Volumen 5, Numero 1 - Marzo 2014 by LATINCORR

Los sondeos para buscar gas y petróleo acechan el Mediterráneo Sistema de Actualización sobre Inspección de Tuberías de Terminales en América Latina de Integridad

El momento de la verdad en Ecuador: ¿Qué hacer con el petróleo del Yasuní?

CONTENIDO PORTUGUÊS

Sistema de Actualización sobre Inspección de Tuberías de Terminales en América Latina de Integridad

Los sondeos para buscar gas y petróleo acechan el Mediterráneo

El momento de la verdad en Ecuador: ¿Qué hacer con el petróleo del Yasuní?

Conceptos de Protección Catódica y sus aplicaciones prácticas I

Noticias Latincorr

Noticia Latincorr

NU EST RO S

C L IE N T ES

Gracias por su apoyo! At Rice Univerity

EDITOR EN JEFE Carlos Palacios LATINCORR, LLC.

COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA:

23501 Cinco Ranch Blvd.

Fabián Sánchez, OCP, Quito, Ecuador Ernesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, Venezuela Lorenzo Martínez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México. Miguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col. Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Rafael Rengifo II, Phillips 66 en Houston, USA Jorge Vasquez, Xodus Group, Houston, TX, USA Rogelio de las Casas, (RUST) Reliable Undergroung Service Technicians, Romeoville, IL USA

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

www.latincorr.com 4

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

VENTAS Y MERCADEO: Carlos Palacios sales@latincorr.com EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar art@latincorr.com CORRECCIÓN DE TEXTOS Inversiones FIT4LIFE SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L Con la fortaleza de ser un recurso informativo especializado en constante evolución y motivados por nuestra misión en ser el mejor aliado de las diferentes áreas en la industria petrolera contribuyendo así con su desarrollo económico, en el cierre del año 2013, LATINCORR contó con el apoyo de diferentes instituciones y empresas amigas que hoy nos motivan a seguir construyendo enlaces que promueven oportunidades. Convirtiéndonos en la revista especializada de mayor aceptación en los países de habla hispana y portugués. De igual manera, a través de nuestra revista, reforzamos nuestro objetivo principal, ofreciendo un espacio publicitario, respaldado por los más destacados trabajos realizados por profesionales latinoamericanos. Con el inicio del año 2014, LATINCORR rediseña su página web www.latincorr.com y las ediciones programadas trimestralmente, con la intensión de incluir columnas informativas en nuestras próximas publicaciones. A propósito de esto, nuestro primer columnista invitado es Rogelio de Las Casas, vicepresidente de la empresa RUST (Reliable Underground Service Technicians), quien en esta primera edición, explicará algunos conceptos básicos de Protección Catódica. LATINCORR se complace en compartir con ustedes la alianza, impulsada por tres diferentes instituciones, que nos permitirá expandirnos aun más en el mercado de habla hispana de los Estados Unidos de Norte América. Estas alianzas serán patrocinadas por NISTM (National Institute for Storage Tank Management), Clarion y Tiratsoo Technical. Tanto NISTM (National Institute for Storage Tank Management), Clarion y Tirastsoo Technical (anteriormente conocido como Scientific Surveys) son organizaciones que ofrecen diferentes oportunidades educativas, cursos de adiestramiento y seminarios de capacitación dirigidas a los profesionales de la Ingeniería, vinculados al departamento de producción de petróleo y gas. Augurando lo mejor para el 2014, nuestro cordial saludo.

Atentamente, Carlos Palacios Editor en Jefe

Sistema de Actualización sobre Inspección de Tuberías de Terminales en América Latina de Integridad La integridad mecánica de los sistemas de tuberías en terminales es hoy en día un elemento clave en el éxito del almacenamiento y distribución de combustible. En el entorno dinámico de hoy más dueños y operadores de terminales están fijando la meta de “0” incidentes en tuberías de terminales que afecten a la salud, medio ambiente y finanzas, como base de su capacidad para mantenerse en un negocio rentable y seguir adelante con las nuevas tendencias de la industria. A continuación se presentarán antecedentes y el estado actual de la inspección de los sistemas de tuberías en los terminales de América Latina, con evaluación de los elementos para la reducción de riesgos y la propuesta de una estrategia para continuar avanzando hacia programas de inspección más robustos para los sistemas de tuberías en terminales. También se presentará un resumen del trabajo de investigación llevado a cabo después de discutir el tema de inspección de tuberías de terminales en la conferencia NACE Latincorr llevada a cabo en Perú en Julio del 2012, cuando se realizó una encuesta sobre este tema incluyendo dueños, operadores y empresas de servicios de América Latina.

ANTECEDENTES

Ing. Francesco Solari / Presidente de Inspectores de Falcón “INSPFALCA”

En los inicios de la industria petrolera los terminales eran percibidos como instalaciones de bajo riesgo en base a aspectos como: • No corrosión por contaminantes (productos con menor contenido de azufre y a bajas temperaturas).

• Temperaturas por debajo de auto-ignición al contacto con el oxigeno de la atmósfera. • Bajas presiones, lo cual reduce el alcance de dispersión del producto, y también reduce la probabilidad de formar nubes de vapores inflamables. • Instalaciones que eran relativamente nuevas con poco tiempo en servicio, lo cual se traducía en baja probabilidad de falla. Hacia finales de la segunda mitad del siglo XX la percepción de riesgo aumenta ajustándose a la dinámica de la industria en la post-guerra.

Los elementos claves que se analizaron con esta encuesta son:

A continuación características y eventos de ese periodo:

• Una visión de América Latina, antes y después de API 2611 y las oportunidades para implementar un plan de gerencia de tuberías de terminales basado en riesgo.

•Aumento de demanda, volumen y utilización de terminales.

• El enfoque en la Corrosión Localizada y el Plan de Integridad basado en las técnicas de inspección más efectivas. Las expectativas son proporcionar información a la comunidad de terminales, de cómo el API 2611 está siendo adoptado e implementado, y compartir la visión de un plan de integridad mecánica para gerenciar efectiva6 mente el riesgo de tuberías en terminales.

• Aumentan las fallas debidas a la degradación de revestimientos en tuberías enterradas y superficiales, avance de corrosión externa y también interna (casos de corrosión por bacterias y corrosión bajo depósitos) Organizaciones de la Industria aprenden de estas fallas y se inician comités de trabajo en el American Petroleum Institute (API) y la National Association of Corrosion Engineers (NACE).

• Desarrollo de técnicas de evaluación global específicamente desarrolladas para sectores de tuberías de difícil acceso: Ondas Guiadas, Emisión Acústica, Cochinos para Inspección Electromagnéticas. • Disminuye la tolerancia de los ambientalistas y del público en general a derrames de hidrocarburos. •1era Edición del API-570 aparece en 1993. Y hoy transcurridas casi dos décadas del siglo XXI las organizaciones de la industria y los reguladores están aumentando su atención en terminales de manera progresiva, basados en los siguientes eventos y circunstancias: •Aumento de demanda como consecuencia de la globalización, crecimiento económico de Asia y más recientemente la Revolución del Shale en USA. •A consecuencia de incidentes en terminales como Bouncefield UK y Bayamón Puerto Rico y también en tuberías de línea como San Bruno y derrames como los ocurridos en zonas ecológicas muy sensibles de USA los reguladores comienzan a pensar en el riesgo de tuberías de terminales que no están sometidas a los mismos niveles de inspección de las tuberías de línea y que tienen la misma edad. •API, NACE y el Pipeline Research Council International (PRCI) hacen esfuerzo en la promoción de grupos de trabajo para generación de documentos para la evaluación de tuberías de terminales y también para la evaluación de técnicas de inspección (investigación y proyectos piloto) / Un ejemplo claro y conocido es el API-2611 “Inspección de Tuberías de Terminales” cuya primera edición es lanzada en el 2011.

Investigación y Análisis de Resultados: En el año 2012 se realizo una encuesta en poblaciones de operadores de terminales de Sur América, Islas del Caribe y Venezuela, en la cual se evaluaron 12 atributos cuyos resultados se analizan a continuación: 1. Familiarización con API 2611: El API 2611 es desconocido en Latinoamérica, y de allí se identifica la oportunidad de poder implementarlo como una buena referencia para programas proactivos en Latinoamérica.

5. Mayor problema de Integridad Mecánica: Corrosión Externa como mayor problema en sistemas de tuberías de terminales coincide con tendencias mundiales. La mayoría de los terminales se encuentran en ambientes marinos con estructuras en zonas de salpique. También influye en esta tendencia que la corrosión externa se identifica más fácilmente desde el exterior sin técnicas especializadas.

2. Documento usado para soportar plan de inspección: Los códigos de diseño y construcción son usados como criterios de aceptación conservadores para inspección de terminales en servicio. También se notan tendencias emergentes del uso de Códigos de Inspección API y documentos suplementarios. 6. Ensayos No Destructivos (END) más usado para evaluar Corrosión Interna: UT medición de espesores es la técnica más usada para evaluar corrosión interna, sin embargo la naturaleza localizada de los ataques y dificultades para acceso directo lleva a tendencias emergentes en uso de otras tecnologías de largo alcance y mayor efectividad para corrosión localizada. Es la opinión del autor que el UT medición de espesor es un paradigma que comienza a ser desplazado por análisis y técnicas más 3. Status de regulaciones: En general hay un componente significativo de terminales no regulados donde programas de inspección proactivos basados en prácticas como el API 2611 serían adecuados para mantener operación segura, confiable y rentable.

