurre un accidente -además de estos daños y pérdida de imagen- las empresas económicamente pierden mucho al detenerse la producción, tener que cubrir daños y gastar en reparaciones o reemplazo de los equipos o instalaciones involucrados, aún con la intervención y cobertura que pueda tener algún 16 seguro contratado.

Habría sido deseable que esta reducción presupuestal no ocurriera -como lo exponía hace algunos días; sin embargo, siendo inminente y anunciada como ya lo es en el caso de México y que dicho sea de paso, en opinión del Autor es una medida muy responsable desde la perspectiva de administración de los recursos del País- lo subsiguiente es canalizar eficientemente el uso del presupuesto disponible en todos los Activos Petroleros. ¿Cómo hacerlo? Es aquí donde los profesionales especializados por formación y experiencia en el Análisis de Integridad Mecánica y la Administración de Integridad tendrán -junto con funcionarios y demás involucrados en el mantenimiento y operación de ductos e instalaciones- un papel preponderante en el mantenimiento de su integridad mecánica y confiabilidad aún con bajo presupuesto.

Las instalaciones petroleras sabemos están sujetas a la intervención de factores internos y externos agresivos a la sanidad del material con el que están fabricadas, degradándolas en su integridad y poniéndolas en varios de los casos en riesgo de falla, donde uno de los factores más comunes como lo es la corrosión –por ejemplo y por todos muy conocido, este se hace aún más relevante en las zonas costeras donde se tienen ductos playeros, terminales marinas, ductos submarinos y plataformas –y no es que las demás sean menos importantes, pero es ahi donde el efecto de la salinidad del ambiente es más dañina a su integridad física.

De esta forma, es innegable que cuando ocurre un accidente en instalaciones petroleras, al menos alguna variable se ha salido de nuestro control, aún con el mejor programa de mantenimiento que se hubiera diseñado. ¿Qué pasaría entonces cuando se cuenta con un menor presupuesto destina-

Elfego Simbrón Hernández

Socio Fundador de IP Oil& Gas Solutions, Director de IDISA México y Agente Capacitador Externo acreditado por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social (México).

do a mantenimiento, por la razón que sea? ¿Estaríamos propensos a tener más accidentes en las instalaciones a nuestro cargo? Esto no es deseable, pero así podría suceder si no hacemos un uso más eficiente de los recursos económicos disponibles, pero…

¿Cómo mantener con seguridad y operando confiablemente a las instalaciones aún con menor presupuesto disponible?

La respuesta está en una “obligada”, ética, rigorista y “más observada aplicación en el caso de las autoridades” de las metodologías, prácticas y regulaciones disponibles en materia de Administración de Integridad mecánica con el propósito de que continúen operando confiablemente en base al mejor control posible de variables y escenarios de riesgo; tema que no es nuevo y que de hecho hay muchos avances en la materia -como API 1160 (en el caso de oleoductos), ASME B31.8S (en el caso de gasoductos) o la NOM 027 SESH 2010 para ambos tipos de ductos en el caso de México -aunque también esfuerzos dispersos en opinión del autor, haciendo falta al momento algo más quizá a manera de Eje Rector en el corto plazo, mediante el que la aplicación de estos conocimientos fundamentados en un cúmulo de investigaciones científicas permita determinar y aprovechar la capacidad que realmente aún tienen estas instalaciones, permitiendo además –como otro de sus resultados, priorizar su mantenimiento hacia aquellas que estén operando con mayor riesgo, y de ahí sucesivamente atendiendo las demás, lo que salvo la mejor opinión del lector de-

bería ser tomado como “la ruta de trabajo” por default aún habiéndose ya recuperado el precio del petróleo, permitiendo después una mayor rentabilidad y con ello una mayor inversión en programas más oportunos y adecuados de mantenimientcomo lo indicábamos en nuestra publicación anterior en LATINCORR. El uso de las tecnologías actuales de inspección, metodologías de evaluación, códigos y regulaciones en la materia canalizado a través de “una adecuada gestión” de la integridad mecánica y confiabilidad tendría que haber evitado por lo menos una gran cantidad de los derrames y otros accidentes de los que hoy sabemos, si esto no ha ocurrido es sencillamente porque “algo no se está haciendo bien o se está dejando de hacer”, por la razón que sea. ¿Cómo superar esta si-

ción y otras actividades complementarias que sean necesarias, así como implementar las acciones de reparación y las medidas de mitigación que se vayan requiriendo conforme a los diversos escenarios de riesgo por factores propios o ajenos a la operación de los sistemas de ductos. Para que esto se logre, la misión obligada de los profesionales especializados en la Gestión de Integridad Sin duda hay empresas que conoMecánica y Confiabicen y realizan muy bien su aplicalidad de Instalaciones ción, pero hay quienes aún no han será determinar cómo adoptado por completo la filosofía recuperar y mantener que busca la Gestión de Integridad el buen estado físico Mecánica, empresas en las cuales de las instalaciones; dese abre una mayor posibilidad de biendo esto sin embaraccidentabilidad considerando esto go ser impulsado por dentro de un escenario de menor los funcionarios y aupresupuesto; por lo cual principaltoridades que en cada mente a estas es a quienes con el caso corresponda. debido y total respeto dirigimos esta publicación, que como propósito de fondo tiene concientizar para buscar reducir al máximo la ocurrencia de accidentes en instalaciones, de cualquier empresa y de cualquier país.

Estimado Lector, tomar la decisión de apoyarse al máximo en la Gestión de Integridad Mecánica–que propiamente son conocimientos basados en la ciencia e ingeniería -es sin duda el camino más indicado particularmente en tiempos con gran incertidumbre sobre la recuperación del precio del petróleo, para mantener operando de forma segura a las instalaciones con el menor uso posible de recursos; siendo esta gestión de gran utilidad para cualquier empresa petrolera, pero particularmente útil en los países más dependientes de su producción petrolera, en los que decidir un recorte total al presupuesto de mantenimiento como una medida de ahorro o austeridad por la situación social que se viva o avecine a nivel de país provocaría después erogar mucho más por concepto de recuperación de integridad mecánica o de su aptitud para el servicio.

tuación? La respuesta está precisamente en el párrafo anterior, con la participación de profesionales con formación académica y experiencia verificada en la materia y desde luego con la gestión administrativa que le precede por parte la Alta Dirección en las empresas petroleras y de las Autoridades en los Gobiernos, cuando así corresponda.

Lo anterior inevitablemente nos conduce al requerimiento urgente de una mayor profesionalización o de una mayor capacitación de los Técnicos e Ingenieros de las empresas tanto a nivel ejecutivo como directivo, lo que no se contrapone al uso priorizado de recursos, pues es en base a que el personal esté lo más capacitado posible que se tendría la capacidad de realizar una mejor Gestión de la Integridad y con ello del uso más eficiente de recursos, independientemente esto a que a nivel de toda la empresa se haga posible afrontar la reducción de presupuesto en otros rubros del gasto corriente en base a la aplicación de metodologías de “Confiabilidad Operacional para la Gestión de Activos” que permiten eficientar el Management entre las instalaciones, los procesos y las personas, generando incluso la rentabilidad necesaria para todo inversionista y país.

