Latincorr Marzo 2017

Volumen 7- Número 1 - Marzo 2017

www.la ncorr.com

Evolución Norma va de la Administración de la Integridad de ductos en las Américas

Mantener el acero libre de corrosión Breve descripción de la Interferencia de Corriente Alterna (CA) en ductos de transmisión y su mi gación

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CONTENIDO

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Evolución Normativa de la Administración de la Integridad de ductos en las Américas.

Tecnología.

Mantener el acero libre de corrosión.

Breve descripción de la Interferencia de Corriente Alterna (CA) en ductos de transmisión y su mitigación.

Noticias NACE para el área de Latino América.

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EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios V. LATINCORR, LLC. 23501 Cinco Ranch Blvd.

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COLABORADORES DE ESTA EDICIÓN: Carlos A. Palacios T., Cima-TQ Ernesto Primera, ASME Global Instructor Rogelio de las Casas, De Las Casas CP Gustavo Romero, Penspen Mexico Tony Collins, EonCoat Elfego Simbron, IP Oil & Gas Solutions

Volumen 7- Número 1 - Marzo 2017 ISBN 978-0-615-44427-7 ISSN 2165-9524

VENTAS Y MERCADEO: Carlos A. Palacios V. sales@latincorr.com EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar sgyarfasn@gmail.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

¡MÉXICO LINDO Y QUERIDO…!. El encuentro con LATINCORR es uno de los congresos más esperados por las empresas petroleras especializadas en corrosión, esto debido a que se lleva a cabo cada dos años y su interesante y actualizado alcance informativo es de gran utilidad para la industria. Este congreso, ofrece a través de sus expositores, temáticas de gran interés como los son las nuevas tecnologías desarrolladas en los equipos; exitosas técnicas para las inspecciones de tuberías y tanques y la actualización de normas NACE/API/ASME. Fue México el país que con especial cortesía hospedó al X Congreso Latinoamericano de Corrosión LATINCORR 2016.

El evento fue conducido por más de cien presentaciones técnicas y treinta empresas que protagonizaron la exposición comercial. Tal como estaba previsto en agenda, al tercer día de las presentaciones, el comité de NACE se reunió para analizar cuál sería la temática central presentada por la mayoría de los expositores comerciales, siendo seleccionado como tópico principal la Administración de Integridad de Activos.

Latinoamérica ha sido escogida, por excelencia por el equipo de NACE, como punto de encuentro para la conferencia PIMS (Pipeline Integrity Management Seminar). En el año 2016 el país anfitrión fue Ecuador, este año la sede para el evento será Lima, Perú. Aprovecho esta edición para extender la más cordial invitación al sector petrolero y empresas relacionadas con la materia, a que participen activamente integrándose en las actividades programadas para darle apoyo al interesante tema de corrosión en Latinoamérica.

Para NACE International es de vital importancia mantener informado al sector petrolero e industrias afines. Es por ello que teniendo como referencia nuestra revista, LATINCORR, dedicada por entero a la difusión y/o publicación de lo que acontece en el amplio ámbito de la industria petrolera, hemos considerado publicar los boletines semestrales de NACE que reseñan noticias generales sobre la asociación y la industria, así como las actividades más relevantes de NACE International, esperando que lleguen de manera directa al mercado Latinoamericano.

Para LATINCORR, es un honor servir como agente multiplicador de información sobre NACE International, autoridad mundial sobre corrosión. Del 12 al 14 de Junio de 2017, en la ciudad de Houston, Texas, se llevará a cabo la conferencia ILTA (International Liquid Terminals Association) la cual además de contar, de manera especial, con presentaciones técnicas en idioma español, dividirá su programación en 3 secciones: Equipo y Tecnología, Aspectos de Negocio y Operaciones de Terminales. Entre los expositores que harán posible estas presentaciones, estarán presentes reconocidas empresas tales como: Phillips 66, ABB, HMT, SYZ Colombia, entre otras.

Tengamos presente que lo que somos vale en la medida de lo que hacemos por los otros. Es esencial crear sinergías entre todos los involucrados en el area de corrosión, pues al apoyarnos mutuamente, lograremos construir el más beneficioso alcance petrolero en Latinoamérica y así experimentar mayor aceptación a nivel mundial.

Atentamente, Carlos A. Palacios V. Editor en Jefe

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Evolución Normativa de la Administración de la Integridad de Ductos en las Américas Gustavo Adolfo Romero Urdaneta / Gerente General Penspen México g.romero@penspen.com

“El Aseguramiento de la Integridad no es una moda, es una cultura de trabajo orientada a la excelencia de la gestión de operación y mantenimiento de los activos de una organización”.

Históricamente el transporte de petróleo y gas y otros fluidos relacionados con la industria química y petroquímica, minería, agua potable y residual, se ha realizado a través de tuberías principalmente de acero, ya que siguen siendo el método más confiable y más económico en comparación con los otros modos de transporte. Los operadores tienen la responsabilidad de operar y mantener los ductos de manera segura y confiable sin causar efectos adversos a la comunidad y trabajadores, medio ambiente, activos, operación, reputación y a las finanzas de la empresa. Es por esto que se han dedicado números esfuerzos en la determinación, creación y prueba de nuevas metodologías basadas en las mejores prácticas y experiencias de los mismos operadores y expertos, para prevenir fallas en los sistemas de tuberías principalmente estimando el riesgo y priorizando las actividades de operación y mantenimiento a mantener y/o garantizar la integridad. A pesar de todos los esfuerzos realizados, numerosas fallas en tuberías con consecuencias catastróficas siguen ocurriendo en todos los países que integran al continente americano, especialmente debido al incumplimiento de planes de las actividades de mantenimiento, antigüedad de los sistemas de ductos e instalaciones con uso más allá de su vida útil, personal con capacitación inadecuada, cambios en las condiciones más allá de los límites del diseño, falta de direccionamiento de acciones preventivas 6

especificas a los problemas particulares de cada operador, uso de procedimientos inadecuados, reducciones de presupuesto del mantenimiento sin un enfoque al riesgo, diseño y construcción no alienados a las necesidades de operación y mantenimiento, mal manejo del cambio, desconocimiento del riesgo e inadecuada aplicación de los códigos, estándares y regulaciones desarrolladas para evitar o disminuir la probabilidad de falla en tuberías. Es por esto que, la Gestión o Administración de Integridad surge como una alternativa de solución a los problemas de organización y gestión del personal responsable de la integridad de las tuberías para el manejo de los fluidos antes mencionados.

Asociaciones y organizaciones técnicas han desarrollado una base normativa para orientar y dirigir el desarrollo e implementación de la Gestión de la Integridad de ductos, que ha ido madurando desde la simple planificación y ejecución de actividades de mantenimiento enfocadas a los ductos de mayor importancia o criticidad en base a su valor para la empresa, pasando por el desarrollo e implementación de Programas de Administración de Integridad de Ductos (PAID) basados en el riesgo y fortaleciéndose en el tiempo, tomando una dirección enfocada a involucrar a toda la organización y no solo al departamento de integridad o de mantenimiento a través, de los conocidos Sistemas de Administración

de Integridad de Ductos (SAID) o conocidos por sus siglas en ingles PIMS (Pipeline Integrity Management System).

Canadá y Estados Unidos debido a su antigüedad y experiencia en el sector petrolero han sido pioneros en lo que se refiere a la administración de la Integridad de ductos en las Américas. Canadá con la regulación para tuberías en tierra (OPR-99: Onshore Pipeline Regulations 1999) y los Estados Unidos con el Código de Regulaciones Federales (CFR) que rige el funcionamiento de tuberías que manejan líquidos peligrosos (CFR 49 § 195.452: 2001 y CFR 49 § 192 Subpart O: 2004). La API (American Petroleum Institute) en el año 2001 publicó la primera edición del estándar 1160 “Sistemas de Administración de Integridad de Ductos que manejan fluidos peligrosos” el cual propone el desarrollo de un Programa de Administración de Integridad de ductos (PAID) enfocado a las zonas de alta consecuencia definidas por el CFR y que priorice las actividades de mantenimiento en función del riesgo estimado y de las revisiones realizadas al mismo programa. Paralelamente, ASME (American Society of Mechanical Engineers) público el estándar B31.8S “Sistemas de Administración de Integridad de Gasoductos” dirigido a sistemas de ductos onshore construidos de materiales ferrosos y que transportan gas, que igualmente propone el desarrollo de un Programa de Administración de la Integridad de

Ductos (PAID) basado en el riesgo de falla de los ductos. Ambos estándares están siendo utilizados no solo por los operadores de los Estados Unidos sino también por empresas Operadoras en otros de otros países del continente, públicos y privados, con un enfoque entonces, en el desarrollo específicos de PAID´s basados en el riesgo.

La implementación de un Sistema de Administración de Integridad de Ductos no solamente se refiere al PAID, este tipo de sistemas va más allá de ser un simple documento, del seguimiento de indicadores, de la planeación y ejecución de actividades, del cumplimiento de una regulación; un SAID involucra a toda la organización en sus

diferentes niveles, socios, personal propio y personal y/o servicios subcontratados, con el fin de asegurar la integridad de los ductos desde la fase de conceptualización y diseño, procura y construcción, operación y mantenimiento hasta el abandono.

Las instituciones gubernamentales y el gobierno propiamente dicho del resto de los países del continente, han creado leyes y regulaciones a través de la promulgación de un marco jurídico y legal orientado a la gestión de la Integridad que está permitiendo regular y fiscalizar las actividades que los operadores planifican y ejecutan para garantizar la integridad de sus activos, en

este caso de los ductos. La mayoría de estas leyes y reglamentos se fundamentan en las recomendaciones y requerimientos descritos en los estándares publicados por la API y ASME, por lo que igualmente exigen el desarrollo de PAID y no de un Sistema completo que asegure la integridad desde la fase de diseño de los ductos. Hoy en día, algunos países americanos han desarrollado normas y reglamentos que han comenzado a exigir a los operadores la implementación de Sistemas de Administración de Integridad, ya que se ha demostrado que los PAID por si solos no pueden garantizar la integridad de los ductos.

Gestión de Integridad. Historia en Américas Canadá y Los Estados Unidos debido a su antigüedad y experiencia en el sector petrolero han sido pioneros en lo que se refiere a la administración de la Integridad de ductos como una estrategia para la prevención de fallas que puedan generar consecuencias catastróficas. Los países restantes que integran al continente se han ido sumando progresivamente. En las Américas esta tendencia a la administración de integridad ha llevado un crecimiento progresivo a través de los últimos 20 años, Figura 1.

En Espera de Aprobación de Reglamento) Ecuador Guía Metodológica para el Desarrollo e Implementación del SGIR – 2015 - Chile NOM-EM-003-SECRE-2012 (Gas) México ICONTEC NTC 5901 2012 (Líquidos). Colombia Resolution N° 06/2011, Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural – RTDT. Brasil NOM-027-SESH-2010 Recol. y Transp. de Hidrocarburos.