4. Procedimientos de Inspección: Si bien se reporta que la mayoría de los operadores poseen procedimientos para la inspección de tuberías en terminales, se vislumbran oportunidades de revisión hacia aproximaciones más proactivas y optimizadas. También se pudo conocer que aquellos que reportaron no tener procedimiento de inspección, era porque estaban usando procedimientos de refinación y no específicos para terminales.

7. Fallas inesperadas por Corrosión Interna: Pocos eventos de fallas inesperadas por corrosión interna en sistemas con programas de inspección implementados y con bajas velocidades de corrosión. Se estima que esta data corresponda a terminales de productos terminados y no de crudo donde las tendencias mundiales son opuestas. Igualmente se estima que esta tendencia este sesgada producto de lo que se puede observar desde el exterior.

9. Fallas inesperadas por Corrosión Externa: Se reportan eventos de fallas inesperadas por corrosión externa en sistemas con programas de inspección implementados y con bajas velocidades de corrosión. La corrosión localizada externa ocurre de manera localizada en sectores que no siempre están accesibles para “Inspección Visual Cercana”. Interesante como operadores con instalaciones cercanas a costas marinas (Islas del Caribe) reportan no tener fallas inesperadas por corrosión externa, lo cual lleva a pensar que han desarrollado programas de manejo de corrosión externa muy robustos.

10. Programas de manejo de puntos de estancamiento (Dead Legs): Un componente importante de operadores reporta no tener implementados programas de manejo de Dead Legs, lo cual coincide con tendencias mundiales, donde se reconoce que para manejar Dead Legs se requiere de equipos multidisciplinarios y liderazgo en integridad mecánica. Destaca que las Islas de Caribe reportan tener programas específicos no solo para Dead Legs, sino también para puntos de contacto e interfaces suelo – aire, se pudiera pensar que al tratarse de terminales no asociados con refinerías desarrollaron o adoptaron procedimientos específicos para terminales.

12. Programas de manejo de interfaces aire– suelo en tuberías: Al igual que los PC y Dead Legs, muchos operadores reportan no tener implementados programas de manejo de interfaces aire-suelo (AS) lo cual coincide con tendencias mundiales, donde se reconoce que para manejar AS se requiere de equipos multidisciplinarios y liderazgo en integridad mecánica. Al igual que para los Dead Legs y por las mismas razones Las Islas del Caribe reportan también tener programas para las interfaces suelo – aire.

CONCLUSIONES

8. END usado para evaluar Corrosión Externa: VT es la técnica líder para evaluación de corrosión externa en sistemas superficiales, lo cual coincide con tendencias mundiales. Sin embargo tuberías enterradas, corrosión bajo aislamiento, puntos de contacto e interfaces aire – suelo, están requiriendo técnicas especializadas para evaluación preliminar, lo cual la industria está requiriendo se complemente con inspecciones visuales cercanas (2’ de distancia).

11. Programas de manejo de puntos de contacto tubería – soporte: Al igual que los Dead Legs muchos operadores reportan no tener implementados programas de manejo de puntos de contacto (PC), lo cual coincide con tendencias mundiales, donde se reconoce que para manejar PC se requiere de equipos multidisciplinarios y liderazgo en integridad mecánica. Al igual que para los Dead Legs y por las mismas razones Las Islas del Caribe reportan también tener programas para puntos de contacto tubería – soporte.

En general se identificaron los siguientes retos para la inspección de tuberías en terminales de Latinoamérica: 1. No está definido cual es el mínimo de inspección requerido. • No todos lo terminales están regulados.

• Requerimientos no siempre corresponden a mecanismos de degradación. Inspecciones requeridas no incluyen métodos de inspección efectivos para detección de corrosión localizada. • No existen códigos de inspección para terminales, solo códigos de diseño, ya que los códigos de inspección usados son referencias de refinación (API-570) y el API-2611 es una práctica recomendada con potencial a evolucionar hacia código. 2.Diversas aproximaciones para analizar riesgo en terminales • Inspección Basada en Riesgo (IBR) por API 580 / 581. • Amenazas según sistemas de tuberías de línea, ejemplo: Corrosión Externa, Corrosión Interna, Agrietamiento por Corrosión bajo Tensión, etc.

• Zonas de impacto ecológico, basado en consecuencias de derrames en zonas sensibles por densidad de población o reservorios de agua potable o canales de navegación.

• La practica recomendada API-2611 es poco conocida. • Auditorías internas generan acciones reactivas con alta prioridad que consumen recursos que pudieran ser utilizados en programas proactivos de integridad mecánica. • Dificultad para estimación de alcance y costo de nueva tecnología, actualmente se desarrollan varias iniciativas de validación de nueva tecnología pero esa data aún no está disponible.

El Autor: El Ing. Francesco Solari tiene 25 años de experiencia en Inspección, END, Materiales y Servicios de Consultoría de la Gestión de Corrosión para la industria de Petróleo y Gas. Presidente de Inspectores de Falcón “INSPFALCA” una de las empresas de inspección más importantes de Venezuela y América Latina. El Ing. Solari tiene una licenciatura en Ingeniería Mecánica y de Materiales de la Universidad Simón Bolívar en Venezuela y comenzó su carrera trabajando para PDVSA, donde llegó a ser Jefe del departamento de Ensayos No Destructivos para la Refinería de Amuay.

PROPUESTAS

3. Dificultades para estimar la optima inversión en inspección proactiva.

1. Participación activa de Operadores de Latinoamérica, así como Compañías de Servicios en foros, comités y proyectos de investigación internacionales. • Comités NACE de Corrosión Inducida por Bacterias (MIC), Protección Catódica, Ondas Guiadas, etc. • Comités API de IBR, Revisiones de API 570 y API 2611.

• Proyectos PRCI en Gerencia de Integridad Mecánica de Terminales y Evaluación de Líneas “difíciles de inspeccionar”. • Evaluar oportunidades con la International Liquid Terminals Association (ILTA) para facilitar / centralizar la participación del componente de miembros de América Latina en organizaciones de USA. 2. Formación de Comité en NACE Latincor para Desarrollo de Programas de Integridad Mecánica de Terminales. • Desarrollo de Modelo de Riesgo y Programa de Mitigación para Terminales • Evaluación de Programas y Nueva Tecnología – Proyectos Pilotos a nivel de Latinoamérica. 3. Operadores y Empresas de Servicios trabajando en conjunto y con la premisa de victorias rápidas en programas de eliminación de defectos y excelencia operacional para terminales.

Los sondeos para buscar gas y petróleo acechan el Mediterráneo Ricardo F. Colmenero

• Cuatro compañías buscan bolsas de gas y petróleo en torno a la costa española. • La campaña afecta a 2.420 kilómetros cuadrados entre Valencia e Ibiza. El estruendo bajo el mar será superior al del impacto de la bomba de Hiroshima desde su hipocentro, a escasos metros de la cúpula Genbaku. La campaña sísmica que la petrolera escocesa Cairn Energy, a través de su filial en España Capricorn Spain Limited, pretende ejecutar a 35 millas de la costa de Ibiza desatará cada 10 segundos una hecatombe submarina de 249 decibelios con consecuencias impredecibles para la fauna marina del Golfo de Valencia. Su campaña no será la única. Las brocas de acero de otras tres compañías petrolíferas, una británica, otra española y otra noruega, ya apuntan al lecho marino más próximo a las costas de Levante y Baleares, dispuestas a detectar la presencia de bolsas de gas o petróleo que cambien de una vez por todas el cada vez más complicado panorama energético de España. La solicitud más reciente recibida por el Gobierno fue presentada el pasado 22 de octubre por la británica Spectrum Geo Limited, que pretende explorar en una primera fase el norte de Menorca y el noroeste de Mallorca, y en una segunda una extensa franja del sur del archipiélago balear.

Mucho más avanzado se encuentra el proyecto de la noruega Seabird Exploration FZLCC, en fase de evaluación ambiental, y que está dispuesta a plantar sus plataformas petrolíferas en el norte de Mallorca y sur de Menorca.

Mientras que la tercera afectaría al área más próxima a la plataforma Casablanca, frente a las costas de Tarragona, promovido por la española Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A. (RIPSA). Cuando el gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero otorgó en los últimos días de su mandato los permisos a Cairn Energy, la Generalitat valenciana y el Parlament Balear pidieron su revocación por atentar directamente contra los intereses turísticos y ambientales de su costa. Tras el cambio de Gobierno, y a pesar de las promesas del PP en Valencia y Baleares, era el ministro José Manuel Soria el que rechazaba revocarlas. En una reunión con empresarios turísticos de las islas Soria declaró: «Las autorizaciones son anteriores a esta legislatura, pero este Gobierno las tiene que respetar. Si no, estaría prevaricando». No lo tiene tan claro el director general de Medio Ambiente de la Comisión Europea (CE), Karl Friedrich Falkenberg, que aseguró que se mostrará «vigilante» con los movimientos del Gobierno de España y la petrolera.