La Gestión del mantenimiento, basado en Estudios de Integridad Mecánica, permite priorizar las acciones de inspección, evalua17

Conclusiones 1. Comprendiendo, promoviendo y realizando correctamente la

3. Para lograr su efectividad, la tarea de gestionar la integri-

Gestión de Integridad Mecánica de Instalaciones permitirá mantenerlas operando confiablemente, independientemente a cualquier recorte presupuestal en la partida de mantenimiento siempre y cuando no se elimine o suspenda en su totalidad tal presupuesto.

dad mecánica y confiabilidad debe ser permanente y personalizado - además de ética, consciente y responsable- a cada sistema de ductos e instalaciones, jamás puede ser una receta y en adición debe mantenerse siempre evolucionando, atentos a las nuevas prácticas.

2. Los principios y la filosofía de administración de integridad

4. Definitivamente la Gestión de Integridad y Confiabilidad debe ser perfectamente comprendida en todos los niveles

basada en riesgo pueden aplicarse no solo a ductos de transporte y recolección, también es posible aplicarlos a tuberías de proceso, recipientes a presión y tanques de almacenamiento haciendo el mejor uso de los estándares API 580 (inspección basada en riesgo) y API 579 (evaluación de aptitud para el servicio), y en su caso, aplicandolos principios de riesgo y criticidad en el mismo sentido que correspondan a otro tipo de equipos, lo que significa que sí es posible hacer un mejor uso presupuestal a nivel de toda la empresa.

18

ejecutivos y directivos de cualquier empresa -para hacerse cargo o para supervisar su correcta ejecución- lo cual solo se logra en base a la implementación de esquemas de capacitación adecuadamente diseñados e impartidos por instructores de amplia experiencia y en activo preferentemente, es decir actualmente desempeñándose dentro de proyectos o contratos.

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E

V

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FECHA

N

T

EVENTO

O LUGAR

Febrero 09 - 12, 2015

PPIM 2015 - Pipeline Pigging & Integrity Management Conference

Houston, TX - USA

Febrero 24 - 26, 2015

NACE - Northern Area Western Conference 2015

Calgary, AB - CANADA

Febrero 25 - 26, 2015

III Conferencia de Petróleo, Gas y Electricidad

Lima - PERU

Marzo 11 - 13, 2015

Australasian Oil & Gas - Exhibition & Conference

Perth - AUSTRALIA

Marzo 15 - 19, 2015

NACE - Corrosion 2015

Dallas, TX - USA

Marzo 25 - 27, 2015

8va Expominas Maquinaria pesada y Construcción 2015

Quito - ECUADOR

Marzo 24 - 26, 2015

World Heavy Oil Congress 2015

Edmonton, AB - CANADA

Abril 14 - 16, 2015

PECOM - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico

Villahermosa - MEXICO

Abril 16 – 17, 2015

XII Colombian Mining & Energy Conference 2015

Medellin - COLOMBIA

Abril 17 - 18, 2015

ASME International Oil & Gas Pipeline Conference 2015

New Delhi - INDIA

Abril 22 - 23, 2015

2nd International Pipeline Coating Conference 2015

Abu Dhabi - UAE

Abril 28 - 30, 2015

5th Colombia Oil & Gas - Conference & Exhibition

Cartagena - COLOMBIA

Abril 28 - 1 May, 2015

Bring on the Heat 2015

Houston, TX - USA

Mayo 04 - 07, 2015

OTC 2015

Houston, TX - USA

Mayo 05 - 07, 2015

COATech 2015

Monterrey - MEXICO

Mayo 18 – 19, 2015

Argentina Shale Gas and Oil Summit 2015

Buenos Aires - ARGENTINA

Junio 01 - 03, 2015

35th International Conference & Trade Show (ILTA International Liquid Terminal Association)

Houston, TX - USA

Junio 10 - 13, 2015

CMP - Congreso Mexicano del Petróleo

Guadalajara - MEXICO

Junio 16 - 18, 2015

LAPS 2015 - XXV Edición de la Exposición Latinoamericana del Petróleo

Maracaibo - VENEZUELA

Julio 29 - 31, 2015

NACE PIMS - Latin America

Quito - ECUADOR

Agt. 12 – 14, 2015

VI COPAEND – Congreso Panamericano de Ensayos no Destructivos & VIII Congreso Internacional de Soldadura

Cartagena - COLOMBIA

Agt. 23 - 26, 2015

ASCE - Pipeline 2015 Conference

Baltimore, MD - USA

Agt. 26 - 28, 2015

XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2015

Bogotá - COLOMBIA

Agt. 31 - 02 Sept, 2015

NACE - Central Area Conference 2015

St. Louis, MO - USA

Sept. 15 - 17, 2015

Pipeline Week

The Woodlands, TX - USA

Sept. 16 - 18, 2015

XV Ecuador Oil & Power 2015

Quito - ECUADOR

Sept. 20 - 24, 2015

Corrosion Technology Week 2015

Austin, TX - USA

X Argentina Oil & Gas - Expo 2015 & 2do Congreso Latino Americano y del Caribe de perforación,

Buenos Aires - ARGENTINA

Oct. 10 - 14, 2015

ASCE’s 145th Annual Civil Engineering Conference

New York, NY - USA

Oct. 18 - 21, 2015

NACE - Northern Area Conference 2015

Ottawa - CANADA

Oct. 28 - 30, 2015

NACE - Western Area Confenrence 2015

Scottsdale, AZ - USA

Oct. 05 - 08, 2015

reparación y servicios de pozos

Para más información de participar en alguno de estos eventos por favor visítenos www.latincorr.com o contáctenos al info@latincorr.com

S

Calendario de Cursos Corrosión Básica Abril 13 – 17, 2015 Houston, TX - USA Abril 13 – 17, 2015 Bogota - COLOMBIA Junio 29 – Julio 3, 2015 Madrid – ESPAÑA Septiembre 21 – 25, 2015 Cuernavaca - MEXICO

CIP Nivel 1 Abril 11 – 16, 2015 Dubai - UAE Mayo 2 – 7, 2015 Houston, TX - USA Mayo 3 – 8, 2015 Marabella - TRINIDAD

Mayo 25 – 30, 2015 Madrid – ESPAÑA Junio 1 – 6, 2015 Quito – ECUADOR Julio 19 – 24, 2015 Houston, TX – USA (En Español)

CP2-Protección Catódica (Technician) Abril 13 – 18, 2015 Bogota – COLOMBIA Abril 20 – 25, 2015 Buenos Aires - ARGENTINA Mayo 18 – 23, 2015 Cuernavaca - MEXICO Octubre 5 – 10, 2015 Madrid – ESPAÑA

Mayo 18 – 23, 2015 Cuernavaca – MEXICO Junio 1 – 6, 2015 Houston, TX – USA (En Español)

CP3-Protección Catódica (Technologist)