DECRETO 280 Reglamento Seguridad para el Transp. y Dist. de Gas de Red. Chile ICONTEC NTC 5747 2009 (Gas) Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación. Colombia

NAG 100 la Parte O Distribución de Gas Natural Argentina

RTHD 2007 Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Perú RTTHLC, Resolución 1460/2006. Argentina Hidrocarburos Líquidos

2004 CFR 49 (Código Federal de Regulación) part 195.192 Gas. USA 2001 CFR 49 (Código Federal de Regulación) part 195.452 (Hidrocarburos Líquidos). USA

1999 National Energy Board (NEB). Canada Onshore Pipeline Regulations (OPR) SOR/99-294 Figura 1. Evolución de la Incorporación de la Gestión de la Integridad de Ductos en Américas.

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Cuando se inicia con el desarrollo de un PIMS, surgen algunas preguntas como, ¿Quién será el responsable?, ¿Estará el operador listo para esta metodología?, ¿Qué ductos del Sistema deben estar incluidos?, ¿Es sólo para cumplir con la Ley?, ¿Será un Plan o será un Programa o será un Sistema?, ¿Qué normas, estándares, regulaciones, reglamentos y/o leyes debo aplicar?, ¿Cuánto será el costo para el operador?, ¿Cuánto tiempo durará?, entre otras preguntas más.

PENSPEN ha desarrollado un modelo para el desarrollo, Implementación y Auditoria de Sistemas de Gestión de Integridad de Ductos, que consta de 17 elementos representados en una pared estructural de bloques relacionados y dependientes entre sí, que requiere del compromiso de la alta dirección del operador, del personal propio responsable por él operador y del personal o empresas subcontratadas que estarán directa o indirectamente relacionada con actividades establecidas por el Sistema de Gestión. Este modelo no es una camisa de fuerza que el operador debe utilizar, por el contrario este modelo puede ajustarse a la realidad del operador con la única intención de llevarlo en un camino de crecimiento en el Sistema de Gestión hasta lograr los objetivos propuestos por el Sistema, por el operador y sus socios.

Este modelo ha sido utilizado con éxito en diferentes países del continente Americanos donde PENSPEN ha tenido la oportunidad de trabajar, no solamente para el sector Oil & Gas en países como México, Ecuador, Estados Unidos, Colombia, Argentina y Perú, sino para otras industrias como minería en países como Chile, Perú y Brasil y transporte y distribución de agua en México y Ecuador.

Esta metodología fue desarrollada a partir de las recomendaciones de mejores prácticas, códigos internacionales relacionados con la Gestión de Activos y la extensa experiencia del grupo de especialistas de PENSPEN en esta área. Con este modelo nuestro equipo de expertos puede responder y resolver todas las dudas e inquietudes que un operador puede tener cuando requiere del desarrollo, implementación y/o auditoria para la detección de mejoras en sistemas actualmente implementados.

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Figura 2. Modelo PIMS de PENSPEN.

Bibliografía •Pipeline Integrity Management Course. Balancing the risks and costs. Dennis Keen. Head of Integrity Management Systems. Penspen, 2014.

•Outline Pipeline Integrity Management System Manual for a UK Onshore Pipeline. Penspen.

•PIMS-TN-001. Pipeline Documentation - Worldwide. Dennis Keen. 2015 •ISO 55001 to PIMS Elements. Oliver Hodgson. Penspen, 2015.

•Curso de Corrosión Interior de Ductos. NACE International. 2007 •Curso de Corrosión Básica. NACE International. 2004 •IBP1198-07 Pipeline Integrity Management for Sustainable Profitability and Compliance. Prem P. Sharma. Rio Pipeline 2007.

•Pipeline Integrated Management Systems - An Integrated Model Malcolm Toft, Dennis Keen and Andy Fuller, Penspen, UK. Pipeline Technology Conference 2015.

•Phill Hopkins, 2008. Learning from Pipeline Failures. Penspen Library. Australia.

•José G. Aranguren y Col. Sistema de Gerenciamiento de Integridad de Líneas de Flujo y Producción de Pozos de BG Bolivia.

Integrity Assessment Services - BG Bolivia.

•PEP-PAID-002-2011. Plan de Administración de Integridad de Ductos PAID. Petróleos Mexicanos PEMEX.

Normas Oficial Mexicana (NOM) •NOM-027-SESH-2010, Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos.

•NOM-EM-003-SECRE-2012, Diseño, construcción, seguridad, operación y mantenimiento de sistemas de almacenamiento de gas licuado de petróleo mediante planta de depósito o planta de suministro que se encuentran directamente vinculados a los sistemas de transporte o distribución por ducto de gas licuado de petróleo, o que forman parte integral de las terminales terrestres o marítimas de importación de dicho producto.

Normas de Referencia Internacional •API STANDARD 1160. Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines.

•ASME B 31.8S. Managing System Integrity of Gas Pipelines.

•ASME B31.4-2012. Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries.

•ASME B31.8-2010. Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

•BS EN 16348:2013. Gas infrastructure - Safety Management System (SMS) for gas transmission infrastructure and Pipeline Integrity Management System (PIMS) for gas transmission pipelines - Functional requirements.

•BS PD 8010-4:2012. Pipeline systems Part 4: Steel pipelines on land and subsea pipelines – Code of practice for integrity management

•BS ISO 55000:2014. Asset management — Overview, principles and terminology.

•BS ISO 55001:2014. Asset management — Management systems — Requirements.

•BS ISO 55002:2014. Asset management — Management systems — Guidelines for the application of ISO 55001.

•DNVGL-RP-0002-2014. Integrity management of subsea production systems.

•DNV-OS-F101-2012. Submarine Pipeline Systems.

•DNV-RP-F116-2009. Integrity Management of Submarine Pipeline Systems.

•DNV-RP-F206-2008. Riser Integrity Management.

•NACE SP 0113-2013. Pipeline Integrity Method Selection.

•ISO 9001:2008. Sistemas de gestión de la calidad —Requisitos

Otras Referencias ARGENTINA •Decreto Supremo N° 081-2007-EM, Reglamento Técnico Para El Transporte De Hidrocarburos Líquidos Por Cañerías (RTTHL).

Argentina •NAG-10. Normas Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución de gas natural y otros gases por cañerías. ENARGAS, Argentina.

BRASIL •Regulamento Técnico 2/2011. Regulamento técnico de Dutos terrestres Para Movimentação de petróleo, derivados E Gás natural (RTDT). ANP, Brasil.

CANADA •SOR/99-294. National Energy Board Onshore Pipeline Regulations. CONSOLIDATION 2015. National Energy Board, Canada.

•Facilities Integrity Management Program Recommended Practice, 1st Edition May 2013 CEPA, Canada.

CHILE •Decreto 280, Reglamento de Seguridad Para El Transporte Y Distribución de Gas de Red. 2009. Chile.

•Guía metodológica para el desarrollo e Implementación del Sistema de gestión de integridad de redes. SGC 2015. Chile.

COLOMBIA •Norma Técnica Colombiana NTC 5901. Gestión de Integridad de Sistemas de Tubería Para Transporte de Líquidos Peligrosos.

ICONTEC 2012. Colombia.

•Norma Técnica Colombiana NTC 5747. Gestión de integridad de gasoductos. ICONTEC 2009. Colombia.

PERÚ •Decreto Supremo N° 081-2007-EM. Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Perú.

USA •DOT § 192.903 Subpart O—Gas Transmission. Pipeline Integrity ManagementPipeline and Hazardous Materials Safety Administration. USA. •DOT § 195.452 § 195.452 Pipeline integrity management in high consequence areas. Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration. USA.

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TECNOLOGÍA

DolphiTech desarrolla nueva plataforma ensayos no destructivos (END) DolphiTech anunció hoy planes para ofrecer una nueva gama de instrumentos de ultrasonido con capacidades ampliadas para ensayos no destructivos e inspección de materiales. Basado en su tecnología de ultrasonidos y transductores, DolphiTech ofrecerá soluciones NDT (END) con transductores intercambiables para diferentes materiales y aplicaciones. El lanzamiento del producto está previsto para octubre de 2017.

El nuevo sistema, codificado DolphiCam 2, incluirá una selección de transductores en una amplia gama de frecuencias. DolphiCam 2 también incluirá características para la integración robótica, conectividad de red general y inspecciones remotas de expertos (Remote NDT). DolphiTech también intensificará sus

esfuerzos para integrar el posicionamiento 3D, brindando a los inspectores una mayor conciencia estructural a través de la integración de datos CAD y más.

“Los clientes desean sistemas de END flexibles basados ​​en la tecnología de imagen por ultrasonidos. La gama de productos actual de DolphiTechs está optimizada para CFRP, pero queremos ofrecer una solución completa para estructuras de materiales múltiples. Los clientes nos han pedido flexibilidad para inspeccionar diferentes

materiales. Y queremos mejorar el acceso geométrico al material, muy importante en la industria automotriz. Todo esto se está convirtiendo en una realidad “, afirma Eskil Skoglund, director de DolphiTech

Fuente: http://www.dolphitech.com/2017/01/2804/

- Traducido por: LATINCORR

Concrete Corrosion Day Este evento fue organizado por NACE Sección Perú y APICORR (Asociación Peruana de Ingenieros de Corrosión) en La Cámara de Comercio de Lima. El ComitéOrganizador estuvo conformado por profesionales de las principales empresas del rubro gas y petróleo con operaciones en Perú; los expositores provenientes de España, Canadá, Estados Unidos, México, Venezuela y Perú demostraron amplia experiencia en las diferentes etapas relacionadas a corrosión en concreto reforzado (especificación de materiales, procedimientos constructivos, evaluación estructural, rehabilitación, mitigación de corrosión a través de protección catódica y monitoreo).En el Salón Comercial de Exposición participaron empresas con amplia trayectoria en control de corrosión en concreto de Europa, Canadá, Estados Unidos y Latinoamérica. Durante el evento se organizaron más de 90 reuniones de trabajo entre proveedores y usuarios.El Comité Organizador recibió las 10

felicitaciones de auspiciadores y participantes durante el evento por la iniciativa de difundir este conocimiento que afecta a laindustria en general; en referencia a concientizar sobre la importancia que tiene elcontrol de corrosión en el concreto reforzado.

Mantener el acero libre de corrosión ¿La barrera del revestimiento o aleación para protección contra la corrosión? Tony Collins explora las mejores opciones para proteger el acero de la corrosión

La corrosión es una amenaza omnipresente para cualquier industria que trabaje con acero.

La forma más popular de protección contra la corrosión es la barrera del revestimiento, que implica cubrir superficies de acero con una capa de pintura protectora. Para muchos, los revestimientos son más que el estándar de la industria: son la única opción. Sin embargo, hay otra forma de protección contra la corrosión que ofrece una protección más fuerte y duradera: aleación. Las aleaciones se unen químicamente a superficies de acero en lugar de simplemente cubrirlas. Entonces, ¿por qué no hay más personas que recurren a las aleaciones para su protección? ¿Son realmente mucho mejor que los revestimientos? Vamos a comparar los dos y ver cómo las aleaciones ofrecen un nivel de protección contra la corrosión muchas personas ni siquiera se dan cuenta de que está disponible.

El atractivo de los revestimientos La gente tiende a desarrollar hábitos y repetirlos por ninguna otra razón que la rutina. De esta manera, las empresas son como la gente y con frecuencia permanecerán con productos y procesos que están obsoletos o improductivos.