Cóctel de productos químicos Estudios elaborados por la Universidad Politécnica de Valencia, a instancias del Gobierno valenciano, y otros del Cabildo de Lanzarote,

Barco responsable de la campaña sísmica de la petrolera escocesa Cairn Energy. E. M.

señalan que la perforación del lecho marino mediante la rotación de brocas de acero o con punta de diamante necesita crear una serie de lodos que faciliten la penetración en el sustrato. Se trata de una poderosa mezcla de minerales y productos químicos ácidos que se bombean pozo abajo para lubricar la cabeza del taladro, subir a la superficie los fragmentos desprendidos y taponar el pozo para evitar que escapen el gas o el petróleo. Toda una mezcla de barros y productos químicos, ricos en metales pesados y tóxicos como el cadmio, el arsénico, el cobre, el mercurio y el plomo, que es arrojada al mar tras un proceso de depuración rudimentaria, que es absorbido por la fauna marina y puede llegar al ser humano tras su ingesta. Los mismos estudios confirman que la vida marina muere en un radio de 500 metros del pozo de perforación. En Baleares las agrupaciones ecologistas ya teEn Baleares las agrupaciones ecologistas ya temen por la desaparición de las praderas de posidonia, responsables de la oxigenación del agua, y protegidas por numerosas figuras medioambientales de ámbito europeo.

Críticas de los conservacionistas Un informe de Ecologistas en Acción basado en los efectos producidos por las prospecciones sonoras realizadas en otras partes del globo describe entre sus efectos la desaparición de la pesca durante 19 meses (Golfo de San Jorge, Argentina), provocada en parte por daños irreversibles en huevos y larvas de la mayoría de especies; así como la aparición de cadáveres de cetáceos desorientados en las playas.

Un cetáceo frente a la costa de Menorca

En abril de 2012 cerca de 3.000 delfines aparecieron muertos en las playas de Lambayeque (Perú). Un estudio forense realizado por la

Pero mucho antes de que llegue eso, las catas sonoras ya suponen una grave amenaza para la fauna marina, tal y como advierten todas las organizaciones ecologistas. La comunidad científica ha adoptado los 180 decibelios (el ruido de un cohete espacial al despegar) como el nivel de intensidad acústica a partir del cual se pueden producir males fisiológicos irreversibles en cetáceos y tortugas marinas. El pasado 24 de enero finalizó el periodo de alegaciones al estudio de impacto ambiental de la petrolera Cairn Energy, momento a partir del cual un barco de 100 metros de eslora comenzará a disparar, casi de forma continuada, aire comprimido hacia el lecho marino del Golfo de Valencia desde una profundidad de entre seis y siete metros. Sus ondas se transmitirán por la capa de agua y parte del subsuelo penetrando en la roca, y su reflejo sonoro regresará hacia unos hidrófonos colocados en ocho cables (streamers) de ocho kilómetros de longitud cada uno, y que son también remolcados por la embarcación. A bordo se realiza un chequeo rápido de los datos para posteriormente elaborar unos «perfiles de reflexión» de cada una de las partes investigadas. La petrolera cree poder encontrar bolsas de petróleo entre los 600 y los 1.400 metros de profundidad, en una zona en la que todas las catas realizadas con anterioridad por otras compañías han fracasado. De hecho, Cairn Energy anunció el pasado 23 de diciembre al ministro Soria su fracaso en las primeras catas realizadas en aguas marroquíes, al noroeste de Lanzarote. 11

Organización Científica para la Conservación de Animales Acuáticos (ORCA) y recogida por el diario La República reveló que los animales padecían síndrome de descompresión aguda evidenciada por fracturas en los huesos perióticos y hemorragia en el oído medio, enfisema pulmonar diseminado y burbujas de aire en órganos como el hígado, riñón y vasos sanguíneos. Carlos Yaipén, director de ciencias de esta ONG, comentó al respecto que «no todos los animales que están dentro del alcalde de la burbuja marina lanzada por las embarcaciones petroleras resultan afectadas, sino solo los que se encuentran en la misma frecuencia de audición del rango acústico», lo que puede provocar «pérdida de equilibrio, desorientación, hemorragias internas, destrucción del

oído interno, destrucción mandibular, descompresión respiratoria, burbujas de aire en órganos y sistema circulatorio, y derrames cerebrales». La zona de prospección petrolífera, 2.420 kilómetros cuadrados entre Valencia e Ibiza, coincide además con la principal ruta de migración de cetáceos del Mediterráneo occidental, vital para la supervivencia de las poblaciones del delfín común, delfín listado, calderón común, calderón gris, cachalote y rorcual común (en peligro de extinción). Cualquier perturbación acústica interfiere en funciones como la alimentación o cría. Investigadores han documentado el desplazamiento masivo de rorcuales desencadenado por el ruido de una prospección geofísica a 285 kilómetros de distancia del área de estudio.

Observadores La compañía petrolífera Cairn Energy ha confirmado la contratación de Observadores de Mamíferos Marinos que trabajarán en el buque sísmico y harán uso las 24 horas del día de sistemas que ayuden a detectar la presencia de cualquier mamífero marino en el área de estudio. «Antes de comenzar la adquisición sísmica se llevará a cabo un procedimiento de arranque suave en el que el sonido se emite a menor intensidad al principio y se va aumentando hasta alcanzar la intensidad necesaria para la actividad sísmica, lo que permite a los mamíferos marinos alejarse del área de estudio antes de comenzar la actividad», señalan desde Cairn Energy. La compañía pretende realizar la campaña sísmica en otoño-invierno, precisamente cuando el rorcual común se refugia en el Mediterráneo.

Autor: RICARDO F. COLMENERO / FUENTE: http://www.elmundo.es/ciencia/2014

El momento de la verdad en Ecuador: ¿Qué hacer con el petróleo del Yasuní? Marina Blesa

• El debate para extraer petróleo del subsuelo del Amazonas llega a su momento decisivo. • Ecuador quiere financiarse con el petróleo de la reserva del Yasuní después de que fracasara el proyecto de conservarlo intacto a cambio de una aportación internacional. • Hablamos con las voces en contra de la extracción, que preparan la convocatoria de una consulta popular, y con los que la defienden.

Extraer o no extraer. El debate palpita con fuerza en las calles de Quito, Guayaquil y Santo Domingo. Las asociaciones de ecuatorianos en España hacen lo propio para que la polémica sea objeto de coloquio también en las ciudades de Madrid, Barcelona o Valencia. 150 especies de anfibios, 121 de reptiles, 596 de aves, 200 de mamíferos, 500 de peces y 4.000 de plantas. En una sola hectárea, según fuentes del Gobierno ecuatoriano, viven más especies de animales que en toda Europa y más especies de árboles y arbustos que en Estados Unidos y Canadá juntos. “Catalogado como la zona más biodiversa del planeta”, recuerda Esperanza Martínez, presidenta de Acción Ecológica, “el Parque Nacional Yasuní alberga a los dos pueblos en aislamiento voluntario de Ecuador, los Tagaeri y los Taromenan, que se internaron en la selva virgen a inicios de los setenta, justo cuando arrancaba la exploración y futura explotación petrolera en el país”. A esta riqueza natural y humana, hay que sumarle, precisamente, una que todavía hoy permanece invisible al ojo humano: el petróleo que subyace bajo los campos de Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), situados en la cuenca 14 alta del río Napo, tributario del Amazonas.

Vista aérea del Parque Nacional Yasuní, declarado por la Unesco reserva mundial de la biosfera en 1989. / Dolores Ochoa

“No me gusta la minería, no me gusta el petróleo, pero mucho menos me gusta la pobreza y la miseria”, repite a ambos lados del Atlántico el presidente de Ecuador, Rafael Correa. 2013 fue el año en que el ordenó archivar la Iniciativa Yasuní-ITT, una propuesta gestada en la sociedad civil en 2006, auspiciada por el Gobierno en 2007 y destinada a dejar en el subsuelo el petróleo del Amazonas a cambio de una compensación económica por parte de la comunidad internacional, ya que se trata de una reserva de la biosfera de importancia global.

torianos. “Es potestad del pueblo pronunciarse sobre temas de interés social”, sostienen diferentes agrupaciones desde YASunidos, colectivo contrario a la extracción. La llegada de 2014 ha iniciado la cuenta atrás: quedan 3 meses para saber si los detractores de la explotación consiguen el apoyo suficiente para que el referéndum tenga lugar. “El futuro de Ecuador es responsabilidad de todos”, afirma Aída Quinatoa, presidenta de la Coordinadora Nacional de Ecuatorianos en España (CONADEE).

Abandonado el llamado Plan A por falta de apoyo de los países extranjeros, el Gobierno de Correa puso en marcha el Plan B el pasado agosto, dando luz verde a la empresa estatal Petroamazonas para que comenzara las operaciones exploratorias en el terreno. Economistas, ecologistas y ambientalistas iniciaron entonces una movilización internacional con el objetivo de recolectar las 584.116 firmas (5% del padrón electoral) que obliguen al Gobierno a convocar una consulta popular, dejando así el futuro del Yasuní ITT en manos de los más de 15 millones de ciudadanos ecua-

“El petróleo no ha sacado aún a Ecuador de la pobreza, pero sin tierra nosotros sí somos pobres”

Indígenas huaoranis ejerciendo sus prácticas de caza en el Parque Nacional Yasuní. / Dolores Ochoa (AP)

Recolección de firmas en Quito durante una marcha indígena en contra de la explotación petrolera. / YASunidos

“El petróleo –recuerda José Lema, presidente del Colegio de Ingenieros Geólogos de Ecuador– aún representa el 40% de las exportaciones y contribuye a mantener una balanza comercial positiva”. Tras más de 6 años con Rafael Correa al frente del Gobierno, con la Constitución de 2008 casi recién salida del horno (donde indígenas y naturaleza cobran más protagonismo), y con unas elecciones seccionales a la vuelta de la esquina, el interés del país camina en una única dirección: desvincularse de una economía extractivista de la que todavía se confiesa dependiente.