Julio 20 – 25, 2015 Quito - ECUADOR

Julio 6 – 11,2015 Bogota - COLOMBIA

CIP Nivel 2

CP4-Protección Catódica (Specialist)

Abril 13 – 18, 2015 Quito - ECUADOR Mayo 25 – 30, 2015 Cuernavaca – MEXICO Junio 8 – 13, 2015 Houston, TX – USA (En Español)

Recubrimientos en conjunto con Protección Catódica

Julio 6 – 11, 2015 Bogota - COLOMBIA

Abril 12 – 17, 2015 Houston, TX - USA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Interferencia CP

Abril 13 – 18, 2015 Buenos Aires - ARGENTINA 22

Septiembre 14 – 19, 2015 Bogota - COLOMBIA

Mayo 11 – 16, 2015 Cuernavaca - MEXICO

Septiembre 13 – 18, 2015 Houston, TX - USA

Pipeline Corrosion Integrity Management Septiembre 7 – 11, 2015 Cuernavaca - MEXICO Octubre 19 – 23, 2015 Houston, TX - USA

Corrosión Interna para Tuberías (Básico) Abril 20 – 24, 2015 Madrid – ESPAÑA Mayo 4 – 8, 2015 Bogota - COLOMBIA Julio 20 – 24, 2015 Cuernavaca - MEXICO

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado) Agosto 10 – 14, 2015 Cuernavaca - MEXICO Octubre 19 – 23, 2015 Bogota - COLOMBIA

Diseño para el Control de Corrosión Junio 15 – 19, 2015 Madrid – ESPAÑA Junio 28 – Julio 2, 2015 Houston, TX - USA

PCIM – Pipeline CorrosionIntegrity Management Septiembre 7 – 11, 2015 Cuernavaca - MEXICO Octubre 19 – 23, 2015 Houston, TX - USA

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Noticias Bélgica ahora tendrá tubería subterránea para transportar cerveza Enero, 2015 - Las tuberías en Bélgica tendrán un

recorrido de tres kilómetros y se calcula que podrían canalizarse alrededor de seis mil litros de cerveza por hora.

Una conocida cervecería de la ciudad belga de Brujas construirá una tubería subterránea para transportar cerveza. Su intención es reducir el número de camiones de distribución en el centro de la ciudad. El proyecto ya cuenta con el visto bueno de las autoridades.

El director de esta cervecería, Xavier Vanneste, explica que las tuberías estarán fabricadas de polietileno. “Es más resistente que una tubería de acero. Así estamos seguros de que no hay fugas o extracciones ilegales”, dijo a la cadena euronews.

Las tuberías tendrán un recorrido de tres kilómetros y se calcula que podrían canalizarse alrededor de seis mil litros de cerveza por hora y eso evitaría así la circulación de 500 camiones diarios.

Su construcción empezará este año o a principios del próximo.

Fuente: http://peru.com/actualidad/internacionales/belgica-tendra-tuberia-subterranea-transportar-cerveza-noticia-314336

BHP recorta gasto en perforación de crudo de esquisto en medio desplome de precios del petróleo BHP (BHP.AX: Cotización)(BLT.L: Cotización) planea concentrarse en la perforación de la Enero, 2015 - BHP Billiton dijo el miércoles que cuenca de Black Hawk, mientras reduce su recortaría su gasto en perforación de petró- operación en Permian y Hawkville. leo de esquisto en los próximos seis meses, “Sin embargo, mantendremos esta actividad ya que busca cumplir con su promesa de no bajo revisión y realizaremos nuevos cambios si reducir los dividendos ante el colapso de los creemos que retrasos en el desarrollo crearán precios del mineral de hierro, el cobre y el cru- más valor que la producción en el mediano do. plazo”, dijo en un comunicado el presidente La mayor minera del mundo aseguró que ejecutivo de la compañía, Andrew Mackenzie. recortaría el número de plataformas que utiliza a 16 desde las 25 actuales para junio de este año y que en febrero entregaría nuevas actualizaciones al mercado sobre su revisado presupuesto de perforación, establecido originalmente en 4.000 millones de dólares para su año financiero.

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La gigante minera, que se diferencia de sus rivales por mantener activos de petróleo y gas, aseguró que hasta ahora ha gastado 1.900 millones de dólares en perforaciones continentales de los 4.000 millones de dólares originalmente dispuestos.

La estrategia de BHP ha sido expandirse hacia el petróleo y el gas, pero ahora sufre no sólo de la fuerte baja de los precios del mineral de hierro, del cobre y del carbón, sino que también del desplome de un 60 por ciento en los valores del crudo en los últimos meses.

El plan de Mackenzie para simplificar a BHP y centrarse en el mineral de hierro, cobre, carbón y petróleo mientras divide sus activos de aluminio, manganeso, cierto parte de níquel y carbón en una nueva compañía, limitará su capacidad de devolver capital a los accionistas en el corto plazo.

Fuente: http://lta.reuters.com/article/idLTAKBN0KT2J820150120

Grupos energéticos recortarán gastos Las mayores compañías de energía del mundo están programando el recorte de miles de millones de dólares de gastos de capital, conforme establecen planes esta semana para responder a la drástica caída de los precios del petróleo.

Enero, 2015 - Las mayores compañías de energía

del mundo están programando el recorte de miles de millones de dólares de gastos de capital, conforme establecen planes esta semana para responder a la drástica caída de los precios del petróleo.

La inversión en la exploración y el desarrollo de campos de gas y petróleo podría disminuir en un 20 por ciento, o 28 mil millones de dólares, para el año 2017 respecto al año pasado, según analistas de Morgan Stanley, ya que la industria protege los pagos de dividendos al exprimir los flujos de caja.

Este sombrío pronóstico llega en momentos en que algunos de los mayores grupos petroleros del sector privado están a punto de reportar fuertes caídas de ganancias. De estos grupos, sólo Royal Dutch Shell anunciará un aumento, y eso se debe sólo a que su rendimiento fue tan pobre hace un año que tuvo que emitir una advertencia de ganancias.

Los productores independientes más pequeños sentirán más agudamente los efectos de la caída. Wood Mackenzie estima que las compañías tendrán que reducir los costos totales en 170

mil millones, o 37 por ciento a través de toda la industria, incluyendo a los grupos de propiedad nacional, para mantener la deuda neta en los niveles del año pasado, asumiendo un precio de 60 dólares por barril para el crudo Brent, comercializado internacionalmente. El Brent, ahora a menos de $50 por barril, ya se encuentra un 50 por ciento por debajo de los $99 que promedió en 2014.

“Los bajos precios del petróleo representan la mayor amenaza para las ganancias de la industria del gas y el petróleo desde la crisis financiera de 2008”, advirtieron analistas de Wood Mackenzie.

Las acciones de los seis grupos más grandes de EE.UU., y de Europa por capitalización bursátil – ExxonMobil, Chevron, Shell, Total, BP y ConocoPhillips – han caído entre un 4 y un 24 por ciento desde que el crudo se desplomó desde sus niveles máximos a mediados de junio del pasado año cuando se encontraba a más de 115 dólares por barril.