Para la mayoría de los propietarios y gerentes de activos, los revestimientos tradicionales son el único método de protección de acero con el que están familiarizados. Para algunos, este es el único método que han escuchado. Esto no es casualidad. La industria de revestimientos de barrera ha desempeñado un papel en mantener sus métodos de la parte superior de la mente con los consumidores. Durante los últimos 50 años, la industria ha gastado cientos de millones de dólares en publicidad que sus recu12

Tony Collins – CEO de EonCoat

brimientos son la única opción. Esto no quiere decir que los revestimientos de barrera no sean útiles. Proporcionan años de protección y satisfacen las expectativas que las empresas de pintura y los clientes han llegado a aceptar.

Echemos un vistazo más de cerca a ver la ciencia detrás de revestimientos.

Revestimientos: los pros y los contras Los revestimientos tradicionales funcionan como una lona mediante la adición de una capa protectora sobre el acero. Al igual que una lona se une a una mesa de picnic de acero en su patio trasero, estos revestimientos se unen mecánicamente al acero. Mientras la pintura se mantenga, el acero está protegido. Esto nos lleva a un gran inconveniente de los revestimientos de barrera. Una vez astillado o rayado, el revestimiento de barrera deja el acero abierto a la humedad. La humedad conduce a la formación de

células de corrosión. La corrosión se propaga a medida que la humedad y otros productos químicos pasan entre la capa de barrera y el acero.

En lugar de servir como una lona protectora, el recubrimiento de pintura ahora actúa como un invernadero, atrapando la humedad por debajo. Por lo tanto, su acero no sólo corre el riesgo de sufrir corrosión completa, sino que garantiza su corrosión. Es importante tener en cuenta que los revestimientos de barrera nunca fueron pensados como una solución permanente contra la corrosión del acero. Pensemos en los teléfonos celulares y las computadoras de hoy: los reemplazamos cada pocos años con modelos más nuevos porque no fueron diseñados para durar para siempre. La pintura se desgasta y necesita ser reemplazada, lo que resulta en clientes repetidos. Si es un modelo de negocio que concuerda con o no, el desgaste de la pintura sin duda ha ayudado a mantener la industria de recubrimiento de pintura vivo durante más de un siglo. La obsolescencia planificada les ha hecho una fortuna.

La solución de aleación A diferencia de un recubrimiento de pintura que actúa como capa protectora, una capa de aleación se une químicamente al acero. De hecho, se convierte en parte del acero. La humedad u oxígeno no puede causar corrosión simplemente porque la aleación es parte del acero en sí. Entonces, ¿cómo funcionan exactamente las soluciones de aleación? Cada superficie de acero tiene pequeños valles que no son visibles a simple vista. Mientras que los revestimientos de pintura cubren estos valles, una aleación

llena estos valles. En otras palabras, toda la superficie del acero está unida químicamente a la capa de aleación. En el caso de los cerámicos de fosfato unidos químicamente, se forma una capa cerámica sobre la aleación, protegiendo la capa de aleación y proporcionando un depósito de fosfato. Esto es importante por dos razones.

En primer lugar, si la capa de cerámica está dañada, no afecta a la aleación situada debajo. En segundo lugar, si una ranura profunda atraviesa tanto la cerámica como la capa de aleación - hasta el final del acero - la capa cerámica suministra el fosfato necesario para volver a formar la capa de aleación. Los dos niveles de protección ofrecidos por la capa de aleación y la capa de cerámica hacen que esta solución sea ideal para tanques industriales, tuberías y otros equipos expuestos a condiciones adversas.

El inconveniente de las aleaciones Si una aleación es una solución mejor que capas de pintura, ¿por qué no hay más empresas que utilizan aleaciones? Históricamente, la principal prohibición ha sido el precio. La aleación ha sido prohibitivamente costosa. Las aleaciones avanzadas como Hastelloy pueden venderse por hasta US $ 30.000 por tonelada.

Pero mientras que muchas empresas asumen que todas las soluciones de aleación son costo prohibitivo, de hecho hay soluciones de aleación que son comparables en precio a los revestimientos industriales tradicionales. En el pasado, el proceso de aleación sólo podía tener lugar en un entorno de fábrica cuando se fabricaba el equipo en primer lugar. No había un método viable y rentable para la aleación de campo. Pero ahora, hay soluciones que simplemente rocíe en acero, y se forma una capa de

aleación. Así que los activos pueden ser aleaciones de campo. Y esos activos de acero serán inmunes a la corrosión. No hay duda de que los revestimientos de barrera y las aleaciones son soluciones viables para la protección contra la corrosión. Elegir uno sobre el otro sólo porque es el statu quo no es una buena razón para decidir qué solución abrazar. Los productos de capa de aleación ofrecen protección durante años más que los revestimientos de barrera.

A diferencia de los revestimientos de barrera, algunas soluciones de aleación no contienen compuestos orgánicos volátiles nocivos (VOCs) o contaminantes peligrosos del aire (HAPs) y tienen cero propagación de la llama. Mientras que los revestimientos de barrera son la opción familiar, puede ser el momento de un cambio usted puede ser sorprendido por los resultados de protección contra la corrosión de una solución de aleación.

Fuente: http://www.engineerlive.com/content/keeping-steel-free-corrosion / Traducido por: LATINCORR

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Breve descripción de la Interferencia de Corriente Alterna (CA) en ductos de transmisión y su mitigación En este artículo voy a referirme a las tres variantes de la interferencia por CA. Debido a la brevedad de esta presentación, solo mostraremos los pasos fundamentales para la mitigación del acople inductivo.

Debido a la escasez de nuevos derechos de vías, es cada vez más encontrado que tuberías de transmisión de crudo y gas compartan el derecho de vía con líneas aéreas de alta tensión. Con la mejoría de los sistemas de recubrimiento para tuberías enterradas, las tuberías metálicas están cada vez más aisladas del electrolito (suelo). Esta aislación eléctrica incrementa la influencia de las líneas de alta tensión en los ductos enterrados.

Las líneas de alta tensión interactúan con las tuberías enterradas en formas diferentes, creando: 1. Condiciones inseguras para el personal que mantiene los derechos de vías 2. La probabilidad de corrosión debido a interferencia por CA en los ductos enterrados 3. Daños a equipos conectados a los ductos, como los sistemas de automatización y los sistemas de protección catódica.

Tipos de interferencia por CA en ductos enterrados: Existen tres tipos de interacciones entre las líneas de alta tensión y los ductos enterrados:

1. Acoplamiento Capacitivo Este se expresa en el caso de tuberías o partes de ductos que se encuentran encima del suelo, aisladas de este, en una distribución paralela con líneas de alta tensión aéreas.

Entre el ducto y las fases de la línea de alta tensión se forma un capacitor. Donde el ducto y las fases se convierten en las “placas” del capacitor y el aire entre ellas actúa como el dieléctrico. De esta forma el ducto se carga y tendrá un voltaje AC en concordancia con la corriente que circula en las fases de la línea de alta tensión.

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2. Acoplamiento Inductivo Este se expresa en el caso de tuberías enterradas o aéreas, donde se inducen voltajes y corrientes debido a que el ducto comparte el mismo derecho de vía con la línea de alta tensión.

Aquí, el ducto interacciona con las fases de la línea de alta tensión como un transformador eléctrico. Las fases de la línea de alta tensión actúan como el primario del transformador y la tubería enterrada o aérea actúa como el secundario del transformador.

3. Acoplamiento conductivo Este acoplamiento se observa cuando corrientes de falla viajan desde las fases de la línea de alta tensión, a través del aterramiento hasta el suelo. La corriente que llega al suelo genera un potencial a tierra remota en los alrededores del aterramiento.

Si un ducto enterrado pasa a través del gradiente de potencial generado por la corriente de falla, entonces la corriente viaja por el ducto.

El potencial generado entre el suelo y la parte metálica del ducto puede provocar que el recubrimiento se dañe y exponga el metal al suelo.

Pasos a realizar para mitigar el Acoplamiento Inductivo El acoplamiento inductivo ocurre constantemente, y es el que provoca que la tubería tenga un voltaje inducido, el cual es medido típicamente en los puntos de medición. Cuando este voltaje es mayor a 15 VCA es peligroso para los humanos.

Si las condiciones del suelo son las indicadas en cuanto a resistividad de suelo y alineamiento entre la línea de alta tensión y el ducto ente-

Rogelio de las Casas

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rrado, voltajes menores a 15 VCA pueden crear corrosión en los ductos.

Los pasos fundamentales para acometer este tipo de acoplamiento y reducir el daño en el ducto y en el personal que opera el ducto son: Dividir la trayectoria ducto-línea de alta tensión en secciones, donde el ducto en cada sección tendrá características eléctricas uniformes y el campo electromagnético inducido es constante en fase y magnitud.

1. Calcular el campo electromagnético inducido por sección.

2. Calcular las características eléctricas del ducto por sección.

3. Calcular los voltajes y corrientes inducidos en el ducto.

4. Usar valores de resistencias de aterramientos, eléctricamente en paralelo con la inductancia del ducto, en los puntos donde los voltajes inducidos son más altos y calcular cuánto cambian los voltajes y corrientes inducidos en presencia de estos aterramientos.

• De aquí se obtiene la resistencia que deben tener los aterramientos y donde estos deben ser instalados para reducir los voltajes y corrientes inducidos.

5. Diseño e instalación de los aterramientos en los sitios preasignados según el punto 5 más arriba.

6. Comisionado de los sistemas de aterramiento. Evaluación de la necesidad de instalar sistemas de aterramiento adicionales.