La pregunta del millón sería: ¿Cuándo? Para Correa y Lema “extraer es una cuestión de conciencia y justicia social, Ecuador saldrá de la pobreza con apoyo internacional o no”. Para voces críticas como Martínez y Quinatoa, “hay otras opciones, y explotar es un atentado contra la naturaleza y las generaciones futuras”. Instalados en bandos ideológicos opuestos, los primeros asumen las “contradicciones propias de las políticas de cambio a favor de las mayorías”. Los segundos apuestan por otras alternativas y no aceptan “el precio a pagar para construir proyectos como, por ejemplo, el FLOK Society”. La polémica está servida.

Llamada fallida a la corresponsabilidad internacional A cambio de mantener el Yasuní libre de perforaciones y cumplir así con el compromiso de uno de los objetivos del Plan Nacional del Buen Vivir (sumak kawsay, en lengua quechua), Correa pidió en 2007 responsabilidad internacional ante la Asamblea General de las Naciones Unidas: 846 millones de barriles de petróleo en el campo ITT, equivalentes al 20% de las reservas del país, quedarían sin sacarle rendimiento económico si el mundo asumía su responsabilidad aportando 2.700 millones (el equivalente al 50% de lo que el Estado percibiría si extraía los casi mil millones de barriles que se calcula que hay en el parque). “Se compensaría así la pérdida de ingresos y se gratificaría el papel de sumidero de CO2 del parque nacional”, proclamaba el entonces ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pastor. No en vano, dejar el petróleo bajo tierra significaba no emitir más de 400 millones de toneladas de CO2 (similar a las emisiones de España en un año).

Sin embargo, pese a las potentes campañas publicitarias y al apoyo de países como Alemania, la propuesta del mandatario ecuatoriano, el famoso Plan A, fue un estrepitoso fracaso: sólo se logró recaudar el 0,37% de lo previsto. “La iniciativa se adelantó a los tiempos, y no fue comprendida”, dijo Correa el 15 de agosto de 2013, al anunciar la finalización de ésta. Apelando a una lógica ambiental y económica, añadió: “No era caridad lo que pedíamos, sino corresponsabilidad con el cambio climático”. En conversaciones con eldiario.es, Alberto Acosta, exministro de Energía y Minas y coimpulsor de la iniciativa, discrepa y considera que, “en realidad, quien no la comprendió y no estuvo a la altura del reto propuesto por la sociedad ecuatoriana al mundo fue el propio presidente Correa”. El Plan B, explotar el 1 por 1.000 del Yasuní ITT, siempre fue, según Acosta, “la primera opción”

del Gobierno: “El presidente jamás tuvo una posición firme a favor de la iniciativa, sus mismas acciones minaban las grandes posibilidades que tenía el proyecto. Debió ser la punta de lanza de una política exterior que, a partir del reclamo de la deuda ecológica, propusiera la construcción de una justicia ecológica global”. Este giro del presidente, para el economista Alfredo Serrano, miembro de la Fundación CEPS, responde, sin embargo, a una urgencia social y humana: “Correa lo intentó pero no pudo ser, el neoecologismo yerra si su propuesta política se ancla en conservar toda la naturaleza intacta dejando de atender muchas injusticias acumuladas por el neoliberalismo”. O dicho de otro modo, como puede leerse en la misma página web de Iniciativa: “El mundo no aprovechó la oportunidad que propuso el ITT, el futuro de Ecuador no tiene por qué ser responsable de aquello”. La falta de corresponsabilidad internacional no hizo desaparecer la fuerte concienciación ecológica y colectiva que la sociedad había alcanzado ni tampoco las necesidades de un país en vías de desarrollo: “En Ecuador –coinciden voces de ambos bandos– urgen inversiones superiores a los 70.000 millones de dólares (52.900 millones de euros) para erradicar una pobreza ya en descenso (en los últimos 6 años los índices se han reducido del 37 al 27%) y extender el bienestar a las comunidades menos favorecidas”. La clave está, y aquí es donde la polémica alcanza su punto álgido, en cómo conseguir esos ingresos. 15

El Plan B, explotar el 1 por 1.000 del Yasuní ITT, siempre fue, según Acosta, “la primera opción” del Gobierno: “El presidente jamás tuvo una posición firme a favor de la iniciativa, sus mismas acciones minaban las grandes posibilidades que tenía el proyecto. Debió ser la punta de lanza de una política exterior que, a partir del reclamo de la deuda ecológica, propusiera la construcción de una justicia ecológica global”. Este giro del presidente, para el economista Alfredo Serrano, miembro de la Fundación CEPS, responde, sin embargo, a una urgencia social y humana: “Correa lo intentó pero no pudo ser, el neoecologismo yerra si su propuesta política se ancla en conservar toda la naturaleza intacta dejando de atender muchas injusticias acumuladas por el neoliberalismo”. O dicho de otro modo, como puede leerse en la misma página web de Iniciativa: “El mundo no aprovechó la oportunidad que propuso el ITT, el futuro de Ecuador no tiene por qué ser responsable de aquello”. La falta de corresponsabilidad internacional no hizo desaparecer la fuerte concienciación ecológica y colectiva que la sociedad había alcanzado ni tampoco las necesidades de un país en vías de desarrollo: “En Ecuador –coinciden voces de ambos bandos– urgen inversiones superiores a los 70.000 millones de dólares (52.900 millones de euros) para erradicar una pobreza ya en descenso (en los últimos 6 años los índices se han reducido del 37 al 27%) y extender el bienestar a las comunidades menos favorecidas”. La clave está, y aquí es donde la polémica alcanza su punto álgido, en cómo conseguir esos ingresos.

Tecnología punta frente a Constitución “Sólo se intervendrá una extensión mínima del Yasuní, unas 1.000 hectáreas” (en total ocupa 982.000), y además se hará con una “tecnología punta que respete a las comunidades y al medio ambiente”, ha asegurado el Gobierno en reiteradas ocasiones. Esperanza Martínez, de Acción Ecológica, hace saltar la voz de alarma al subrayar la ilegalidad del plan: “El artículo 57 de la Constitución prohíbe los procesos extractivistas en zonas donde viven pueblos aislados”. Defensores de la explotación como Alfredo Serrano sostienen que “la actividad no incidirá en la vida de los pueblos aislados, ya que los cam16

pos están alejados de la llamada zona intangible donde habitan esas nacionalidades”. “Ahora existe una normativa adecuada y la voluntad política del Gobierno para defender los recursos naturales de una El Parque Nacional Yasuní, a unos 250 kilómetros al sureste de Quito, forma eficiente”, es famoso por su extraordinaria biodiversidad. asevera la ministra del Ambiente, Lorena Tapia. José Lema, del Colegio de Ingenieros Geólogos, cree que, efectivamente, el “daño será menor”. trismo al pachamacentrismo, de manera casi Como antecedente, cita los trabajos que Pe- frívola si se tiene en cuenta la deuda social y troamazonas efectúa en el campo Pañacocha, ecológica heredada” (Pachamama es la Madre ubicado en otra norteña reserva natural, que Tierra incaica). ha recibido reconocimientos internacionales “La economía ambiental, al servicio del neolipor sus buenas prácticas ambientales. “Esta beralismo, opta por explicar todo parcialmenempresa estatal viene desarrollando trabajos te, con enfoque mecanicista, crematístico y similares en esa área, donde existe una afecta- antropocéntrico. Por el contrario, la economía ción temporal, mientras se realiza el oleoducto ecológica –subraya Serrano– procura tener solamente”. una visión integral, que acepta la complejidad Los opositores a la explotación alertan de la afectación que sufriría la fauna, la flora y los pueblos en aislamiento voluntario en el área protegida más grande de Ecuador. Para Alberto Acosta, “no existe la posibilidad de una explotación sin afectación a la naturaleza ni al entorno social”. Patricio Chávez, representante de Amazonía por la Vida, coincide con el exministro en que “se ha explotado petróleo en la Amazonía ecuatoriana desde hace más de cuatro décadas y, aun así, el país nunca ha podido solventar sus carencias, todo lo contrario, en las provincias petroleras los índices de pobreza y enfermedades son más altos que en el resto del país. Además, apunta, el hecho de que en la ecuación del ITT haya también actores internacionales como China nos hace sospechar que esta dinámica no va a cambiar”. El presidente del Movimiento de los Índigenas de Ecuador, Carlos Pérez, de la Confederación Kichwa (Ecuarunari), asegura que “la única manera de evitar es no tocar, ya que la pobreza no se combate sembrando más pobreza; debemos apostar por ser una potencia ambiental que respete a la madre Naturaleza”. En este sentido, el economista Alfredo Serrano advierte de que “se ha pasado del antropocen-

aunque sea a costa de ser menos preciso, que entiende que los sistemas interactúan entre sí. El hombre no puede ser el centro del mundo, pero la naturaleza tampoco”. Acosta, amigo y colega de Serrano, contraataca: “Proponer una salida del extractivismo ampliando el extractivismo es una torpeza, nuestra supervivencia depende de la naturaleza y no al revés”.