Aparte de Shell, se espera que reporten caídas del 19 al 57 por ciento en sus ganancias del cuarto trimestre.

IainReid de BMO Capital Markets, dijo que las ganancias del cuarto trimestre de un grupo más amplio que incluye a Eni de Italia, Petrobras de Brasil y Rosneft de Rusia, se verían “gravemente afectadas” por la caída del petróleo, al disminuir 39 por ciento respecto al año anterior.

También se podrían anunciar más despidos debido a que BP y ConocoPhilli dijeron que iban a recortar cientos de puestos en sus divisiones del Mar del Norte. Los analistas aún no esperan recortes de dividendos. El presidente ejecutivo de BP, Bob Dudley, dijo la semana pasada que la intención de la compañía de mantener el pago era “sólida como una roca”.

Pero los inversionistas querrán ver pruebas de que se están acelerando los programas de reducción de costos ya puestos en marcha. “El mercado probablemente se enfocará en la rapidez con que las grandes petroleras puedan adaptarse al nuevo entorno y las medidas que toman para resistir un escenario de prolongada debilidad de los precios”, dijo MartijnRats de Morgan Stanley.

AlastairSyme, de Citigroup, advirtió que a medida que las compañías se ajustan a precios más bajos a largo plazo, podrían reducir el valor de proyectos con problemas, tales como Kashagan en Kazajstán, cuyo costo se va a incrementar en alrededor de 4 mil millones de dólares ya que el consorcio que lo desarrolla se está viendo obligado a reemplazar tuberías con fugas.

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Noticias ARGENTINA

Por la baja del crudo, la Argentina pagaría 30% menos por el gas que llega por barco El exceso de oferta internacional de commodities energéticos también tiene su lado amable para la presidenta Cristina Kirchner y las cuentas públicas. Mientras los funcionarios subsidian la producción local de petróleo para evitar despidos por parte de las empresas, evitar una caída de la producción y sostener las inversiones, ahorrará unos cuantos millones por la reducción del monto a pagar en la factura de importación.

Enero, 2015 - Según un informe publicado por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) - la agencia federal norteamericana regula el mercado energético y las transacciones entre Estados - el precio del Gas Natural Licuado (LNG, según su abreviación en inglés), la alternativa que eligió el Gobierno para compensar la menor producción de gas, se pagaría en la terminal de regasificación de Bahía Blanca a 9,61 dólares por millón de BTU.

Si el pronóstico se cumple, implicaría una baja en el precio a pagar por la Argentina del orden del 30%, en comparación, por ejemplo, con los 13,6 dólares por millón de BTU que se le pagó a un barco que ingresó al país en noviembre del año pasado. Y mucho más aún en comparación con los más de 16 dólares que se llegó a pagar en otros momentos.

El descuento se aplicará sobre una cuenta gigantesca. Hasta noviembre del año pasado, Enarsa e YPF, las dos principales gestoras de la importación de gas, habían pagado 3.409 millones de dólares por esas compras al exterior.

El número, si bien es una parte sustancial del déficit energético y tiene responsabilidad en los problemas cambiarios de la Argentina, es menor al de 2013.

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Consultado por El Inversor Online, el ex secretario de Energía Enrique Devoto mostró cierto escepticismo. “Dudo que vayamos a pagar ese precio. Nosotros vamos a seguir pagando entre 16 y 17 dólares, ya que importamos desde otros lugares como Trinidad y Tobago, Egipto y Nigeria”.

La Argentina es el mayor importador de GNL de todo el continente americano incluso por encima de Estados Unidos, que redujo notablemente sus importaciones sustituyéndolas por producción local de shale gas.

El autoabastecimiento se ve lejano. Desde 2008 las importaciones de GNL crecen año a año y representan casi el 50% de las importaciones de gas para abastecer la demanda interna. La producción nacional de este hidrocarburo cayó por décimo año consecutivo.

Sin embargo, la tendencia puede verse modificada. “La baja de la actividad, sumado a las pocas fluctuaciones climáticas no hacen preveer un aumento considerable en las importaciones”, opinó Devoto.

Fuente: http://www.petrolnews.net/noticia.php?&r=24830

BRASIL

Dilma Rousseff acepta la renuncia de la presidenta de Petrobras Febrero , 2015 La presidenta de Brasil, Dilma Rous-

seff, acorralada en distintos frentes, políticos y económicos, ha decidido tratar de atajar uno: el de la mayor empresa pública de América Latina, la petrolera Petrobras, carcomida por sucesivos escándalos de corrupción que la han devaluado en dos de sus terceras partes. Rousseff ha decidido este martes, según Reuters, aceptar la renuncia de Graça Foster, la presidenta de la mega empresa con más de 85.000 empleados. Foster, desde hacía meses, había puesto el cargo en manos de la jefa del Estado, pero esta acababa siempre –hasta hoy, tras una reunión entre las dos- por respaldarla. Ahora bien: aún no hay fecha fija para la salida efectiva, que podría retrasarse incluso semanas.

La semana pasada se hizo público que el valor de lo robado por el sistema de corrupción, sumado a ciertos proyectos ineficaces, asciende a 88.000 millones de reales (casi 34.000 millones de dólares).

Esto, según varios articulistas de la prensa brasileña, ha pesado definitivamente en la destitución de Foster, que llevaba tres años en el cargo y que hasta ahora ha actuado, además de como primera gestora de una gigantesca empresa vapuleada, como escudo político de la presidenta.

Bastó que hoy A Folha de São Paulopublicase la destitución en su edición digital para que las acciones de la petrolera se disparasen hasta un 10%. A finales del año pasado, en un desayuno con periodistas en Brasilia, Rousseff defendió a Foster, de quien se considera una amiga personal y afirmó que no pretendía sustituirla. “La conozco. Y me consta su seriedad y su corrección”, aseguró. Pero dos meses en la actual vorágine de malas noticias que acosan al Gobierno de Rousseff es mucho tiempo. La sangría de Petrobras es ingente: en 2010 valía 380.200 millones de reales (126.000 millones de euros). Cuatro años después, consecuencia, en su mayor parte, de inversiones mal calculadas y de las revelaciones de la corrupción que la carcome, su valor es 2,3 veces menor: 112.000 millones de reales (42.000 millones de dólares). Aun gana dinero, eso sí, aunque las ganancias del tercer trimestre de 2014 cayeron un 9,07% respecto al mismo período de 2013, según el informe de resultados publicado el miércoles, que no incluye lo robado.

Mientras, los escándalos siguen sucediéndose. Hoy mismo, Julio Camargo, uno de los acusados de sobornar a altos cargos de Petrobras que, bajo arresto, se han animado a denunciar el sistema de corruptelas, aseguraba que pagó 12 millones de reales (4.5 millones de dólares) para obtener concesiones de obras y añadió que el pago de sobornos en esta empresa por parte de las empresas concesionarias era “una realidad institucionalizada”.