Calendario de Cursos Corrosión Básica

CIP Peer Review

Interferencia CP

Mayo 7 – 11, 2017 San Fernando - TRINIDAD

Abril 28 – 30, 2017 Houston, TX – USA

Abril 2 – 7, 2017 Barranquilla – COLOMBIA

Mayo 8 – 12, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA

Mayo 8 – 12, 2017 Quito – ECUADOR

Mayo 8 – 13, 2017 Madrid – ESPAÑA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Pipeline Corrosion Integrity Management

Abril 24 – 29, 2017 Lima – PERU

Septiembre 11 – 15, 2017 Bogotá – COLOMBIA

Mayo 15 – 19, 2017 Cuernavaca – MEXICO

Corrosión Interna para Tuberías (Básico)

Junio 19 – 23, 2017 Houston, TX – USA Octubre 9 – 13, 2017 Bogotá – COLOMBIA

CIP Nivel 1 Marzo 13 - 18 ,2017 Bogotá – Colombia Abril 17 - 22, 2017 Lima – PERU Abril 23 – 28, 2017 Melburne, FL – USA

Mayo 29 – Junio 2, 2017 Quito – ECUADOR

CP2-Protección Catódica (Technician)

Julio 4 – 8, 2017 Bogotá – COLOMBIA

Mayo 7 - 12, 2017 Marabella - TRINIDAD

Abril 24 – 28, 2017 Quito – ECUADOR

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado)

Mayo 7 – 12, 2017 Houston, TX - USA

Junio 5 – 9, 2017 Lima – PERU

Abril 3 – 7, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA

Junio 4 – 9, 2017 Houston, TX – USA (En Español)

Junio 12 – 16, 2017 Houston, TX – USA

Mayo 8 – 12, 2017 Houston, TX – USA

CIP Level 2 Marzo 6 - 11, 2017 Bogotá – COLOMBIA Junio 11 - 16, 2017 Houston, TX – USA (En Español) Junio 26 – Julio 1, 2017 Quito – ECUADOR Agosto 14 – 19, 2017 Lima – PERU

CP3-Protección Catódica (Technologist) Mayo 8 – 13, 2017 Bogotá – COLOMBIA

CP4-Protección Catódica (Specialist) Mayo 21 – 26, 2017 Houston, TX – USA Julio 31 – Agosto 5, 2017 Bogotá – COLOMBIA

Recubrimientos en conjunto con Protección Catódica 16

Mayo 1 – 5, 2017 Houston, TX – USA

Abril 24 - 29, 2017 Madrid – ESPAÑA

Noviembre 14 – 18, 2017 Bogotá – COLOMBIA

Diseño para el Control de Corrosión Abril 9 – 13, 2017 Houston, TX – USA

Control de Corrosión en la industria de Refinerías Mayo 15 – 19, 2017 Bogotá – COLOMBIA

In Line Inspection Septiembre 4 – 8, 2017 Bogotá – COLOMBIA

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Un miembro de Winn & Coales International 17

Noticias

para el área de Latino América

LAA News es el boletín bianual de NACE Internacional para el Área Latinoamericana. El boletín incluye tendencias globales, actividades de la NACE específicas del área, así como noticias generales sobre la asociación. Los artículos, tanto en inglés como en español, así como las fotos, son aportados por personal y miembros de la NACE. El boletín se publica en enero y julio, y se distribuye a más de 5.000 miembros de la NACE.

NACE en Latinoamérica La Asociación NACE (National Association of Corrosion Engineers) fue establecida enHouston, Texas, Estados Unidos en 1943 por 11 ingenieros de corrosiónde la industria de transporte de hidrocarburos. Estos miembros fundadores pertenecían a un grupo regional de protección catódica que funcionaba desde los años 1930 cuando se introdujo el estudio de laprotección catódica. El nombre dela asociación fue luego cambiado a NACE International en 1993 con su proyección mundial.

Hoy NACE cuenta con más de 36.000 miembros en unos 140 países y ha cumplido 73 años en su misión de “Proteger las personas, los activos y el ambiente contra los efectos de corrosión”.

AÑO FUNDADA

Lima Peru Sec on

1979

Founding Venezuela Sec on

1980

Buenos Aires Argen na Sec on

1984

Founding Colombia Sec on

1985

Central Mexico Sec on

1991

Founding Brazil Sec on

1994

Trinidad and Tobago Sec on

1994

Founding Chile Sec on

1999

Quito Ecuador Sec on

2003

Ins tuto Sabato Argen na Student Sec on

2007

Venezuela Student Sec on

2010

En Latinoamérica, NACE International cuenta con miembros en casi todos los países desde México hasta Argentina, incluyendo estados del Caribe. En 1979 se fundó la primera Sección NACE en Latinoamérica, siendo Lima, Perú su sede. Luego se fundó la de Venezuela en 1980 y el crecimiento continuó año tras año, creándose un total de 20 secciones, de las cuales 8 corresponden a Secciones de Estudiantes de Universidades.

Guyana Suriname

2010

Colombia Student Sec on

2011

Mexico Student Sec on

2012

Panama Sec on

2013

Los miembros de NACE International del área Latinoamericana sobrepasaron los 1260 en el año 2015 e históricamente NACE ha otorgado casi 2500 Certificaciones en varios de sus destacadas acreditaciones profesionales, siendo las más populares los programas de Inspectores de revestimientos (CIP) y los de inspectores de protección catódica (CP).

UPTC Student Sec on

El desarrollo de las Secciones en Latinoamérica, como en el resto del mundo se nutre de la actividad voluntaria de sus miembros. Hoy en día, esa actividad se ve más destacada en la celebración de eventos profesionales para intercambio de experiencias en el área de prevención y control de la corrosión. Son las Conferencias y Seminarios de Corrosión. Varias secciones organizan su Seminario anual 18

SECCIÓN

Southeast Central Mexico Student Sec on Cartagena Student Sec on Barranquilla Student Sec on Bolivia Sec on

de un día para discutir tópicos específicos y presentar adelantos tecnológicos, pudiendo reproducir localmente y a una menor escala, los grandes eventos de NACE International, como la Conferencia Anual de Corrosión en Estados Unidos a la que asisten expertos de todo el mundo.

Pero la capacidad de organización y proyección local también se ha traducido en la necesidad de conferencias regionales, como la LatinCorr que se celebra bianualmente, siendo la última la celebrada en Ciudad de México en Octubre-2016.

Además de las Conferencias y Seminarios, algunos miembros de Latinoamérica tienen participación activa en Comités Técnicos para revisar estándares, evaluar tecnologías y mejores prácticas y concretar avances en el campo del control y prevención de la corrosión. Esta intensa actividad ha demostrado que NACE International es una asociación madura en Latinoamérica y que sigue fortaleciéndose con sus miembros. Es un liderazgo que seguirá marcando la diferencia en una trayectoria continua para proteger las personas, los activos y el medio ambiente de los efectos de la corrosión.

El área de Latinoamérica (LAA) está representada en la directiva de NACE International por un Di2014 rector, al igual que el resto de las 2014 áreas internacionales. Nuestro 2015 Director actual para LAA es Dr. Jorge Canto quien proviene de la 2015 Sección de Ciudad de México y 2015 ejerce su cargo desde Julio 2016 hasta Junio 2019.La directiva del Área de Latinoamérica cuenta también con Javier Figarella (Presidente de Área), José Herrera (Vicepresidente), Marianella Ojeda (Secretaria) y Gabriel Rajsfus (Tesorero).

¿Cómo iniciar un Grupo de Asesoría Técnica de la Sección o STAG (Section Technology Advisory Group)?

De acuerdo con el “Technical Coordination Committee and Technical Committees Operating Manual” en su sección 13, las Secciones de NACE fuera de los Estados Unidos pueden formar Grupos de Asesoría Técnica o STAGs (Section Technology Advisory Groups) en sus Secciones locales. Los STAGs son grupos de trabajo técnicos que hacen a nivel local el mismo trabajo que realizan los STGs (Specific Technology Groups) en la estructura principal del comité de Coordinación TCC (Technical Coordination Committee). Ver detalles de su estructura en el diagrama más abajo. Su intención es reflejar las necesidades locales de la Sección de tal forma que los miembros de una Sección internacional o de un Área participen en las actividades técnicas a nivel local. Se pueden atender actividades tales como el desarrollo de estándares NACE

que atienden las necesidades del Área o de la Sección, promover nuevas tecnologías aún no incluidas dentro del TCC, u otras iniciativas técnicas. Tales actividades técnicas internacionales facultarían al TCC a ejercer mayor influencia global a la vez que sirve mejor a sus miembros internacionales a nivel mundial.

Los STAGs identifican los estándares y reportes que podrían desarrollarse, revisarse y/o ser traducidos a lenguas específicas. Adicionalmente, un STAG puede colaborar con una entidad local de estandarización del país para el desarrollo de estándares conjuntos o independientes. Un STAG también puede identificar y dirigir intercambio de información técnica (TIE, Technical Information Exchange) que refleje las inquietudes de los miembros locales.

Área Internacional

A. Latina (LAA)

Enlace del TCC con el Área: Jorge Suarez Enlace del Área con el TCC: Xavier Figarella Las propuestas para la formación de un STAG deben indicar las razones para su formación, el campo de la corrosión que se desea cubrir, su importancia, los beneficios que se esperan derivar de la actividad, el alcance y el título de la propuesta, así como las nominaciones de un Presidente y un Vicepresidente y la lista de miembros interesados en participar. Cualquier miembro internacional de NACE puede ser miembro de un STAG. Cuando se forman STAGs, debe darse consideración a aquellos países que tienen varias secciones y que pueden tener objetivos técnicos comunes. En esos casos, los STAGs de varias Secciones deben consolidarse o colaborar de tal forma que los objetivos técnicos no sean iguales.

Cuando se aprueba la propuesta para formación de un nuevo STAG, el Coordinador de Tecnología de la Secciones (Section Tecnology Coordinator, STC) deberá designar un Presidente y un Vice Presidente de acuerdo con el Manual del TCC. Los nuevos líderes serán informados de sus responsabilidades y de los procedimientos aplicables. Cada STAG debe realizar por lo menos una reunión anual.

Para formar un STAG, este debe ser propuesto por el TCC, una Sección, un Área o el responsable internacional de área del TCC (TCC’s International Area Liaisons). También un grupo de al menos 10 miembros de la Asociación pueden proponerlo cuando existe una necesidad importante para esa actividad. La formación de un STAG se inicia mediante una propuesta por escrito (en el formato disponible en la página web) enviada al respectivo staff de NACE o al enlace del área ante el TCC para revisión y aprobación por parte del Presidente del TCC (TCC Chair),

el Presidente del Comité de Actividades Internacionales del TCC (TCC International Activities Committee Chair), el Director del Área (Area Director), el Comité Directivo de Secciones (Section Governing Board) y el Coordinador de Tecnología de las Secciones (Section Technology Coordinator, STC). Es importante destacar que el staff de NACE le apoyará para lograr las aprobaciones respectivas. Los representantes para Latinoamérica en el Comité de Enlace Internacional al TCC se indican a continuación:

Las agendas deben distribuirse de acuerdo con los requerimientos del Manual del TCC. Cualquier STAG que permanezca inactivo por dos años consecutivos puede ser terminado o disuelto por el STC. Los STAGs permiten fomentar el intercambio técnico en una forma más formal que derive en informes de gran valor para el avance de las mejores prácticas para el control y prevención de la corrosión en todas las áreas técnicas y en todos los sectores industriales y aun nivel más cercano al miembro internacional. Es una excelente oportunidad para influir con la participación directa en la elaboración de normas y reportes tecnológicos que afectan la industria del control y prevención de la corrosión.

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Noticias

para el área de Latino América

Programa de Voluntarios El Nuevo Programa de Voluntarios simplifica cómo los miembros encuentran formas de apoyar la profesión.

NACE Internacional ha lanzado un nuevo programa para proveer a sus miembros de un canal para conseguir oportunidades voluntarias que a la vez que apoyan las actividades de la Asociación, también encajan en el interés personal y de preferencia de los asociados. La comunidad de voluntarios de NACE es crucial para el éxito sostenido de la Asociación y de la industria. Son los voluntarios de NACE quienes apoyan las actividades de la organización para el desarrollo de la profesión en sí.

Los voluntarios pueden escoger su participación que atienda también a sus intereses, habilidades, nivel de experiencia, tiempo dis-

ponible y su ubicación geográfica. Bob Chalker, NACE CEO, expresó “Los voluntarios de NACE son increíblemente dedicados y duros trabajadores… Ellos sirven en el Directorio de NACE, en los Comités, escriben trabajos y artículos, desarrollan estándares, crean contenido para cursos, recogen dinero para la Fundación NACE, se reúnen con Legisladores en el Capitolio en Washington, y hacen muchas cosas más.”