Otros planes, otras opciones, otras voces Informes gubernamentales revelan que la extracción de crudo del ITT podría generar unos 40 mil millones de dólares (cerca de 30.000 millones de euros) en poco más de 20 años, es decir, que se podrían obtener unos 2.000 millones por año (unos 1.500 millones de euros). No obstante, avanza Acosta, “si el Gobierno requiere recursos, puede obtenerlos de múltiples formas”. Según las últimas encuestas, el 92,7% de la población apoya la idea de mantener el petróleo bajo tierra. El Centro de Derechos Económicos y Sociales enriquece el debate y pone sobre la mesa una tercera opción, el Plan C: “Redistribuir la riqueza para no explotar el Yasuní y salvaguardar a los indígenas aislados”.

Usted Tiene Problemas de Corrosión. Nosotros Tenemos Soluciones a Problemas de Corrosión.

El Proveedor más Completo de Soluciones Anti-Corrosión de LatinoAmérica Premier Coatings ofrece una completa gama de productos anticorrosión. Ya sea que el trabajo sea sobre la superficie, bajo del agua o enterrado, contamos con los productos de tecnología más avanzada para MANTENER PROTEGIDAS contra la corrosión sus tuberías, puentes, pilares y cualquier otra estructura metálica La Gama de Premier Coatings incluye: - Revestimientos líquidos PROTAL

- Cintas de Bitumen y Butilo

- Cintas de Petrolato y protectores externos

- Sistemas Marinos SEASHIELD (protección de pilares)

- Productos para sellado y moldeado

Para conocer más sobre las líneas de productos PREMIER COATINGS para la prevención contra la corrosión, visítenos en www.premiercoatings.com Para más información favor llamar a: Teléfono: +1-281-821-3355 Fax: +1-281-821-0304 E-mail: info@premiercoatings.com

www.premiercoatings.com

Un miembro de Winn & Coales International

2014, el año Organizados en la plataforma YASunidos, miles de ecuatorianos, convencidos de que “otra forma de habitar el mundo es posible”, se afanan desde el pasado 18 de octubre por conseguir el mínimo de firmas necesario para la consulta antes del 15 de abril. En España, también. Aída Quinatoa, presidenta de Conadee, lidera movilizaciones en ciudades como Madrid o Barcelona para que sus compatriotas –que rozan el medio millón– apoyen lo que ella considera la más justa de las causas: “No explotar el ITT para vivir en armonía con la naturaleza”. La condición finita del petróleo como fuente de riqueza y los perjuicios que comunidades indígenas y colonos sufrieron a raíz de la actividad petrolera de la compañía Chevron-Texaco, constituyeron el germen de notables resistencias en contra de las extracciones de hidrocarburo en el país. “La iniciativa –aunque haya fracasado, sostiene Acosta– potenció una conciencia ciudadana y ecológica sin precedentes que ayudó a la construcción de la tesis de una moratoria petrolera en el centro sur de la Amazonía ecuatoriana”. “Si hay un tema en el que Ecuador nos ha puesto de acuerdo, es el Yasuní”, asiente Esperanza Martínez. “La resistencia nos hará libres”, añade Carlos Pérez. Sin embargo, no todos los indígenas o ecologistas están a favor de la no extracción. Algunos, como Alfredo Serrano, insisten en “conciliar justicia ambiental con justicia social, afrontando sin invisibilizar la tensión entre pueblo y naturaleza para que todos puedan disfrutar del buen vivir”. A esta forma de ver las cosas se suma un grupo de amazónicos liderados por una treintena de alcaldes que han declarado su apoyo al plan del Ejecutivo asegurando que sólo de esa forma las poblaciones de la Amazonía podrán desarrollarse. FUENTE: http://www.eldiario.es/desalambre/ano-Ecuador-desvinculo-economia-extractivista_0_220478385.html

del desenlace

“¿Está usted de acuerdo con que el Gobierno ecuatoriano mantenga el crudo del ITT, conocido como bloque 43, indefinidamente bajo suelo?”. La pregunta de consulta impulsada por los colectivos sociales se suma a una larga lista de interrogantes: la intención manifiesta de reducir la dependencia de los recursos naturales ha puesto a Ecuador en el punto de mira internacional. ¿Superará el país latinoamericano el modelo neoextractivista en 2014? ¿Será vinculante el resultado de la consulta si ésta llega a efectuarse? ¿Ganarán terreno las alternativas gestadas en colectivo que proponen una distribución de la riqueza más igualitaria? O, por el contrario, ¿Asistirá Ecuador a un proceso paulatino de reconvención económica explotando sus recursos naturales y sin, como dicen, afectar al medio ambiente y a las comunidades indígenas? La cuenta atrás ha comenzado.

Conceptos de Protección Catódica

y sus aplicaciones prácticas I Esta serie de artículos intenta desmitificar algunos conceptos, de importancia básica en protección catódica (PC) pero que no son comúnmente considerados por los ingenieros y técnicos que comienzan su vida profesional en este campo. Rogelio de las Casas

Medición del Potencial en el suelo debido a un ánodo enterrado que se encuentra conectado a una fuente de corriente directa. • Se utilizan dos electrodos de referencia debidamente calibrados. Un electrodo de referencia es conectado al positivo del multímetro y colocado a la distancia desde el ánodo, donde se quiere conocer el valor del potencial (y). El segundo electrodo de referencia es conectado al negativo del multímetro y se coloca a tierra remota respecto al electrodo. • Se entiende por tierra remota aquella distancia desde el ánodo donde la influencia del ánodo no es observada. •Con este arreglo, la lectura de voltaje en el multímetro será positiva porque la influencia que estamos observando es debida a un ánodo. •La lectura sería negativa si, por ejemplo, se estuviera midiendo la influencia de una tubería desnuda que está recibiendo protección catódica.

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

que en protección catódica conocemos como caída IR. La figura 1 muestra cómo se realiza esta medición.

figura No.1

Figura 1. Medición de potencial en el suelo debido a un ánodo o lecho de ánodos

Medición de la resistencia del ánodo a tierra remota •Si conectamos el positivo del multímetro al ánodo, dejando el electrodo de referencia que estaba conectado al negativo del multímetro en la misma posición de tierra remota, lo que obtenemos es la resistencia del ánodo a tierra remota. •Este es el valor de resistencia de ánodos que se obtiene cuando se aplican las ecuaciones de diseño de sistemas de protección catódica. La figura No. 2 muestra cómo se realiza esta medición.

•Este valor de potencial medido es conocido como “potencial a tierra remota debido a un electrodo” y nos da información de cuanta energía está siendo “colocada” en el suelo en este punto (y). Por ejemplo, este valor de potencial debido a un ánodo o lecho de ánodos, será adicionado al potencial de polarización de una tubería como grado de influencia de un lecho anódico sobre la tubería protegida y forma parte de lo 20

Figura 2. Medición de la resistencia a tierra remota de un ánodo o lecho de ánodos.

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

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

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

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

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

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

internacionales (NACE, ICC, ISE)

www.ohio.edu/corrosion corrosion@ohio.edu www.ohio.edu/corrosion 740.593.0283 corrosion@ohio.edu 740.593.0283 21

BECA ESTUDIANTIL Este año la Fundación NACE otorgará dos becas para la región Latinoamericana de NACE. Una de ellas otorgadas por LATINCORR y Tinker & Rasor:

Una (1) beca por un monto de US$ 1.500 Las becas serán otorgadas en la conferencia anual de NACE. Aunque no es requerido, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

Próximas Conferencias NACE: Corrosion 2014 – Marzo 9 – 13, 2014 en San Antonio, TX USA Corrosion 2015 – Marzo 15 – 19, 2015 en Dallas, TX USA Corrosion 2016 – Marzo 6 – 10, 2016 en Vancouver, BC CANADA Corrosion 2017 – Marzo 26 – 30, 2017 en New Orleans, LA USA Corrosion 2018 – Abril 15 – 19, 2018 en Phoenix, AZ USA

Evaluación del Candidato La siguiente información que deberá ser incluida al momento de la aplicación para ser revisada por el Comité de Selección es la siguiente: •Copia de la aplicación. •Un escrito justificando la necesidad de la beca y explicando detalladamente como se utilizarán los fundos otorgados. Este escrito no debe estar contenido en una sola página y debe estar debidamente firmada, con su nombre, dirección, teléfono y dirección email. En forma LEGIBLE. •Dos cartas de recomendación de profesores con quien el aplicante trabaje soportando dicha aplicación y que contenga una historia de los trabajos, calidad de ejecución de los trabajos y carácter del aplicante. Así como la justificación para la otorgación de la beca. En forma LEGIBLE.

Requisitos para Participar

•Copia certificada de las notas del aplicante que describa el sistema de calificación.

•Los aplicantes deben estar inscritos en una universidad como estudiantes a tiempo completo en una universidad acreditada y cursando los dos últimos años de su carrera universitaria o inscritos como estudiantes de post grado (sin restricción a la antigüedad.)

Guía para la Aplicación

•Los aplicantes deben estar atendiendo a universidades cuyos países pertenecen y están representados en la Región Latinoamericana de NACE, y además deben estar haciendo trabajos, actividades o investigación relacionados a la corrosión. •Los Aplicantes deberán demostrar mediante trabajos técnicos, recomendaciones de profesores, etc que poseen un interés en el campo de la corrosión. •Los fondos otorgados deberán utilizarse exclusivamente en actividades relacionadas a NACE: Cursos, Asistencia a Congresos y Conferencias, Libros de la librería de NACE, etc. Otra actividades no asociadas a NACE deberán ser aprobadas con anticipación por los representantes de LATINCORR-CIMATQ y el comité de becas de la región Latino-Americana de NACE. •Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un congreso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al mo22 mento del viaje. Fotocopia a colores.