El de Petrobras no es el único problema que acosa a la presidenta, que tomó posesión el pasado 1 de enero. De hecho, el año se cerró con la economía en plena fase de parálisis, con el PBI coqueteando muy poco por encima del 0. El FMI calcula que Brasil, uno de los países emergentes que hacía años asombraba al mundo con crecimientos por encima del 6%, sólo superará un anémico 0,3%. La exportación de materias primas se ha atascado y la industria se encoge: de hecho, la producción industrial reculó el año pasado un 3,2%, el peor registro desde 2009.

Y todo será peor si no llueve. Y mucho. La mayor sequía desde hace 80 años amenaza con racionar el agua cinco días a la semana a los habitantes de la mayor ciudad del país, São Paulo, si las presas no se

llenan antes del mes de abril. Muchos pobladores ya de barrios periféricos ven cómo el grifo languidece seco muchas horas al día, hay bares y restaurantes que ya contratan regularmente camiones cisterna y la demanda de bidones gigantes de plástico se ha disparado ante la amenaza, cada vez más cierta, de que toda esta mega urbe se quede seca.

Las consecuencias no sólo serán sociales. También económicas. La sequía encarece los precios de los alimentos, perjudica a la ya herida industria y, de rebote, afectará al suministro (y al precio) de la energía eléctrica. Todo esto repercutirá automáticamente en el talón de Aquiles de la economía brasileña, la inflación, que ya se encuentra en el límite tolerado por el Gobierno, un 6,5%. Los expertos aventuran, además, que si no empieza a llover, sólo en la industria, la sequía significará un retroceso de 0,6% del PIB. Por si esto no fuera poco, Rousseff cosechó el domingo una derrota política en la Cámara de Diputados, donde fue elegido presidente de la Cámara de Diputados, Eduardo Cunha, un viejo adversario que aventura, para la presidenta, una difícil legislatura parlamentaria.

Fuente: http://internacional.elpais.com/internacional/2015/02/04/actualidad/1423007658_143673.html

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Noticias COLOMBIA

Cenit, afectada por caída de petróleo Cenit, la filial de Ecopetrol que nació en 2012, especializada en el transporte y la logística de hidrocarburos, anunció que su plan de inversiones para 2019 supera los US$4 billones. kbd y 40 kbd, respectivamente. Y San Fernando Monterrey, que asegura la evacuación de los campos Chichimene y Castilla hasta la estación de bombeo Monterrey y con capacidad de 390 kbd.

También está en la lista Magdalena Medio 100, que sube la posibilidad de transporte de crudo desde Ayacucho hasta Coveñas e incrementa el volumen de almacenamiento de crudo en Coveñas en 1.200 kbls. Aparece también Ocensa Potencia 135.

Diciembre, 2014 - La millonaria cifra estará enfocada, además de en el sostenimiento de los 9.000 kilómetros de oleoductos y poliductos por donde se mueve el crudo y los refinados que se producen en el país, en unos 10 proyectos puntuales.

Y en cuanto a los refinados, está en las cuentas Galán-Sebastopol 305, Costa Norte-Galán, que aumenta el tamaño operativo a 130 kbd del sistema Pozos Colorados hasta Galán y en donde se movilizan 100 kbd de nafta y 30 kbd de ACEM o gasolina. Junto a estos figura Diluyente 120, que amplía la capacidad de transporte de diluyente a 120 kbd.

Para los crudos, en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, donde busca el incremento de capacidad de transporte hasta 250 kbd (miles de barriles por día).

Con Ocensa Delta 35, en los segmentos 2 (PorvenirVasconia) y 3 (Vasconia-Coveñas), quieren subir 35

Thomas Rueda, presidente de Cenit, advirtió que hay dos proyectos estratégicos para el negocio y su desarrollo: Olecar, con una posibilidad de movilizar desde 170 a 300 kbd, y OAP-Oleoducto al Pacífico, que tiene una capacidad desde 250 a 400 kbd.

Thomas Rueda, Presidente de Cenit.

Fuente:http://www.elespectador.com/noticias/economia/cenit-afectada-caida-de-petroleo-articulo-531296

Rueda dejó claro que, a pesar de ser ambicioso, el presupuesto de inversión tendrá recortes desde el próximo año, que se sentirán con más fuerza en 2016, 2017 y 2018. “Tenemos que esperar los resultados de la junta de Ecopetrol el 12 de diciembre.

Por ahora no habrá impacto en 2015, pero sí en los años venideros”. La causa son los bajos precios del petróleo, que esta semana tocaron mínimos de los últimos cinco años, promediando los US$66 por barril.

El directivo recordó además que “aún se tiene mucha tubería vieja”, por lo que para ser más eficientes es necesaria la inversión. Sin embargo, recordó que siguen lidiando con los ataques terroristas a la tubería, un flagelo que este año hizo que el país no cumpliera con la meta de producción del millón de barriles por día, baja acompañada de los pocos hallazgos y reservas probadas de las compañías. “No invertimos si la industria no tiene los barriles para transportar. Por eso esperamos subir la capacidad de transporte a 1,4 millones de barriles por día a 2015.

Es la capacidad suficiente para los años que vienen en Colombia”

En alianza 50-50 con Anadarko, Ecopetrol empieza nuevas perforaciones Febrero, 2015 -Según indicó la compañía petrolera este año ya se inició la perforación de tres nuevos pozos en aguas profundas. Y a pesar de que la compañía solo invertirá cerca de US$200 millones en exploración, US$432 millones menos que el año pasado, intentará reforzar la campaña exploratoria offshore (costa afuera), tanto en Colombia como en el exterior, asociándose con compañías extranjeras.

Siendo así, ya inició con la perforación de tres pozos en el mar: dos en el Caribe colombiano, Calasú y Kronos, y uno más en el Golfo de México en Estados Unidos.

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El pozo Kronos está localizado en el bloque Fuerte Sur y en él participan Ecopetrol (50%) y Anadarko

(50%). El pozo Calasú está ubicado en el bloque Fuerte Norte y allí también Ecopetrol está asociado en partes iguales con Anadarko. Finalmente, en el Golfo de México (E.U.) se perforará el pozo Sea Eagle junto a su socio Murphy.

Según comunica la compañía en 2014 la actividad exploratoria offshore de Ecopetrol y las empresas del grupo dio como resultado tres pozos con presencia de hidrocarburos de ocho perforados, lo que significó una tasa de éxito del 37,5%.

De esa actividad exploratoria los que registraron presencia de hidrocarburos fueron Rydberg (Shell 57,2%, Ecopetrol America 28,5% y Nexen 14%) y

León (Ecopetrol America 40% y Repsol 60%).Entre tanto, Orca-1 (Petrobras 40%, Ecopetrol 30% y Respol 30%), se constituyó en el primer hallazgo de hidrocarburos en aguas profundas en el Caribe colombiano.

Es esta la razón por la cual varios analistas del sector creen que es fundamental que la compañía no disminuya sus esfuerzos en el área de inversión en exploración ya que solo así generarán el aumento de producción y de reservas para el futuro.