El hacer voluntariado con NACE conduce a oportunidades para intercambios en redes, desarrollo profesional y a obtener recono-

cimiento en la industria. Los miembros pueden mantener seguimiento del tiempo de voluntariado a través del sistema de manejo de Voluntarios, el cual reconoce y acredita puntuación a los miembros voluntarios por sus aportes. El hacer voluntariado para la Asociación es una forma fácil de fortalecer el crecimiento profesional y personal del individuo mientras ayuda a satisfacer la alta misión de NACE de proteger la gente, los bienes y al ambiente de la corrosión. El sistema es accesible desde la página web de NACE. Para más información, visite volunteer.nace.org.

Sabía usted que...

Las Certificaciones NACE ahora son por computadoras y en lugares específicos El Instituto de NACE International ha actualizado la forma como usted completa su certificación, convirtiendo los exámenes de certificación escritos de la modalidad impresa en papel a Exámenes por Computadoras (Computer Based testing (CBT)).

Mayor Protección de la Información Usted se esfuerza por obtener el conocimiento y la experiencia para prepararse para una Certificación del Instituto de NACE International y el objetivo de NACE es asegurar que quienes se esfuerzan por su certificación lo hacen con la seguridad de que NACE International está haciendo todo lo posible para proteger la integridad, la honestidad y el valor de cada certificación que se otorga. La transición a exámenes computarizados para los Exámenes de Certificación simplificará el proceso del examen, a la vez que mejorará drásticamente la seguridad de la información, evitando fuga de información de exámenes.

Flexibilidad para programar fechas y ubicación del exámen Con más de 5,000 centros de examinación 20 a nivel mundial, usted puede programar su

exámen para el lugar y la fecha que le sea más conveniente.Antes, los exámenes se programaban al final de la semana de su curso de entrenamiento. Con los cambios, si es necesario, usted puede tomarse su tiempo para concentrarse en sus estudios, a reforzar el material de la clase y tomar el exámen cuando Ud esté listo de acuerdo con su disponibilidad de tiempo. Si desea tomar su exámen al final de la semana del curso, aún tiene la flexibilidad de hacerlo.

P: ¿Cuál es el cambio exactamente que NACE Internationl Institute está haciendo?

R: Desde principios del 2016, NACE Interna-

tional Institute comenzó un proyecto de varios años para cambiar los exámenes de Certificación existentes a un modelo de Exámenes por Computadoras. NACE se ha asociado en forma exclusiva con la Empresa Pearson VUE para apoyarse en su red de más de 5,000 centros de examinación.

Resultados Inmediatos Anteriormente, se llevaban unos 7-10 días laborables para recibir los resultados de los exámenes. Sin embargo, con los exámenes por computadoras, tendrá acceso inmendiato a su puntuación. Además, NACE también introducirá progresivamente nuevas modalidades para visualizar su puntuación, incluyendo la posibilidad de saber cómo fue su puntuación en un área particular del exámen. Veamos algunas preguntas (P) y respuestas (R) que pueden surgir a menudo en referencia a estos cambios:

P: ¿Qué formas de identificacióndeben presentar los candidatospara ser admitidos al Centro de Examinación Pearson VUE? R: Para ser admitidos, los candidatos deben

presentar dos (2) tipos o formas de identificación. Los siguientes tipos de identificación son aceptables: • Licencia para Conducir • Pasaporte.

• Tarjeta de Identificación emitida por el Gobierno.

• Tarjeta de Crédito siempre y cuando tenga fotografía y firma del interesado.

para el área de Latino América P: ¿Cómo puedo programar el examen de Certificación?

R: Una vez que el candidato interesado haya

sido autorizado por NII a tomar el examen, él recibirá un correo electrónico indicándole que se ponga en contacto con Pearson VUE para programar su exámen. La cita debe realizarse con anticipación al día en que desea tomar el exámen, sujeto a disponibilidad.

P: ¿Qué información requerirá Pearson del interesado para programar el exámen, una vez que haya sido autorizado?

R: El interesado necesitará su número de

membresía de NACE para programar su exámen. Si no sabe su número, deberá ponerse en contacto con First Service por el teléfono 281-228-6283 o por el enlace de internet niiFirstService@nace.org.

P: Qué pasará con los registros e historial de exámenes en NACE International Institute?

R: Todos los registros e historial de exámenes

son propiedad de NACE International Institute y esta información permanecerá con el NACE International Institute.

P: ¿Dónde está ubicado el Centro Pearson más cercano a mi domicilio?

R: La lista completa de los Centros Pearson

está disponible en internet por el enlace: www.neceinstitute.org/cbt

P: ¿Cuál es el procedimiento paralos estudiantes registrarse para los exámenes por computadoras?

R: El centro licenciatario que ofrece el curso

debe completar la lista de estudiantes el primer día del curso en el nuevo sistema “Classmate” Una vez que esto se haya completado, NACE enviará la autorización para el candidato a Pearson. Una vez recibida, al candidato se le enviará un correo electrónico informándole cómo registrarse y sitios donde puede tomar el exámen. Nota: Si la lista de estudiantes no se completa al comienzo del curso, los candidatos pueden experimentar retrasos para recibir la autorización para el exámen.

Sabía usted que...

NACE Internacional ha lanzado un Nuevo curso en línea para Aplicación de Revestimientos Industriales El pasado mes de Julio, NACE Internacional lanzó el primer módulo de su último curso en línea, Aplicación de Revestimientos Industriales (ICA). El curso fue diseñado para entrenar aplicadores de revestimientos o a personas nuevas en la industria de revestimientos quien desee cumplir con las exigencias de la industria por trabajos de calidad completados con exactitud, seguridad y a costos razonables. El entrenamiento completo consta de cinco módulos, disponibles en inglés de acuerdo con el siguiente programa:

Módulo Códigos de Seguridad, Mejores Prácticas y Estándares

Fecha disponible Julio 2016

Control del Proceso

Noviembre 2016

Matreiales

Enero 2017

Preparación de Superficies

Junio 2017

Aplicación de Revestimientos Líquidos

Junio 2017

Pintura industrial es una profesión que está evolucionando constantemente. En los últimos 20 años, los avances en las pinturas industriales, así como en los estándares de preparación asociados hacen de la aplicación de sistemas de revestimientos hoy una operación altamente tecnificada y que requiere de habilidad. La falta de trabajadores preparados en el trabajo a menudo conduce a retrasos, re-trabajos, desperdicios de materiales y daños a la reputación de las empresas. El curso en línea ICA (Industrial Coating Application) es un programa de entrenamiento muy completo que cubre el reconocimiento y las técnicas requeridas por el estándar NACE No. 13/SSPC-ACS-1 y está diseñado para establecer un hito en las mejores prácticas en aplicación de revestimientos y asegurar consistencia a través de la industria. El curso promueve la aplicación de estándares reconocidos en seguridad, control del proceso, preparación de superficies y en la aplicación del revestimiento.

Sabía usted que...

La librería de NACE ha publicado un manual introductorio para el entendimiento del Estándar MR0175 En Julio pasado NACE Internacional publicó un manual introductorio para su estándar más usado y aún mal interpretado, como lo es el NACE MR0175. El estándar contiene recomendaciones referenciales para la selección de materiales para equipos de producción de petróleo en aplicaciones donde existe el riesgo de corrosión por agrietamiento en presencia de sulfuros y esfuerzos en ambientes agrios. El Manual Introductorio para NACE MR0175/ISO 15156 fue diseñado como una guía para nuevos usuarios del estándar. Su autor, Derek Milliams un distinguido miembro de NACE International, fue crucial en la crea-

ción del MR0175 y continúa involucrado en su evolución.

El libro ofrece una introducción al estándar, suporte al usuario, referencias sobre los docume tos de apoyo, y una introducción a las pruebas de laboratorio para confirmar la resistencia al agrietamiento en ambientes de producción de crudo y gas. El manual está disponible en la tienda de NACE, en versión impresa y como copia electrónica (e-book) para bajarlo por internet. También existe la versión de libro tipo espiral como para uso de campo.

Para más información, visite la librería en línea desde la página web de NACE. 21

Noticias

para el área de Latino América

LatinCorr 2016: Oportunidad para el Networking de los Profesionales de Corrosión de Latinoamérica.

Entre el 26 y 28 de Octubre se desarrolló en Ciudad de México el mayor evento para profesionales de la corrosión en Latinoamérica: LatinCorr. Con la participación de más de 300 profesionales el evento nuevamente demostró su capacidad para atraer y congregar empresas y profesionales con el fin de intercambiar experiencias y tecnologías en el área de control y prevención de la corrosión. El evento tuvo lugar en el prestigioso World Trade Center de Ciudad de México donde los participantes de veintiún países tuvieron también la oportunidad de apreciar la cultura local en los eventos de inauguración y la cena de gala.

Organizado por la Sección Central de México conjuntamente con NACE International, el evento contempló un programa de más de cien (100) presentaciones técnicas en dos días y medio. La muestra comercial atrajo a más de 30 empresas las cuales presentaron sus tecnologías y productos para combatir los

efectos de la corrosión. Así mismo, doce (12) presentaciones magistrales por expertos mundiales trataron temas de relevancia para toda la industria.

La administración de integridad de activos fue el tema central del evento, así como el estudio IMPACT desarrollado por NACE International y próximo a expandir su área de estudio a Latinoamérica.

El evento LatinCorr se efectúa cada dos años y la sede se rota entre los países latinoamericanos. El próximo evento, LatinCorr 2018, será en Argentina bajo la coordinación de la Sección NACE Buenos Aires.

Estudiantes del Curso del Protección Catódica, Nivel 1 (CP 1)efectúan sus pruebas de campo en las instalaciones delCampo Lurin, Perú.

Como parte de los cursos de Protección Catódica, además la parte teórica los estudiantes deben realizar sus prácticas de campo para exponerse a las situaciones que puede encontrar en la vida real en sus trabajos.

Recientemente, un grupo de estudiantes del curso CP 1 fueron captados reforzando sus habilidades de campo en las instalaciones de Lurin, Perú. Es una forma de asegurar que los cursantes estén, realmente preparados para el trabajo.

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Seminario sobre Corrosión Microbiológica 2 de Septiembre de 2016, Buenos Aires, Argentina Bajo la organización de la Sección Buenos Aires, se realizó el Seminario sobre Corrosión Microbiológica en el Centro de Convenciones Tenaris en Buenos Aires. Ochenta y tres (83) profesionales del área de corrosión participaron en el evento, pertenecientes al amplio sector industrial del país. Representantes de sectores de gas y petróleo, transporte de hidrocarburos, compañías de servicios, Centros de Investigación y Desarrollo y Universidades como el Clariant, Instituto Nacional de Tecnología (INTI) y Universidad de Mar del Plata.