•Todo el material descrito anteriormente deberá enviarse al comité de becas de la Región LatinoAmericana de NACE a través del oficial o representante del país ante la Región NACE. Este oficial o representante debera testificar que la universidad del aplicante está realizando trabajos, actividades o investigación en el área de corrosión. •Una copia de todos los requisitos deberán ser escaseados y enviados por correo electrónico a becas@latincorr.com y nace-foundation@nace.org. •Adicionalmente el aplicante deberá revisar cuidadosamente las Guías Generales para Becas (General Scholaship Guidelines) en la página web de la NACE Foundation. Aplicantes deberán llenar su información de forma legible. Los formatos pueden ser bajados de la página web en word o pdf. Para m ás información por fav visitar

www.latincorr.com

o contáctenos a becas@latincorr.com

Ciudad de México, MÉXICO

MÁS SEGURIDAD • MENOS INCIDENTES • MÁXIMA RENTABILIDAD La Administración de Integridad de Ductos e Instalaciones es la más avanzada pieza de ingeniería disponible para mitigar las amenazas a la infraestructura de transporte y distribución de hidrocarburos. La aplicación certera de AID produce incrementos notables de seguridad, protección del ambiente, servicio eficiente y máximas ganancias para todo proceso de logística del transporte y distribución de hidrocarburos. El Seminario de Administración de integridad de Ductos de NACE transmitirá a los participantes lo mejor de la experiencia internacional que incluye: •

Metodologías cuantitativas de evaluación y análisis de riesgo para decisiones de alta gerencia de mantenimiento

•

Tecnologías de inspección en línea de ductos

•

Alternativas de evaluación directa para ductos no aptos para inspección contamos con los estándares NACE ECDA, ICDA y SSCDA

•

Sistemas de control de corrosión y metodologías de reparación

•

Programas de Calificación de Operadores y desarrollo del factor humano

•

Certificación NACE y planes de carrera para nuevos especialistas

•

Sistemas de Información Geográfica de última generación

•

Software, bases de datos y documentación regulatoria de la gestión de AID.

•

Cumplimiento a la Norma Oficial Mexicana Administración de Integridad de Ductos NOM 027 SESH 2010, así como ASME B31.8S, API 1160 y las regulaciones del Departamento del Transporte de Estados Unidos US DOT. El Seminario de Administración de Integridad de Ductos albergará una exhibición de empresas líderes mundiales proveedoras de servicios de ingeniería de relevancia para esta importante especialidad.

www.nace.org/pimsmexico

Calendario de Cursos Corrosión Básica

CIP Peer Review

Interferencia CP

Marzo 24 – 28, 2014 Madrid – España

Mayo 11 – 13, 2014 Madrid – España

Marzo 31 – 5 Abril, 2014 Bogotá – Colombia

Mayo 5 – 9, 2014 Bogotá - Colombia

Junio 27 – 29, 2014 Houston, TX – USA

Julio 7 – 11, 2014 Houston, TX - USA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Pipeline Corrosion Integrity Management

Noviembre 10 -14, 2014 Madrid – España

CIP Nivel 1 Marzo 31 – 5 Abril, 2014 Bogotá – Colombia Abril 13 – 18, 2014 Houston, TX – USA (En español) Mayo 5 – 10 ,2014 Bogotá – Colombia Mayo 5 – 10, 2014 Rio de Janeiro - Brasil Mayo 19 – 24, 2014 Cuernavaca - Mexico

Enero 15 – 20 CalMayo 13 – 17, 2014 Cuernavaca - Mexico

Corrosión Interna para Tuberías (Básico)

Mayo 19 – 24, 2014 Quito - Ecuador

Marzo 31 – 14 Abril, 2014 Madrid – España

CP2-Protección Catódica (Technician)

Mayo 26 – 30, 2014 Cuernavaca - Mexico

Abril 21 – 26, 2014 Bogotá – Colombia Mayo 20 – 24, 2014 Cuernavaca - Mexico Junio 8 – 13, 2014 Houston, TX – USA

Junio 16 – 20, 2014 Bogotá - Colombia

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado) Abril 14 - 18, 2014 Cuernavaca - Mexico Septiembre 22 - 26, 2014 Madrid – España

Julio 28 – 2 Agosto, 2014 Quito - Ecuador

CP3-Protección Catódica (Technologist)

Agosto 11 – 16, 2014 Bogotá - Colombia

Julio 21 – 26, 2014 Bogotá - Colombia

CIP Level 2

CP4-Protección Catódica (Specialist)

Diseño para el Control de Corrosión

Abril 27 – 2 Mayo, 2014 Bogotá - Colombia

Abril 21 – 23, 2014 Houston, TX – USA

Septiembre 15 – 20, 2014 Bogotá - Colombia

Junio 29 – 3 Julio, 2014 Houston, TX - USA

Mayo 12 – 17, 2014 Rio de Janeiro – Brasil Mayo 26 – 31, 2014 Cuernavaca - Mexico Junio 9 – 14, 2014 Quito - Ecuador Junio 16 – 21, 2014 Bogotá - Colombia

Recubrimientos en conjunto con Protección Catódica Abril 21 – 26, 2014 Houston, TX - USA

Septiembre 3 – 7, 2012 Bogotá - Colombia

Junio 16 – 20, 2014 Bogotá - Colombia

Control de Corrosión en la industria de Refinerías Mayo 12 – 16, 2014 Bogotá - Colombia

In Line Inspection Junio 16 - 20, 2014 Houston, TX - USA

PROGRAMA DE INSPECTOR DE RECUBRIMIENTOS Presentada por primera vez, solo en español El Programa de Inspector de Recubrimientos (CIP, por sus siglas en inglés) de NACE es el programa de certificación de inspector de recubrimientos más especializado y de mayor reconocimiento del mundo. El programa CIP capacita al profesional de recubrimientos para que pueda realizar una correcta inspección de la preparación de las superficies y de la aplicación de un sistema de recubrimientos protector sobre una variedad de estructuras en cualquier sector.

Próximo curso

MORE NACE with

del 13 al 18 de abril de 2014, en Houston, TX

Curso CIP Nivel 1 En este curso, se ofrece más de 60 horas de instrucción sobre los aspectos técnicos y prácticos fundamentales del trabajo de inspección de recubrimientos para proyectos de estructuras de acero. Aquí se le brindan al alumno los conocimientos sobre los materiales de recubrimiento y las técnicas de preparación de superficies y de aplicación de recubrimientos. Esto lo prepara para realizar inspecciones básicas con técnicas no destructivas e instrumentos de inspección. El curso consta de clases en formato de conferencia, debates, ejercicios grupo, prácticas, y laboratorio de prácticas para que el alumno aprenda a realizar las pruebas básicas de inspección. La capacitación finaliza con un examen escrito y otro práctico, y con una evaluación del libro de registro del inspector. Curso de 6 días de clases Día 1: de 10 a. m. a 7:30 p. m. Días 2 a 5: de 8 a. m. a 7:30 p. m. Día 6: de 8 a. m. a 5 p. m., a menos que se indique de otro modo

5.6 CEUs—Crédito para Continuar Educación

Quiénes deben asistir Si bien el curso está específicamente diseñado para aprendices de inspector de recubrimientos, resulta beneficioso para todo aquel interesado en obtener una mejor comprensión de la aplicación y la inspección de recubrimientos, incluidos ingenieros de proyectos, gerentes de aseguramiento de calidad, contratistas, representantes de ventas técnicas, técnicos en granallado, aplicadores de pintura y personal de mantenimiento.

Requisitos previos No hay pre-requisitos para este curso.

Objetivos de aprendizaje. La meta es preparar al alumno para que pueda: Reconocer los tipos de recubrimiento y los mecanismos de curado. Comprender las especificaciones de los recubrimientos, incluyendo los ambientes de servicio y los ciclos de vida útil de los recubrimientos. Comprender los estándares, los métodos y el manejo del equipo de preparación de superficies para el granallado, la limpieza con solventes y la limpieza con herramientas de poder y manual. Aplicar recubrimientos mediante brocha, rodillo, guante y atomización sin aire y convencional. Realizar procedimientos de inspección y desempeñar la función de inspector, que incluye la seguridad, la ética, la prevención de conflictos y la toma de decisiones. Realizar pruebas para determinar las condiciones medioambientales o del ambiente, y los agentes contaminantes que no son visibles.

Utilizar instrumentos de prueba no destructivos, como medidores de espesor de película húmeda y seca, y detectores de holidays de bajo y alto voltaje. Medir el perfil superficial con cinta réplica y micrómetros de yunque, comparadores de perfil superficial y medidores de perfil superficial digitales. Reconocer el diseño y los defectos de fábrica, y los modos de fallo de recubrimiento para identificar los problemas de control de calidad. Utilizar las hojas de datos de seguridad de los materiales (MSDS, por sus siglas en inglés) y las hojas de datos técnicos del producto. Registrar y documentar los datos.