Fuente: http://www.larepublica.co/en-alianza-50-50-con-anadarko-ecopetrol-empieza-nuevas-perforaciones_220016

Invertirán 320 mdd en Colombia para gasoductos y oleoductos Para fortalecer el sector energético colombiano, la Corporación Financiera Internacional (IFC) del Grupo Banco Mundial, anunció que junto a otras consorcios invertirá 320 millones de dólares en Pacific Midstream LLtd., una empresa en crecimiento que cumplirá un importante papel en las iniciativas para mejorar el sistema de oleoductos y gasoductos.

El Banco Mundial informó en un un comunicado, que esta inversión representa el mayor consorcio liderado por IFC para el sector de infraestructura de Colombia. El financiamiento se otorga para apoyar a Pacific Midstream a fortalecer su infraestructura energética en el país.

En los próximos meses otros 60 millones de dólares serán suministrados como capitalización adicional para la empresa.

Con esta inversión, IFC y el consorcio adquieren una

La Corporación Financiera Internacional del Grupo Banco Mundial anunció que junto con otros consorcios invertirá 320 millones de dólares en Paficic Midstream para mejorar el sistema de oleoductos y gasoductos en Colombia.

participación en Pacific Midstream, que continuará siendo una afiliada de Pacific Rubiales Energy, el mayor productor independiente de petróleo en Colombia, señala el informe de prensa.

Recuerda el informe de prensa que Pacific Rubiales ha tenido un rol preponderante en el desarrollo de redes de oleoductos para el transporte de crudo. A través de Pacific Midstream, la inversión mejorará la logística del sector del gas y petróleo de Colombia, y ayudará a resolver las limitaciones en materia de transporte que han restringido el crecimiento del sector petrolero del país.

La mejora de los oleoductos de Colombia derivará en menores costos de transporte para el sector del petróleo e impulsará nuevas inversiones en el sector.

Además, la ampliación de la infraestructura de tuberías también desplazará el transporte por camión y

lo cambiará por alternativas más seguras y limpias, lo que reducirá la huella ambiental de la industria petrolera en Colombia, resalta el informe.

“Esta inversión en Pacific Mainstream enfatiza la importancia estratégica y el valor de nuestros activos de infraestructura para el sector de gas y petróleo en Colombia”, manifestó Ronald Pantin, director de Pacific Infrastructure.

“Esta inversión es un nuevo ejemplo de los esfuerzos de IFC para reducir los problemas de infraestructura que están obstaculizando al sector petrolero colombiano. Nuestra colaboración con Pacific Rubiales y sus afiliadas cumplirán un importante papel en el fortalecimiento de este sector mediante la mejora de los estándares ambientales y de seguridad, así como la confiabilidad de la infraestructura de la industria petrolífera de Colombia”, manifestó Irene Arias, directora de IFC para América Latina y el Caribe.

Fuente: http://eleconomista.com.mx/industria-global/2014/12/17/invertiran-320-mdd-colombia-gasoductos-oleoductos

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Noticias HONDURAS

Exploración petrolera se realiza en 35 mil kilómetros cuadrados Bloque de exploración comprende desde el Cabo de Gracias a Dios hasta Batalla, Perforación de pozo que colinda con el departamento de “En el caso de que se verifique que hay Colón. Hasta 2019 se sabrá si hay o no petróleo, se completará con la perforapetróleo en Honduras. Febrero, 2015

Tegucigalpa Un área de 35 mil kilómetros cuadrados de las costas marítimas de Honduras del departamento de Gracias a Dios está siendo explorada para determinar si existe petróleo en Honduras.La empresa británica BG Group es la encargada de realizar las exploraciones desde el año anterior y comprende desde el Cabo de Gracias a Dios a inmediaciones del paralelo 15 hasta Batalla, sector que colinda con el departamento de Colón.Andrew Hepburn, gerente para Honduras de BG Group, explicó a EL HERALDO que desde hace más de un año se está trabajando en la zona de La Mosquitia.“Estamos en el proceso de exploración, es decir, en la búsqueda de petróleo en Honduras”, enfatizó Hepburn.Explicó que los trabajos que se llevan a cabo en el Mar Caribe van a tener una duración de seis años, por lo que faltan cinco de exploración.El ejecutivo de la empresa fue enfático al expresar que “en este momento no podemos decir si hay o no hay petróleo. Lo que sí podemos decir es que estamos avanzando y a medida que pasa el tiempo vamos obteniendo más información”.Después de terminar el proceso de exploración, que es hasta el 2019, vamos a saber si hay y de qué calidad es el producto, prosiguió.

Este es el segundo año que la empresa BG Group realiza exploraciones en este sector.

Al inicio se determinó que las exploraciones serían en cinco mil kilómetros cuadrados, pero el área se extendió a los 35 mil kilómetros cuadrados, que representan el 15 por ciento de la zona marítima que le corresponde a Honduras en el departamento de Gracias a Dios.Para determinar y verificar si existe producto en el fondo del mar, la empresa realizará varios estudios más, pues este apenas es el segundo año de los seis que establece el contrato de exploración que la compañía firmó con el gobierno el 2013.

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ción de un pozo y perforar un pozo no está contemplado en los próximos cuatro años”, aseguró Andrew Hepburn.“Si encontramos, estaremos con interés en hacer la perforación, pero eso todavía no se ha decidido, por lo que será en el 2017 que vamos a saber si se puede”, aseguró el ejecutivo de BG Group, que es una empresa británica que se dedica a la exploración de yacimientos de gas y petróleo en diferentes partes del mundo.

“El área de exploración en la que trabajamos es en un bloque en la costa de Gracias a Dios que cubre 35 mil kilómetros cuadrados”, reiteró.Esa es un área que comprende el 15 por ciento de la parte marítima que pertenece a Honduras en el Mar Caribe.Para los próximos cuatro años, la empresa exploradora va a realizar cuatro estudios más, aparte de los que ya se han realizado en el último año y medio.Para el caso, el estudio de gravimetría se realizó entre abril y mayo de 2014, donde se utilizó un avión con un sistema avanzado de tecnología.Después se realizó un muestreo del fondo marino donde se extrajeron alrededor de 200 muestras de barro, las que están siendo analizadas en laboratorios y verificar si contienen partículas de gas o petróleo.Para el mes de abril se van a realizar los estudios sísmicos y se considera que será “el más importante hasta este momento de la exploración”.

Para los próximos años se van a realizar más estudios en sitios específicos.“Necesitamos empezar estudiando todo el bloque y poco a poco vamos a ir refinando las áreas donde queremos trabajar”, dijo Hepburn.