Estuvieron presentes también representantes de empresas como GIE Sa, Total Austral,

Tenaris, YPF, Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Transportadora de Gas del Sur (TGS), Techint, Energas, NALCO, Metrogas, PCP Oil Tools, Morken, Transportadora de Gas del Norte (TGN), Powerlam S.A., Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, BAHISA, Arcan Engineering, Oleoductos del Valle S.A, CH2M HILL. Fue una jornada de un día que incluyó un seminario por el Dr. Renato M. De Paula (NALCO R&D), una presentación vía Webex por el Dr. Richard Bruce Eckert (DNV)

y dos presentaciones locales por Dr. Walter Vargas, YPF Tech y por Dr. Alberto Keitelman, Consultor Independiente.

Webinar sobre Corrosión Sección Instituto Sabato Argentina Bajo la coordinación de la Sección NACE del Instituto Sábato Argentina y gracias a la facilitación de la plataforma de videoconferencias del Instituto Argentino de Siderurgia IAS, se realizó un webinar conducido por el Licenciado Carlos Lasarte sobre “Corrosión en la Industria - La Lucha Contra la Corrosión… Un Asunto de Inteligencia”. El evento tuvo lugar el 20 de Septiembre de 2016 con la participación de unas 20 conexiones, en las que se puede resaltar la Sección NACE del Instituto Sábato y un Grupo de Profesores y Estudiantes de la Universidad Nacional de Comahue y de la Universidad Tecnológica Nacional de Santa Cruz de Argentina. Carlos Lasarte quien además se desempeña como Secretario/Tesorero de la Sección de Panamá destacó en su presentación los tipos de corrosión con base a su morfología, medio ambiente, las acciones mecánicas y en base a los mecanismos de reacción.

Asimismo, cubrió modos de fallas y destacó como la corrosión atmosférica es responsable por más del 50% de las pérdidas totales atribuibles a la corrosión. El amplio seminario también cubrió la corrosión en superficies sumergidas, en estructuras enterradas y corrosión en concreto y bajo aislamientos térmicos.

Finalmente, se presentaron técnicas de medición y monitoreo así como de inspección para verificar y cuantificar los efectos y establecer acciones de mantenimiento, teniendo siempre en mente que la corrosión trabaja todos los días, 24 horas y todo el año.

Mientras que la corrosión es un proceso natural continuo, para prevenirla se requieren de recursos, dedicación y de un plan estratégico, para lo cual es necesario conocer las causas de daños y los métodos más efectivos para cada tipo de mecanismo de corrosión en el medio particular. Seguidamente, Lasarte destacó que la principal manera de combatir la corrosión es a través de la enseñanza y la formación de nuestra “Generación de Relevo”.

estuvieron muy satisfechos con el seminario y el uso de la modalidad de seminario a través de internet para facilitar el intercambio, consi-

derado muy productivo, de enfoque industrial y con casos que reflejaron experiencias reales vividas en la industria.

Los participantes de Instituto Sábato, 45 en total, que incluyó estudiantes e investigadores

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Noticias Cortec se certifica para probar la capacidad de inhibición de la corrosión en fase de vapor de los fluidos hidráulicos

(Febrero 08, 2017) La protección contra la corrosión en fase de vapor es un factor importante a considerar cuando se agregan inhibidores de corrosión a fluidos hidráulicos. Los inhibidores de corrosión tradicionales típicamente protegen solamente los metales directamente en contacto con el fluido inhibidor de la corrosión. Esto ignora las superficies metálicas vulnerables en el espacio vacío circundante por encima del nivel del fluido hidráulico.

La protección de estas áreas es especialmente importante cuando se trata de almacenamiento o envío, ya que se prefiere al menos un drenaje parcial de los fluidos. Para una protección máxima con un inhibidor de la corrosión por contacto, las áreas tales como los depósitos de fluido hidráulico deben llenarse completamente con fluido hidráulico que inhibe la corrosión. Sin embargo, este método puede ser costoso y aún no puede ser totalmente eficaz para que el espacio vacío permanezca inevitablemente en la parte superior del tanque.

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Una opción más rentable y exitosa es la incorporación de Inhibidores de Corrosión en fase vapor (VpCIs) en fluidos hidráulicos donde se necesita protección contra espacios vacíos.

Estos inhibidores de corrosión protegen tanto el metal en contacto con el fluido como las superficies metálicas por encima del fluido.

Cuando se utiliza, la cantidad de fluido hidráulico necesaria durante el almacenamiento o el envío a menudo puede reducirse al mismo tiempo que se mejora la protección. Esto ahorra el uso de fluidos y evita el vaciado, limpieza o eliminación de óxido después del almacenamiento, haciendo la protección más fácil y más rentable.

Una forma de averiguar si un fluido hidráulico incluye o no la protección de fase de vapor es probar el fluido de acuerdo con ASTM D-5534 “Método de prueba estándar para las características de prevención de oxidación en fase vapor de fluidos hidráulicos” Como parte de su acreditación ISO 17025 , Cortec Laboratories está certificado para realizar esta prueba, que es una evaluación de aprobación / fallo de la eficacia inhibidora de la corrosión por vapor para fluidos hidráulicos a base de agua y aceite. El ensayo consiste en exponer un disco de acero al agua y al vapor de líquido hidráulico en un vaso de precipitados a una temperatura elevada durante varias horas. Al final de la prueba, se examina el disco de acero para comprobar si hay óxido para determinar si el producto pasa o falla. Como el único laboratorio acreditado ISO 17025 en la industria, Cortec Laboratories es líder en la prestación de servicios de pruebas de corrosión que ayudan a los usuarios finales a seleccionar el mejor producto para sus aplicaciones. A través de décadas de investigación, pruebas y experiencia práctica, Cortec ha acumulado una gran cantidad de conocimiento sobre el control de la corrosión, como lo demuestra la mayor cartera de la industria de 63 patentes emitidas a lo largo de 40 años. Cortec está dispuesto a compartir esta experiencia al ayudar a los usuarios finales a encontrar soluciones innovadoras en su búsqueda de un control eficaz de la corrosión. Cortec recomienda considerar la capacidad de protección de la fase de vapor de los fluidos hidráulicos antes del almacenamiento o envío de equipos que contengan fluidos hidráulicos en espacios vacíos.

Al elegir un fluido hidráulico con un inhibidor de corrosión en fase de vapor, los usuarios podrán proporcionar una mayor protección contra la corrosión de una manera más rentable y práctica.

Fuente: www.cortecvci.com - Traducido por: LATINCORR

La empresa PureHM adquiere la empresa E-MAC Corrosion (Diciembre 21, 016) PureHM (a través de su empresa

matriz, Pure Technologies Ltd.) anunció hoy que ha firmado un acuerdo definitivo para adquirir el negocio y los activos relacionados de E-MAC Corrosion Inc., proveedor de servicios de inspección de oleoductos y gasoductos. “Esta adquisición representa un paso más en la mejora de las capacidades y el rendimiento de nuestra división PureHM de rápido crecimiento”, dijo Jack Elliott, Presidente y CEO de Pure Technologies. “Estamos satisfechos con la oportunidad de aumentar el sólido crecimiento de nuestro negocio de PureHM con una empresa bien administrada que ha tenido éxito en un mercado muy competitivo y fragmentado. E-MAC ha construido un negocio rentable que complementa PureHM a través de una oferta mejorada de clientes, mayor capacidad para realizar encuestas adicionales de tuberías y trabajo recurrente con nuevos clientes. A través de la relación de trabajo positiva que hemos disfrutado con E-MAC a lo largo de los años, esperamos que la integración sea perfecta mientras se aceleran nuestros planes de crecimiento global. Esperamos que esta adquisición sea inmediatamente beneficiosa para Pure. “ Desde 2006, E-MAC ha autorizado la tecnología Spectrum XLI de PureHM para sus estudios de inspección indirecta incluyendo protección catódica. Además, E-MAC ofrece a los propietarios de tuberías programas integrales de prevención de la corrosión, incluyendo consultoría, gestión de sistemas y ventas de productos asociados. A través de la adquisición del negocio de E-MAC y los activos relacionados, PureHM mejora significativamente su posición dentro del sector norteamericano de corrosión de tuberías, convirtiéndose en un proveedor de soluciones de extremo a extremo con el beneficio adicional de aprovechar las tecnologías líderes de la compañía y nuevos productos innovadores. E-MAC tiene su sede en Edmonton, Alberta, con oficinas locales en Calgary, Alberta, y Surrey, Columbia Británica.

Fuente: www.hm-services.com - Traducido por: LATINCORR

Forum Energy Technologies anuncia Nuevo CEO El delicado procesado explicado líneas arriba es posible gracias a que la plataforma cuenta con un sistema de propulsores automatizados para compensar cualquier fuerza del agua, viento y las olas, según detalló Zuckerberg. “La plataforma se mueve casi 1 o 2 pies (30 o 60 centímetros), incluso en mal tiempo.

Son cosas muy importantes”, añadió.

(Febrero 20,2017) Forum Energy Technologies, Inc. (NYSE: FET) anunció hoy que como parte de una larga transición planificada, su Junta Directiva nombró al Sr. Prady Iyyanki como Presidente y Director Ejecutivo, con efecto a partir del 16 de mayo de 2017. Actualmente, el Sr. Iyyanki es Presidente Y Director de Operaciones. El Sr. C. Christopher Gaut, actual Consejero Delegado, se convertirá en Presidente Ejecutivo. La Junta también ha nombrado al Sr. Iyyanki para presentarse a la elección como director en la Reunión Anual de la Asamblea de Accionistas de 2017 en mayo.

Cris Gaut comentó: “Ha sido un privilegio servir como Presidente y CEO de Forum desde su creación hace seis años y medio. Hace tres años trajimos a Prady para crear una organización más profesional, racionalizada y eficiente que fuera capaz de convertirse en una fuerza a tener en cuenta en el campo de fabricación de yacimientos petrolíferos. Desde entonces se ha demostrado a cada paso para ser un excelente líder con un fuerte juicio de negocios. Me complace recomendar este paso a nuestra Junta, y espero con interés el crecimiento continuo y la prosperidad de la empresa bajo el liderazgo de Prady “. “Me siento honrado de dirigir el Foro en su próximo capítulo”, dijo Prady Iyyanki. “Cris estableció con éxito la dirección de la estrategia comercial y financiera de Forum, lideró la transición a ser una empresa pública y construyó una base firme de confianza con nuestros inversores y clientes. Él estableció el foro como un competidor fuerte dentro del sector de la fabricación del equipo del campo petrolífero, y ha probado ser un mentor excelente para mí y muchos otros.

En su nueva posición, continuará participando activamente en nuestros asuntos estratégicos más amplios, así como en los esfuerzos de adquisición y mercados de capitales. Espero continuar mi fuerte asociación con Cris “. Prady se unió a Forum en 2014 después de dieciséis años de experiencia con General Electric (GE) en varios cargos directivos. Se

desempeñó como Presidente y CEO de GE Genbacher / Motores de Gas de 2006 - 2011 y Presidente y Director General de Turbomachinery Equipment de 2011 - 2012. Estudió Ingenieria en la Universidad Jawaharlal Nehru Technology en India y una Maestría en Ingeniería de South Dakota State University en Estados Unidos.

Fuente: https://www.f-e-t.com/ - Traducido por: LATINCORR

¿Por qué razón Mark Zuckerberg visitó una plataforma petrolera?