Materiales de referencia incluidos

Opciones de certificación*

Manual del curso CIP Nivel 1 Manual del curso CIP Nivel 1 en CD

Certificación de Inspector de Recubrimientos de NACE, Nivel 1 Tecnólogo de Corrosión Tecnólogo de Corrosión Sénior

* Todas las certificaciones son otorgadas por el NACE International Institute, la filial de certificación independiente de NACE International. Dado que las certificaciones están sujetas a revisiones y actualizaciones periódicas, visite www.naceinstitute.org para obtener la información más reciente sobre certificaciones.

Para obtener información sobre los precios actuales o para inscribirse en este curso, visite

www.nace.org/cip

Calendario de Cursos Advanced Pipeline Risk Management

Geohazard Management for Pipeline Engineers

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Diciembre 4 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Noviembre 12 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Deepwater Riser Engineering

Abril 28 – 2 Mayo, 2014 Newcastle – INGLATERRA

Abril 28 – 2 Mayo, 2014 Houston, TX - USA

Noviembre 10 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Defect Assesment Calculations Worshop

Performing Pipeline Rehabilitation

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Octubre 20 – 21, 2014 Berlin - ALEMANIA

Noviembre 19 – 21, 2014 Houston, TX - USA Diciembre 3 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Defect Assesment in Pipelines Abril 30 – 2 Mayo, 2014 Newcastle - INGLATERRA Noviembre 17 – 19, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 1 – 3, 2014 Calgary, AB - CANADA

DOT Pipeline Safety Regulations Junio 2 – 3, 2014 Houston, TX - USA Noviembre 13 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Onshore Pipeline Engineering

Pigging & In-Line Inspection Junio 2 – 3, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 1 – 2, 2014 Calgary, AB – CANADA

Pipeline Defect Identification & Sizing

Pipeline Repairmethods, Hot Tapping & In-Service Welding Noviembre 10 – 12, 2014 Houston, TX - USA Octubre 20 – 21, 2014 Berlin - ALEMANIA

Practical Pigging Operations Marzo 31 – 4 Abril, 2014 Houston, TX - US

Stress-Corrosion Cracking in Pipelines Noviembre 20 – 21, 2014 Houston, TX – USA

Subsea Pipeline Engineering Mayo 12 – 16, 2014 Houston, TX – USA Noviembre 17 – 21, 2014 Houston, TX - USA

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Subsea Production Systems Engineering

Noviembre 10 – 14, 2014 Houston, TX – USA

Abril 29 – 2 Mayo, 2014 Houston, TX – USA

Pipeline Integrity Management Junio 2 – 4, 2014 Houston, TX – USA Noviembre 10 – 12, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 3 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Noviembre 11 – 14, 2014 Houston, TX - USA

¡Forme parte del futuro de México en PECOM! ¡PECOM debe de estar en su calendario de eventos! Guarde la fecha: Del 8 al 10 de Abril del 2014 Parque Tabasco, Villahermosa, Tabasco, México

! s a i c i t o N ¡Ultimas 20 0

Aniversario

Gil s Morales Ing. Carlo EMEX neral de P e G r o t c e Dir ción n y Produc ió c a r lo p x E

ia Magistral c n e n o P la Presentara EX en

e PEM “ E s tr a te g ia d r o d u c c ió n ” P y n ió c a r E x p lo el 9 de abril pecial

en sesión es

provee la más reciente información sobre la reforma energética de México y las oportunidades de negocios asociadas con este cambio histórico. Adicionalmente, ofrece una variedad de sesiones técnicas enfocadas en perforación, producción, manejo de pozos en extensiones productivas en tierra y costafuera.

Para registro visite:

www.pecomexpo.com Patrocinado por: Apoyado por:

Para Oportunidades de Patrocinio y Exposición contacte: Hortensia “Tish” Barroso tbarroso@atcomedia.com +1 713-285-5070

Para información sobre registro contacte: Jennifer Granda jgranda@atcomedia.com +1 713-874-2202

Noticias Citgo recurre a EEUU para compensar declinante envío de petróleo venezolano - Citgo Petroleum, la unidad basada en Houston de la petrolera estatal venezolana PDVSA, está haciendo cada vez más lo que alguna vez fue impensable: reemplazar los flujos de crudo y productos provenientes del país sudamericano por suministros estadounidenses. HOUSTON, 16 ene (Reuters)

Estados Unidos ha sido por varias décadas el principal receptor de crudo venezolano, sobre todo tras la adquisición de las refinerías de Citgo por parte de PDVSA en los años 80. Pero los embarques hacia el norte están ahora cayendo, mientras la producción de PDVSA se estanca y eleva los despachos a Asia. En términos generales, la exportación de crudo latinoamericano a Asia está creciendo en paralelo al auge de la producción local en Estados Unidos, lo que ha reducido su demanda de petróleo extranjero. Esto ha afectado a Citgo, que ya no está recibiendo combustibles procesados, condensados o crudo dulce liviano de Venezuela. Sus compras de crudos pesados y medianos a PDVSA también cayeron en el 2013, según datos de la Administración de Información de Energía (EIA) y Thomson Reuters. “Citgo está usando más crudo e insumos locales (de Estados Unidos). A medida que la cesta de crudos venezolanos que recibe se vuelve más pesada y escasa, Citgo necesita comprar más livianos localmente para abastecer sus refinerías”, dijo a Reuters un operador que comercializa con la compañía. Citgo importó un volumen total de 510.894 barriles de petróleo por día (bpd) en los primeros diez meses del 2013 de todos sus proveedores, según la EIA, un declive de un 26 por ciento respecto al 2011.

Sus compras de petróleo venezolano cayeron un 19 por ciento a 197.020 bpd en igual período, por debajo de la cuota fijada en el contrato de suministros con PDVSA, de unos 250.000 bpd.

Cuando el suministro desde la refinería Hovensa, controlada por PDVSA y Hess en las Islas Vírgenes de Estados Unidos, se incluyen en las importaciones, la caída es de un 34 por ciento. Ni Citgo ni PDVSA respondieron a los pedidos de Reuters de hacer comentarios sobre el declive en los suministros.

Esto permite a la compañía combinar crudo venezolano más pesado con los dulces y livianos de Texas, Montana, Dakota del Sur y del Norte.

DIETA MÁS LIGERA

Citgo ha sido por mucho tiempo el cliente más importante de PDVSA en términos de flujo de caja, al pagar los despachos al contado, por lo que sus mayores compras de crudo estadoundiense podrían afectar las finanzas de la casa matriz, cuyos pagos de deuda a China se hacen con petróleo, afectando sus ingresos.

La red de refinación de Citgo, integrada por las plantas Lake Charles, de 425.000 bpd en Luisiana; Lemont, de 167,000 bpd en Illinois; y Corpus Christi, de 165,000 bpd en Texas, operan mayormente con crudos venezolano y canadiense, así como con las variedades Isthmus y Olmeca de México, Marlim de Brasil, Vasconia y Cusiana de Colombia y Dalia de Angola. En el 2013, la compañía también recibió crudo de Libia, Gabón, Egipto, Rusia, Argentina y Ecuador, según datos de Thomson Reuters. El servicio estadístico del Estado de Luisiana muestra además que la mayoría del crudo foráneo obtenido por Citgo de terceras partes lo procesó la refinería Lake Charles, mientras que Lemont tiene un contrato de suministro de largo plazo para comprar crudos canadienses a bajo precio vía oleoducto. Pero una creciente porción del crudo que está reemplazando al venezolano proviene del interior de Estados Unidos, mientras Norteamérica experimenta un alza de producción que añadió 1 millón de bpd a la oferta global solo en el 2013 y se espera que represente un 70 por ciento del crecimiento total de la producción de los países no OPEP en el 2014, dijo la EIA. Citgo ha estado comprando más de 100.000 bpd de crudo e insumos estadounidenses, incluyendo petróleo de esquisto proveniente de las regiones Bakken e Eagle Ford, así como destilados medios, dijo un operador.

Pero para Citgo, obtener petróleo estadounidense puede ser más barato que comprar crudo venezolano a veces sobrevalorado. Pese a los declinantes precios globales, PDVSA reportó en sus estados financieros consolidados semestrales un alza de un 4 por ciento, a 19.300 millones de dólares, en el valor del crudo y productos comprados en la primera mitad del 2013. La compañía dijo que el aumento se relacionó mayormente con las compras de crudo hechas por Citgo a terceros. Los pagos de PDVSA con petróleo a algunos de sus socios y suplidores -incluyendo el alquiler de unos 4 millones de barriles en capacidad de almacenamiento en la refinería de Aruba, propiedad de la estadounidense Valero Energy - también han desviado parte de los cargamentos de crudo que originalmente iban a Citgo. (Reporte adicional de Anna Driver en Houston y Selam; Gebrekidan en Nueva York. Traducido por Maria Cecilia Mora. Editado por Mónica Vargas; ; +1 713 2108510; Reuters Messaging: marianna.parraga@ thomsonreuters.com; Mesa de edición en español +56 2 24374420. Twitter: @Reuterslatam; REUTERS MCM MV)

El barco más grande del mundo zarpa por primera vez El casco de Prelude, oficialmente la embarcación más grande jamás construida, ha sido botada al agua por primera vez. Con sus 488 metros de eslora Prelude, construido en Corea del Sur por Samsung para la petrolera Shell, es tan enorme que supera la longitud de rascacielos famosos como el Empire State Building de Nueva York o las Torres Petronas. No es exactamente un barco: será una plataforma para la extracción de gas natural. Para

esta tarea, una vez finalizada (algo previsto para el año 2017) Prelude será remolcado a la costa noroeste de Australia para operar durante 25 años. Aunque Shell no haya revelado el costo de Prelude, los analistas de la industria creen que podría oscilar en un precio de entre 10.800 millones y 12.600 millones de dólares.