Para continuar con el proceso, para el mes de abril se tiene programado que llegue al país un barco especializado de la empresa Western Geco, para realizar un estudio sísmico durante dos meses y medio, como parte del proceso de exploración petrolera.En esta nueva etapa de los trabajos de exploración petrolera con el barco se va a elaborar un mapa del subsuelo marino como parte del estudio sísmico que empezará

Fuente: http://www.elheraldo.hn/inicio/793178-331/exploración-petrolera-se-realiza-en-35-mil-kilómetros-cuadrados

en los primeros días de abril y terminará a mediados de junio de este año.Este período se ha seleccionado para coincidir con la veda de pesca de camarones, pepino del mar y langosta; de esta manera se espera reducir el impacto en la zona.Este año también se tiene programado concluir el estudio de batimetría iniciado en el 2014 y llevar a cabo el muestreo del fondo marino mediante el cual se obtendrán partes de sedimento del fondo del mar que serán analizados en un laboratorio para determinar si existe evidencia de petróleo o gas.

Inversiones realizadas Hasta el 31 de diciembre de 2014, BG Group había invertido un aproximado de 21 millones de dólares, es decir alrededor de 430 millones de lempiras en el proceso de exploración.De acuerdo a lo que establece el contrato entre el gobierno de Honduras y BG Group, la empresa debe invertir un mínimo de 12 millones de dólares, unos 250 millones de lempiras en los primeros dos años de exploración y 10 millones de dólares, alrededor de 210 millones de lempiras más, en el tercer y cuarto.En los primeros 18 meses de vigencia del contrato, BG Group ha superado la inversión mínima y está planificando una inversión mucho más importante para los próximos dos años y medio, dijo José Galdames, titular de la Secretaría de Recursos Naturales, Minas y Ambiente.El contrato vigente contempla una serie de beneficios especiales para Honduras, que se otorgarán durante un período de seis años, como un proyecto social y medioambiental de más de 28 millones de lempiras para las comunidades costeras, capacitaciones en temas relacionadas a petróleo y gas para el personal de Estado de Honduras, valoradas en más de 12 millones de lempiras y un canon de más de seis millones de lempiras que ya fue pagado por la empresa.

USA

Petrolera ANADRKO paga histórica multa por daño ambiental Este acuerdo de 5.150 millones de dólares supera a los US$4.525 millones que pagó la petrolera británica BP por sus vertidos sobre el Golfo de México en 2010.

La compañía estadounidense pagó US$5.150 millones a la Justicia de EE.UU., que utilizará parte de ese dinero para remediar los daños medioambientales que causó Tronox, una filial de esa empresa que se declaró en bancarrota.

Enero, 2015-El acuerdo de la mayor indemnización de este tipo pactada en Estados Unidos se anunció el pasado abril, en noviembre se confirmó tras un periodo de revisión pública y la petrolera abonó la multa, informó el secretario adjunto de Medio Ambiente del Departamento de Justicia, John C. Cruden.

De acuerdo con los términos del acuerdo, el Gobierno de EE.UU.estima que, de estos 5.150 millones de dólares, 4.400 millones se destinarán a indemnizar a las 7.000 personas que vivieron bajo los efectos de la contaminación y a limpiar las zonas dañadas, entre las que destacan los estados de Oklahoma, Illinois y Arkansas. Entre las zonas dañadas se encuentra la nación navajo, la mayor comunidad indígena del país con 300.000 censados, que reparte su territorio entre el noroeste de Nuevo México, el noreste de Arizona y el sureste de Utah.

El dinero lo recibirán directamente los gobiernos tribales de las tribus indias de la nación navajo, los gobierno estatales y cuatro fondos medioambientales de respuesta creados especialmente para limpiar las zonas dañadas. Otro fondo recibirá 600 millones de dólares para abonar indemnizaciones a las personas que durante 85 años sufrieron los daños de Kerr-McGee (matriz de Tronox y comprada por Anadarko en 2006) y sus negocios químicos,

energéticos y de manufactura.

La compañía negoció con el Departamento de Justicia, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) y Anadarko y algunas de sus filiales para alcanzar un acuerdo sobre la multa que debía de pagar la petrolera por los daños causados por Tronox, fabricante de dióxido de titanio que se acogió a la ley de bancarrotas en 2009. Un tribunal de bancarrotas estableció que la compañía Kerr-McGee había trasladado de forma fraudulenta activos a otra entidad (la “nueva” Kerr-McGee) para evitar sus responsabilidades por la limpieza de los puntos contaminados, que ascienden a más de 2.000.

Este intento fue criticado por la fiscal del Distrito Sur de Nueva York, Preet Bharara, que consideró que “Kerr-McGee intentó escapar de las consecuencias de sus fechorías transfiriendo sus activos más valiosos a sus filiales”. “Como muestra el acuerdo histórico de hoy, el Gobierno no permitirá escapar a los que contaminan y no pagan el daño que han infligido a nuestra tierra, nuestro agua y nuestra gente”, agregó Bharara.

Este acuerdo de 5.150 millones de dólares supera a los 4.525 millones de dólares que pagó la petrolera británica BP por sus vertidos sobre el Golfo de México en 2010.

Fuente: http://www.dinero.com/empresas/articulo/multa-petrolera-anadarko/205168

Halliburton anuncia planes para despedir entre 5,000 y 6,500 empleados

Esta foto de archivo del 8 de abril de 2011 muestra instalaciones de Halliburton en Port Fourchon, Louisiana. Halliburton dijo este 10 de febrero de 2015 que recortaría hasta en un 8 por ciento su fuerza de trabajo mundial debido a los bajos precios del petróleo que han deprimido la inversión en esta industria

En lo que constituye la última ronda de despidos vinculados a la industria petrolera, la empresa Halliburton anunció el martes que tiene planes de despedir a entre 5,000 y 6,500 personas para compensar el colapso de los precios del crudo.

Los recortes representan entre el 6.5 y el 8 por ciento de la fuerza general de la empresa de 80,000 empleados. Con la medida de Halliburton aumentarían a más de 30,000 empleados despedidos en las últimas semanas por las cuatro empresas más grandes de servicios petroleros.

Eso representa el 9.4 por ciento de su fuerza laboral en conjunto. “Valoramos a cada uno de nuestros empleados, pero desafortunadamente estamos enfrentando una realidad difícil en la que los recortes son necesarios para lidiar con el desafiante ambiente de mercado”, expresó en un comunicado la portavoz de Halliburton Emily Mir. Los recortes afectarán a “todas las operaciones de Halliburton”, añadió Mir.Halliburton, con sede en Houston, es la mayor empresa de fracturación hidráulica en Estados Unidos y la segunda proveedora de equipos petroleros, después de Schlumberger. Mir agregó que los despidos se derivan de la propuesta de adquisición, por 34,600 millones de dólares, de su rival menor Baker Hughes, aunque las empresas han expresado que esperan “sinergias” en la fusión que, según analistas, incluirán recortes de empleos.

Baker Hughes ha anunciado que despedirá a 7,000 personas a nivel mundial debido a la caída de los precios del petróleo.

Los despidos de Halliburton incluyen los 1,000 empleaos que en diciembre anunció que recortaría en varias regiones del hemisferio oriental.

Fuente:http://lavoztx.com/news/2015/feb/10/halliburtonanuncia-planes-para-despedir-entre-500/

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Noticias NIGERIA

Una filtración en la fábrica de Shell provoca un derrame de miles de barriles de petróleo en el Delta del Níger Diciembre, 2014 - El vertido de petróleo, procedente

de una filtración en la fábrica de Shell, que afecta a los pescadores del Delta del Níger, en Nigeria, se ha extendido muchas millas a través del océano.