Mark Zuckerberg y su esposa Priscilla Chan visitaron una plataforma petrolera en una nave de perforación en el golfo de México. (Foto: Facebook)

El CEO de Facebook, Mark Zuckerberg, visitó una plataforma petrolera en una nave de perforación en el Golfo de México junto a su esposa Priscilla Chan para entender cómo se trabaja en la industria del petróleo, según compartió en su perfil en la red social.

(Febrero 26, 2017)

La nave de perforación, ubicada frente a las costas de Nueva Orleans (Louisiana, Estados Unidos), cuenta con una tecnología capaz de perforar un agujero de apenas unos centímetros de diámetro y de 20 mil pies de profundidad (6.096 metros aproximadamente) e instalar una tubería para que el petróleo fluya hacia un almacenamiento.

El trabajo fue perfeccionado durante los últimos 20 años y evolucionó en un sistema digital reemplazando procedimientos manuales.

Este tipo de industrialización, históricamente, devino en menos trabajadores y más máquinas. Operarios explicaron que por el contrario ahora hay más empleados, “pero estas personas tienen grados de educación superior y más información”, explicó el líder de Facebook.

Zuckerberg realizó la visita como parte del cumplimiento de su propósito de Año Nuevo: conocer y conversar con más personas sobre sus vidas y formas de ser en todos los estados de Estados Unidos. Es así que llegó a Nueva Orleans, donde concluyó que la realidad de trabajadores cada vez más educados es una tendencia creciente en las industrias.

“La demanda de personas altamente educadas está aumentando, incluso con la automatización, pero las oportunidades para la gente con sólo un alto grado de enseñanza están disminuyendo”, reflexionó Mark Zuckerberg en Facebook.

Sin embargo, la visita de Zuckerberg a la plataforma petrolera lo llevó a opinar sobre la dinámica de la economía de Estados Unidos.

Esto en referencia a los precios del petróleo en relación al aumento de la oferta, que si bien beneficia a los consumidores, golpea en los empleos de la industria.

Fuente: http://elcomercio.pe/redes-sociales/facebook/facebook-que-mark-zuckerberg-visito-plataforma-petrolera-noticia-1971474

Prady Iyyanki, Izquierda y C. Christopher Gaut, derecha.

(Foto: Business Wire)

“Con un mercado tan volátil, las empresas tienen menos probabilidades de realizar inversiones a largo plazo en plataformas petrolíferas costosas”, dijo Zuckerberg. “Esto termina haciendo daño a los puestos de trabajo y atacando a la gente de otras maneras.

Es interesante ver cómo esto está conectado y cómo el crecimiento estable es importante para todos”, finalizó.

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Noticias Rusia y EEUU abren mercados a su petróleo gracias al recorte de producción de la OPEP (Febrero 20, 2017) El descenso en el bombeo de la

OPEP está cambiando los flujos comerciales de petróleo en el mundo. Para cumplir con sus compromisos los productores de Oriente Medio están elevando los costes, hasta el punto que el mercado asiático prefiere comprar el crudo de los Urales porque es más barato.

Cuando Arabia Saudí decidió mantener el nivel producción de petróleo a mediados de 2014 desató una caída en picado de los precios. Abrió una guerra por la cuota de mercado mundial que se veía amenazada por países como Estados Unidos o Rusia que habían alcanzado niveles récord de producción. El objetivo era sacar del mercado a los competidores que no podían mantener abiertos sus pozos con el precio por debajo de 40 dólares el barril. Riad ha cambiado de estrategia al permitir un acuerdo histórico de recorte de producción en el seno del cartel y con otros países, incluida Rusia. El pacto ha conseguido que el petróleo se consolide sobre los 50 dólares. Pero a costa de elevar los costes de producción de las potencias de Oriente Medio, el núcleo duro de la OPEP, por debajo de sus competidores.

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La refinería surcoreana SK Innovation por primera vez en diez años ha demandado un millón de barriles de petróleo de producción rusa. En las últimas semanas, coincidiendo con la entrada en vigor del recorte de producción de la OPEP, varios países asiáticos han aumentado los pedidos procedentes de Estados Unidos, Canadá o Europa. Un dato que refleja el cambio flujo comercial de petróleo. El petróleo de Omán registra la mayor diferencia de precio en el último mes con el de los yacimientos de los Urales, pese a que es de muy parecida calidad.

Mayores costes de transporte La refinería coreana ha confirmado a Bloomberg que el petróleo ruso se ha vuelto más económico haciendo un encargo de un millón barriles a Lukoil. “La demanda de Asia a los Urales es poco frecuente, ya que normalmente más caro en comparación con otros prospecciones como las de Omán o la plataforma de Zakum de Emiratos Árabes Unidos” explica Nevyn Nah, analista de Energy Aspects.

El petróleo de ruso solía ser menos popular en Asia no solo por los mayores costes de producción, también de transporte. Las petroleras rusas utilizan las embarcaciones Suezmax para a travesar el canal de Suez, que tienen una capacidad de carga de aproximadamente un millón de barriles de petróleo, mientras las potencia de Oriente Medio utilizan los petroleros Very Large Crude Carrier (VLCC) con el doble de capacidad.

Los pedidos también se están produciendo desde refinerías de China al crudo pesado de América del Norte. Este tipo de petróleo es de peor calidad que el de los principales

productores de la OPEP al ser más denso. Su demanda suele repuntar cuando los precios permiten al procesamiento tener margen.

Al menos un millón de barriles procedentes del Golfo de México ha sido encargado desde la provincia de Shandong de China, según Reuters. El envío se ha producido después de otros 600.000 barriles en enero.

Pedidos de China Desde finales del año pasado, China, el segundo mayor consumidor de petróleo del mundo, ha intensificado las importaciones procedentes de América del Norte, una de las pocas regiones en las que la producción de petróleo está creciendo.

Por otra parte, la refinería Shandong Wonfull Petrochemical Group está a punto de comprar por primera vez crudo pesado para recibir la entrega en abril al carguero suizo Trafigura, especializado en las rutas de Estados Unidos a Asia.

Fuente: http://www.eleconomista.es/materias-primas/noticias/8167449/02/17/Rusia-abre-mercados-para-su-petroleo-gracias-al recorte-de-produccion-de-la-OPEP.html

Noticias COLOMBIA IRAN

Irán descubre 15.000 millones de barriles de petróleo

No se sabe cuándo se descubrieron estos 15.000 millones de barriles de petróleo, de los cuales mínimo unos 2.000 millones son recuperables.

Una petrolera colombiana anunció que invertirá en explotación de crudo y gas Sus autoridades comunicaron inversiones por US$200 millones al presidente Mauricio Macri. Pero no dieron detalles sobre los plazos y las zonas de exploración

(Febrero 05 , 2017)

La Compañía Iraní de Petróleo (NIOC por su sigla en inglés) descubrió reservas de crudo que ascienden a 15.000 millones de barriles, informó este domingo la empresa petrolera en una nota de prensa.

De la cantidad encontrada al menos 2.000 millones de barriles son recuperables, explicó el director de la NIOC, Ali Kardor, quien no precisó cuándo tuvieron lugar estos descubrimientos.

Kardor reveló asimismo que los nuevos descubrimientos también han añadido unos 66 trillones de metros cúbicos a las reservas de gas natural de Irán.

La República Islámica de Irán tiene la reserva de gas más grande del mundo y la cuarta de petróleo, por lo cual forma parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Sus actuales reservas de crudo son de 711.530 millones de barriles, de los cuales 102.330 millones son recuperables.

Fuente: http://www.telesurtv.net/news/Iran-descubre-15.000-millonesde-barriles-de-petroleo-20170205-0009.html

Es una empresa nueva y poco conocida en el sector petrolero, pero anunció un plan de inversiones de US$200 millones en la Argentina para la explotación de petróleo y gas.

En un comunicado, el Gobierno del presidente Mauricio Macri señaló que la compañía de origen colombiano realizará inversiones en diferentes cuencas del país, pero sin dar precisiones. Consultados por El Cronista, desde el Ministerio de Energía y Minería tampoco informaron en qué zonas se concretarán esas inversiones, aunque se estima que será en el mega yacimiento neuquino de Vaca Muerta.

(Febrero 22, 2017)

Pentanova es una empresa privada que fue creada bajo la legislación de las Islas Vírgenes Británicas con foco en la exploración y desarrollo de petróleo y gas en Sudamérica. El mes pasado, a través de una emisión de acciones, por 45 millones de dólares, fue adquirida por la canadiense PMI. Pentanova tiene en marcha un acuerdo para comprar el 80% del bloque María Conchita y el 60% de Tiburón, en La Guajira, al norte de Colombia. Además, firmaron un convenio para el 80% en una zona del río Magdalena, también en Colombia.

El grupo que se entrevistó con el presidente Macri en la Residencia de Olivos estuvo encabezado por Serafino Iacono, titular de Pentanova, y Rodney Lewis, CEO de Lewis Energy Group, uno de los principales productores de gas no convencional de Eagle Ford, Estados Unidos. Los empresarios le manifestaron al presidente su interés en participar del desarrollo de recursos de petróleo y gas debido al “gran potencial que tiene la Argentina en materia energética y las reformas que ha introducido el Gobierno para atraer inversiones”, según informaron desde la Casa Rosada.

Iacono, de origen venezolano, financió y desarrolló proyectos de petróleo y minería en América latina y Estados Unidos y, además, es uno de los fundadores de la petrolera colombiana Pacific Exploration & Production, la segunda productora de crudo de ese país. A fines del año pasado, Pacific atravesó un proceso de reestructuración financiera por la cual el fondo de capital Catalyst inyectó US$500 millones en efectivo y pasó a tener el 25% de las acciones. Según cálculos de la industria, entre 2013 y 2016, en Vaca Muerta se invirtieron unos US$8600 millones y desde el Gobierno estiman que esa cifra ser superada en los próximos cuatro años.

Fuente: http://www.cronista.com/negocios/Una-petrolera-colombiana-anuncio-que-invertira-en-explotacion-de-crudo-y-gas-20170222-0037.html

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Noticias MÉXICO

BP, la gran ganadora de la subasta de ductos entre México y Estados Unidos (Febrero 17,2017) Los tubos que utiliza Pemex para

traer gas de Estados Unidos ahora tienen usos privados, este viernes comenzó la subasta para asignar capacidad de los ductos, donde la petrolera británica obtuvo 2 de los 4 ofertados.

La petrolera británica BP fue la gran ganadora de la primera subasta en la que se ofertó capacidad de gasoductos que cruzan de Estados Unidos a México.

Estos ductos, conocidos como de internación, eran operados hasta ahora exclusivamente por Petróleos Mexicanos (Pemex) y utilizados para importar gas natural, pero como resultado de la reforma energética se abrieron también a competidores privados, quienes este viernes compitieron por poder utilizar dicha infraestructura. En total se ofrecieron 753 mil 722 millones de BTU diarios (MMBTU/día) de los cuales se asignó el 29.2 por ciento, es decir, 220 mil 741 MMBTU/día

a tres empresas, todas pagarán una tarifa de 31 centavos por MMBTU. Todo lo asignado es parte de un tubo de 193 kilómetros de longitud de Mexico Pipeline Partners, filial de Pemex Transformación Industrial, que corre de Agua Dulce Texas a la frontera con Nuevo León, el cual se dividió en cuatro tramos.