Cerca de 3.800 barriles han sido derramados, de acuerdo con la investigación llevada a cabo por la compañía y el personal gubernamental. Se trata de uno de los peores vertidos que ha afectado a Nigeria en años, según han afirmado los grupos ecologistas de la zona. Por su parte, la compañía afirma que el derrame ha sido causado por el intento fallido de robo de crudo.

La compañía se encuentra bajo la presión de pagar indemnizaciones por otros vertidos En un trayecto en barco hasta la zona afectada, Reuters ha podido comprobar la existencia de crudo en piscinas próximas a la playa, el revestimiento de las raíces de las palmeras y el rastro de fauna marina muerta. En algunas zonas, los habitantes han tratado de recogerlo con tambores y bidones.

“Hemos visto peces y cangrejos muertos... El derrame ha tenido lugar a 8 millas naúticas de la orilla por lo que se han debido derramar miles de barriles”, ha afirmado el jefe del Centro de Recursos Medioambientales del Delta del Níger, Alagoa Morris.

Shell cerró sus tuberías de 28 pulgadas que llevaban petróleo ‘Bonny Light’ el pasado 22 de noviembre pero el origen del vertido procedía de una tubería de 24 pulgadas, cerrada el año pasado. Nigeria, el primer país africando en producción de petróleo, pierde miles de barriles al

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día por robo, que suelen causar vertidos, aunque mundos de ellos son causados por las tuberías corroídas.

Un portavoz de Shell ha afirmado que cerca de 1.200 barriles fueron recuperados hasta el pasado martes y “los esfuerzos continúan” en la Isla de Bonny.

“No podemos ir a pescar, se ha destruido todo nuestro equipo de pesca”, ha afirmado el pescador Boma Macaulay, añadiendo que se trata del peor vertido de petróleo visto en, al menos, cinco años.

Otros vertidos La compañía se encuentra bajo la presión de pagar indemnizaciones por otros vertidos. Según

anunció el Parlamento el mes pasado, Shell debería pagar cerca de 4.000 millones de dólares (3.250 millones de euros) por otro incidente similar en Bonga.

Por su parte, la comunidad de Bodo, en Ogoniland, ha demandado a su alcalde por dos vertidos masivos que tuvieron lugar en 2008 y devastaron la zona.

Shell ha afirmado que su ‘joint-venture’ SPDC, de la que el Gobierno nigeriano posee la mayor parte, realizó explosiones para contener el crudo.

El pescador Emmanuel Reuben ha afirmado que sus beneficios han caído estrepitosamente, de 50.000 nairas (226 euros) por día a 5.000 nairas (22 euros). “Ni siquiera es suficiente para el barco que uso para pescar”, ha añadido.

Fuente: http://www.iagua.es/noticias/nigeria/ep/14/12/03/filtracion-fabrica-shell-provoca-derrame-miles-barriles-petroleo-delta

VENEZUELA

Asociación Venezolana de Hidrocarburos ratificó su compromiso con la industria petrolera La Asociación Venezolana de Hidrocarburos ratificó este viernes su compromiso con la industria petrolera durante una reunión con las autoridades nacionales.

“Hemos intercambiado opiniones sobre el mercado petrolero mundial y un conjunto de acciones que estamos analizando”, manifestó Asdrúbal Chávez.

En dicho encuentro están presentes el ministro para Petróleo y Minería, Asdrúbal Chávez, y el presidente de Pdvsa, Eulogio del Pino.

Asimismo, informó que acordaron a lo largo del año continuar con estos encuentros: “Ha sido un encuentro importante para el desa-

rrollo de los proyectos que tenemos en la Faja Petrolífera del Orinoco”.

Durante el acto, los representantes de Chevron y ENI expusieron sus deseos de seguir participando en negocios con el país.

Fuente: http://economia.noticias24.com/noticia/110564/asociacion-venezolana-de-hidrocarburos-ratifico-su-compromiso-con-la-industria-petrolera/

Para mas información: sales@interglobals.com

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Noticias PERU

La protesta se desarrolla en la mayor base de crudo del país, cuya explotación está a cargo de la empresa argentina. Los manifestantes reclaman una compensación económica por daños ambientales.

Indígenas ocupan pozos petroleros y obligan a Pluspetrol a frenar la producción Enero, 2015 - Cientos de indígenas de distintas etnias de la Amazonia peruana ocuparon por la fuerza 14 pozos de la petrolera argentina Pluspetrol. Los manifestantes reclaman una compensación económica por el usufructo de sus tierras, informó la empresa en un comunicado.

La medida provocó “la paralización de 14 pozos de producción de la base petrolera Jibarito en el Lote 1AB, así como el bloqueo del tránsito fluvial en un tramo del río Tigre”, admitió Pluspetrol sobre la zona afectada, localizada en la frontera de Perú con Ecuador. Se trata de la mayor base petrolera del país. Con el bloqueo al acceso fluvial de la zona, los manifestantes retuvieron un total de ocho embarcaciones de la empresa.

Los indígenas, pertenecientes a las etnias achuar y kichwa, reclaman un diálogo con la empresa para contemplar sus reclamos como condición previa

para abandonar las instalaciones, señaló Carlos Sandi, presidente de la Federación de Comunidades Nativas del Corrientes (Feconaco).

En la misma declaración, el representante de la Feconaco explicó que Pluspetrol estaría incumpliendo el reconocimiento al derecho de compensación por el uso de canteras, y precisó: “Las comunidades quieren una compensación por el uso de tierras de una manera consensuada por el pueblo y la incorporación de una empresa comunal para que ingrese a trabajar en ese lote”.

Sandi denunció, a su vez, que tras reunirse con representantes de la petrolera en la localidad de Andoas, en el noroeste de Perú, fracasó un primer intento de acuerdo con la empresa. “La petrolera sigue en su posición, no hay ningún arreglo”, afirmó el dirigente nativo, citado en un comunicado de la federación.

Pluspetrol había informado la víspera de su disposición al diálogo “en un ambiente de paz social”, exhortando a los nativos a deponer la medida de protesta. Además, la compañía aseguró que la producción diaria de crudo de petróleo en la zona afectada representa unos 3.100 barriles. La petrolera argentina extrae petróleo en la selva nororiental y gas natural en la selva sur de Perú.

Los incidentes entre indígenas y petroleras que operan en la Amazonia peruana son frecuentes en los últimos años, en el marco de denuncias nativas de contaminación de ríos y suelos. El gobierno peruano ha declarado en emergencia ambiental varias zonas del lote 1AB en los últimos años por los altos niveles de contaminación por hidrocarburos y derrames.

Los lotes petrolíferos en esa región representan todo un desafío por su ubicación remota y semiaislada, a la que se llega sólo por avión o en barcazas por los ríos amazónicos.

Fuente: http://www.petrolnews.net/noticia.php?&r=24825

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