En el concurso se ofreció capacidad en los cuatro tubos, y en dos de ellos BP fue la única a la que ahora se le asignó capacidad, en un tercer ducto South Cross-Nueces no hubo interesados y en el ducto ETP-Delimita hubo dos ganadores, Fábrica de Envases de Vidrio del Potosí y Alkalí, no sin antes mencionar que hubo una confusión que llevó a que se rehiciera el proceso.

Esto, porque la empresa Fábrica de Envases de Vidrio del Potosí no llenó un cuadro dentro de la propuesta en la que aceptaba las bases del concurso. Dado lo anterior la propuesta inicialmente

Fuente: http://www.elfinanciero.com.mx/economia/bp-la-gran-ganadora-de-la-subasta-de-ductos-entre-mexico-y-estados-unidos.html

fue desechada, pero terminada la apertura de propuestas, el representante legal de la firma pidió al comité que reconsiderara aceptarla. El comité tomó entre 5 y 10 minutos para analizar la decisión y concluyó que sí se podía tomar la propuesta siempre y cuando no hubiera un tercero afectado.

Al final la propuesta fue aceptada y tanto a Fábrica de Envases de Vidrio del Potosí como a la empresa Alkali se le asignó capacidad. Del primer tramo, EFM-Nueces, con capacidad de 203 mil 722 MMBTU/día, BP se quedó con 190 mil MMBTU/día. En el segundo tramo, SoutCrossNueces, no hubo interesados en la oferta de 125 mil MMBTU/día. En el tercer tramo ETP-Delimita, hubo dos ganadores Fábrica de Envases con 4157 MMBTU/día y Alkali con 16 mil 584 de los 300 mil MMBTU/día ofrecidos. El cuarto y último tramo, DCP-Gulf Plais, ofreció 125 mil MMBTU/día, pero solo BP se quedó con 10 mil MMBTU/día.

ECUADOR

Fiscalía de Ecuador investiga derrame de petróleo en dispuso al Ministerio del Ambiente que reaprovincia fronteriza con Colombia. Ortiz lice la pericia de reconocimiento de flora y fauna La Fiscalía de Ecuador investiga un derrame de petróleo ocurrido en el sector de Puerto Balao, Las Palmas, en la provincia tropical de Esmeraldas, fronteriza con Colombia, informó el Ministerio Público.

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(Febrero ,2017)

causas que originaron un derrame de crudo.

En un comunicado, la Fiscalía manifestó que inició de oficio una investigación previa “por un posible delito ambiental”, con el fin de determinar las

El fiscal encargado de la investigación, Gorky Ortiz, efectuó el peritaje de inspección técnica ocular con personal especializado del Ministerio del Ambiente, para esclarecer las posibles razones del derrame en las costas del Puerto Balao y conocer si se trató de un hecho provocado o accidental.

para conocer las especies que pudieron verse vulneradas, indicó en el escrito. También ofició a la misma secretaría de Estado para que efectúe el análisis de afectación ambiental por una posible contaminación de agua y suelo.

“Las acciones emprendidas por la Fiscalía buscan determinar la dimensión del área contaminada y

el posible daño a especies marinas que habitan en este sector de la playa de Esmeraldas”, apuntó. La empresa estatal de petróleo Petroecuador indicó en un comunicado que culminaron las tareas de limpieza de la playa Las Palmas y recalcó que “los trabajos se iniciaron de manera inmediata tras presentarse el derrame de 20 barriles en el Terminal Marítimo Balao”.

Detalló que las 250 personas que participaron en el operativo de Fuente: http://www.cmi.com.co/internacional/fiscalia-de-ecuador-investiga-derrame-de-petroleo-en-provincia-fronteriza-con-colombia/413546/

limpieza utilizaron sistemas de contención y absorción, así como recuperación manual y mecánica.

El presidente de Ecuador, Rafael Correa, informó el domingo en una entrevista con la radio “Magia”, en la provincia de Esmeraldas (noroeste), que supervisó el lugar del derrame y consideró que Petroecuador reaccionó “muy bien”.

Comentó que el derrame ocurrió el sábado pero ya el domingo estaba “todo limpio” y no había “ningún problema”. Agregó que se investigan las causas del derrame: “No se excluye acción deliberada pero, por lo menos, aparentemente ha habido negligencia”, anotó.

VENEZUELA

PDVSA redujo suministro de petróleo a Cuba en 42.500 barriles durante 2016 (Febrero, 2017) La

información operacional de Petróleos de Venezuela (PDVSA) del año 2016 indica que entre enero y septiembre los suministros de crudo a Cuba se redujeron en 42.500 barriles diarios, una disminución de 29% con respecto a 2015 con un saldo de facturación durante ese período por 2.239 millones de dólares.

La data señala que los despachos de PDVSA a la nación caribeña se realizan a las empresas Cubametales y Cuvenpetrol. La primera es la Empresa Cubana Exportadora e Importadora de Metales, Combustibles y Lubricantes, creada en 1962 a raíz del bloque comercial que impuso el gobierno de Estados Unidos, mientras que la segunda compañía es mixta entre PDVSA y Cuba Petróleo (Cupet) para el manejo de la refinería de Cienfuegos.

Los despachos propiamente dirigidos a Cubametales estuvieron en 77.200 barriles diarios, una baja de 21% con respecto al año 2015, mientras que los envíos para Cuvenpetrol se recortaron en 45% para colocarse en 26.400 barriles por día.

El máximo de suministros de PDVSA a Cuba se alcanzó en el año 2013 cuando se despachó un promedio de 153.000 barriles diarios, de los cuales cerca de dos tercios (98.800 barriles-día) se corresponde a los despachos de Cubametales y 54.200 barriles para el centro de refinación de Cienfuegos.

(PDVSA recortó los suministros de crudo a la refinería de Cienfuegos en Cuba)

Fuente: http://www.petroguia.com/pub/article/pdvsa-redujo-suministro-de-petr%C3%B3leo-cuba-en-42500-barriles-durante-2016

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Noticias USA

Oleoducto Keystone XL transportará 830 mil barriles de crudo diarios.

(Febrero, 2017) El oleoducto Keystone XL (KXL), proyecto de la petrolera canadiense TransCanada, aprobado por el gobierno estadunidense, prevé transportar 830 mil barriles de petróleo crudo al día desde Hardisty, Alberta (Canadá), hasta Steele City, Nebraska (Estados Unidos).

Se trata de un proyecto de ocho mil millones de dólares para construir un ducto de mil 897 kilómetros de largo y 91.4 centímetros de diámetro, que transportará petróleo crudo desde donde es producido hasta donde es refinado y atravesará Montana, Nebraska, Dakota del Sur (Estados Unidos), Alberta y Saskatchewan (Canadá). Desde hace nueve años TransCanada ha venido impulsando este proyecto, que enfrentó la negativa tajante del gobierno de Barack Obama, sin importar que el propio primer ministro canadiense de entonces, Stephen Harper, abanderó las gestiones al más alto nivel para que fuera aprobado.

Durante el largo proceso de espera para su aprobación, TransCanada recordó que un estudio del Departamento de Estado dado a conocer en enero de 2014, el total de emisiones de gas invernadero transportando petróleo por tren a la Costa del Golfo es 42 por ciento mayor que si se hiciera mediante Keystone XL. En su quinto día de gestión como presidente de Estados Unidos, Donald Trump, firmó una orden ejecutiva para aprobar tanto el oleoducto Keystone XL como otro conocido como Dakota Access Pipeline.

Dos días después la petrolera presentó al gobierno estadunidense su solicitud formal para proceder con el proyecto.

La obra “creará miles de trabajos de la construcción bien pagados y generará decenas de millones de dólares impuestos a la propiedad anuales en los países que recorra el oleoducto, así como 3.4 mil millones de dólares al PIB estadunidense”, indicó la empresa canadiense.

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De manera específica, en el primer año de operaciones el KXL arrojaría un impuesto a la propiedad estimado en 55.6 millones de dólares repartidos en los 27 condados de los tres estados de Estados

Unidos por los que atravesará.

“Este oleoducto es un importante proyecto de infraestructura para el fortalecimiento económico y la seguridad energética de Estados Unidos”, afirmó el presidente de TransCanada, Russ Girling.

Agregó que el oleoducto asegurará a Estados Unidos el acceso al “abundante recurso energético producido por su vecino que comparte el compromiso de un medioambiente limpio y saludable”.

La petrolera canadiense, con sede en Alberta, cuenta con 65 años de experiencia en la transportación de petróleo y gas natural, generación de energía y almacenamiento de gas. La empresa opera una red de tuberías de gas natural que se extiende a más de 90 mil 300 kilómetros. Su capacidad de almacenamiento de gas alcanza 664 mil millones de pies cúbicos. En la actualidad, opera o tiene acciones en plantas de generación de energía de 10 mil 700 megawatts en Canadá y Estados Unidos.

TransCanada, que cotiza acciones en las Bolsas de Valores de Toronto y Nueva York (TRP), opera el oleoducto existente Keystone, que ha transportado en forma segura más de 700 millones de barriles de crudo a las refinerías de Estados Unidos desde 2010, según la propia empresa.

El actual oleoducto Keystone transporta en promedio 1.3 millones de barriles por día y el proyecto Keystone XL le añadiría 830 mil barriles diarios, según estima la firma. El gobierno canadiense aplaudió la decisión ejecutiva de Trump de aprobar el proyecto, porque espera que genere unos cuatro mil 500 empleos en la construcción y ayude a profundizar la relación energética a través de la frontera.

Para Trump, el KXL creará 28 mil empleos, aunque se prevé que muchos de esos trabajos no serán

permanentes, mientras que el Departamento de Estado estimó en la pasada administración que, después de la construcción, los empleos de largo plazo que generará este oleoducto serían sólo 50.

El proyecto enfrenta el rechazo de grupos ambientalistas preocupados por el impacto en la calidad del agua y el ambiente que tendrá la construcción del oleoducto.

Grupos ambientalistas de ambos países han denunciado que se afectará la calidad del agua de los ríos donde pescan muchas comunidades indígenas, además de la contaminación ambiental que ocasionará su construcción y operación.

Al respecto, TransCanada señaló que trabajará “con la mejor tecnología en su clase y con técnicas de construcción que protegen las vías fluviales y otros recursos ambientales sensibles”.

Insistió en que su KXL “representa la forma más segura y ecológica de conectar la economía estadunidense a un abundante recurso energético”. El grupo ambientalista Environment America advierte que echar a andar el KXL añadirá a la atmósfera anualmente 27.4 millones de toneladas métricas de contaminación por carbono, lo que equivale a poner a rodar 5.7 millones de automóviles.

“Las arenas bituminosas que transportará el oleoducto desde Alberta son lo más sucio del petróleo.

Un galón de esas arenas produce 17 por ciento más carbono que un galón de petróleo convencional. Por tanto, el KXL significará poner el pie en el acelerador del calentamiento global”, alertó el grupo.

Fuente: http://www.xeu.com.mx/nota.cfm?id=890591

www.mcmiller.com jessica.carbajal@mcmiller.com 1+772.794.9448

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