Para mas información: sales@interglobals.com 29

Noticias ARGENTINA El Municipio de Tandril reiteró el rechazo a la utilización del “fracking” en la cuenca de Claromeco

(Enero 28, 2014) El Municipio de Tandil, a través

de la Dirección Medio Ambiente, participó de un encuentro desarrollado en Benito Juárez y reiteró su postura de rechazo a la posibilidad de utilización de la técnica denominada “fracking”. Así lo manifestó la representante tandilense frente a responsables de la empresa YPF, al participar del debate por la explotación de hidrocarburos en reservorios no convencionales en la Cuenca de Claromecó y la metodología de extracción llamada fractura hidráulica (fracking). El Gobierno de la Provincia de Buenos Aires y la empresa YPF firmaron un acuerdo paraexplorar la existencia de hidrocarburos en el territorio bonaerense, y oportunamente el organismo provincial de medio ambiente OPDS e YPF, anunciaron dicho acuerdo a los municipios que conforman la cuenca.A partir del anuncio, comenzó la movilización de los distritos, a través de audiencias públicas, como las realizadas en Tornquist, Juárez, etc., manifestándose una creciente preocupación por los potenciales impactos negativos que esta metodología “fracking” puede provocar. En este sentido, el Municipio de Tandil expresó su rechazo a la utilización de esta técnica, postura que fue reafirmada en el encuentro concretado en Benito Juárez como en anteriores reuniones.

Fuente: http://www.energypress.com.ar/index.php?r=noticias/ verNoticia&q=73879

Exigirán a las estaciones de servicio un certificado de Protección Catódica Así lo dispuso la Secretaría de Energía. Se deberá extender en simultáneo con la auditoría de seguridad de superficie que se efectúa anualmente en las bocas de expendio.

(Enero 20, 2014)

Advirtieron que no disponerse de esta condición regular condicionará la emisión del certificado correspondiente. Todas las instalaciones subterráneas de almacenamiento de combustibles de las estaciones de servicio deben contar con este sistema anticorrosivo. La Secretaría de Energía emplazó a las Universidades Nacionales encargadas de efectuar los relevamientos de seguridad en las estaciones de servicio, a que las mismas dispongan de la Protección Catódica en perfectas y adecuadas condiciones de integridad para que al momento de realizarse anualmente el chequeo incluido en el Certificado de Auditoría de Superficie, se emita el correspondiente el “Certificado Protección Catódica”. Al respecto, el organismo advirtió que “de no disponerse de esta condición regular condicionará la emisión del certificado correspondiente”. Según explicaron, “del análisis efectuado, se ha detectado que a pesar de indicar que las instalaciones cumplen, no se acompaña la certificación correspondiente que rubrique la aseveración consignada, hallándose con posterioridad en inspecciones efectuadas, o que la misma no había sido realizada o se encontraba vencida”. “Tal situación no permite inferir si efectivamente las instalaciones SASH se encuentran protegidas contra los efectos de la corrosión o si ha sido un defecto de la gestión realizada, por cuya causa es necesario que con cada auditoría que se realice se tenga en cuenta lo expresado, caso contrario no se dará por aprobada la misma hasta tanto sea satisfecho el requerimiento”, exhortaron.

UNA OBLIGACIÓN RECIENTE Desde el año 2009, las estaciones de servicio deben disponer de un sistema de protección catódica en las instalaciones con sistema de almacenaje subterráneo de combustibles. La disposición se encuentra catalogada en el Protocolo de Seguridad anexo, en el “Capítulo Especificación para instalaciones SASH”, en el que se puntualiza la protección con la que cuentan los tanques y sus cañerías. Una empresa especializada debe efectuar la instalación de los ánodos propios de cada tanque. Una vez finalizados los trabajos, deberá proveer los certificados correspondientes para ser presentados ante el requerimiento de la empresa auditora quien a su vez lo remitirá a la Secretaría de Energía. El incumplimiento de la obligación, que está ordenada por la Resolución 1102/04, penaliza al comercio con la baja del registro Informático habilitado en la página web de la Secretaría de Energía impidiendo el abastecimiento de combustibles en forma automática. Fuente: http://www.petrolnews.net/noticia.php?&r=22398

BOLIVIA

Petroleras invertirán 3.029 millones de dólares en Bolivia este año Enero 28, 2014) La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas privadas invertirán 3.029 millones de dólares en exploración, explotación, industrialización y en plantas de tratamiento de hidrocarburos este año en Bolivia, informaron hoy fuentes oficiales.

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas privadas invertirán 3.029 millones de dólares en exploración, explotación, industrialización y en plantas de tratamiento de hidrocarburos este año en Bolivia, informaron hoy fuentes oficiales.

El presidente de YPFB, Carlos Villegas, dijo a los medios que la casa matriz de esta empresa y sus subsidiarias invertirán más de 1.860 millones de dólares, un 61,4 % del total que se ha previsto para el año en todo el sector. Las principales petroleras privadas que operan en el país han comprometido inversiones por importe de 1.169 millones de dólares, el 38 % de lo programado para el año, agregó. YPFB controla el sector desde 2006, cuando el Gobierno decretó nacionalizar varias em-

presas petroleras y ordenó la modificación de contratos de operación de todas las privadas. La inversión de 3.029 millones de dólares será la más alta en la historia petrolera de Bolivia, según Villegas. En Bolivia operan una docena de trasnacionales, entre ellas la española Repsol, la brasileña Petrobras, la anglo-argentina Pan American Energy (PAE), la British Gas y la francesa Total.

Fuente: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/petroleo-y-gases-primarios/ petroleras-invertiran-3-029-millones-de-dolares-en-bolivia-este-ano_i5gGzPYE1hPrQmGxyH9yu/

Petrolera YPFB Andina aumenta producción de gas en 25% en Bolivia durante 2013 (Enero 13, 2014) El presidente de YPFB Andina, Jorge Ortiz Paucara, al hacer un balance de actividades de la compañía, informó que durante el año que acaba de terminar la empresa invirtió US$114 millones y acumuló más 700 millones en este renglón en el último quinquenio.

La capacidad de entrega de la empresa petrolera YPFB Andina, constituida por capitales estatales de Bolivia y de la española Repsol, pasó de 170 a 213 millones de pies cúbicos por día de gas natural en 2013, lo que representó un incremento de 25%. El presidente de YPFB Andina, Jorge Ortiz Paucara, al hacer un balance de actividades de la compañía, informó que durante el año que acaba de terminar la empresa invirtió US$114 millones y acumuló más 700 millones en este renglón en el último quinquenio. Detalló que la actividad exploratoria seguirá

siendo la principal en la mayor compañía de hidrocarburos del país sudamericano. Ortiz Paucara explicó que durante el año de referencia la compañía alcanzó una inversión de US$114 millones en sus campos operados y no operados. Dichos recursos se destinaron a la perforación de 11 pozos -cuatro exploratorios y siete en desarrollo- y a la intervención de otros cuatro pozos, principalmente en los Campos Yapacaní y Río Grande, los cuales cuentan con las mayores reservas del grupo. Entre 2009 y 2013, YPFB Andina acumuló una inversión por US$708 millones, recursos que le permitieron duplicar la producción de gas natural en campos operados y aumentarla en 41% en San Alberto y San Antonio.

Este incremento significó pasar de 459 millones de pies cúbicos por día en 2009 a 701 millones a finales de 2013. Ortiz Paucara explicó que para 2014 la compañía petrolera prevé invertir US$251,6 millones, los cuales se destinarán esencialmente a actividades de exploración y desarrollo. Fuente: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/ petrolera-ypfb-andina-aumenta-produccion-de-gas-en-25-en-boliviadurante-2013

Noticias

BRASIL

Shell vende participación en proyecto petrolero en Brasil a Qatar

(Enero 28, 2014) El sector petrolero brasileño pre-

(Enero 29, 2014) La firma petrolera británica Royal

vé una inversión de 30.000 millones de reales (unos 12.360 millones de dólares) en investigación científica y para el desarrollo en los próximos diez años, anunció hoy la estatal Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

Dutch Shell dijo el miércoles que acordó vender una participación en un proyecto brasileño a Qatar Petroleum International (QPI) por 1.000 millones de dólares, en línea con un plan de reforzar sus ventas este año. Shell dijo el miércoles que estaba vendiendo un 23 por ciento de participación en el proyecto Parque das Conchas o BC-10, frente a las costas de Brasil, en una operación que deja a la firma con un 50 por ciento de interés. Shell seguirá operando el proyecto de 50.000 barriles de crudo por día. Previamente en enero, Shell vendió una participación en un proyecto de gas en Australia Occidental por 1.400 millones de dólares como parte de su intento por mejorar el retorno sobre la inversión, días después de que recortara su proyección de ganancias del cuarto trimestre del 2013. Analistas y accionistas dijeron que los débiles resultados de la compañía impulsarían a la tercera firma energética del mundo controlada por inversores a mantener un control más ajustado sobre los costos, luego de que dijera que su gasto de capital en el 2013 subiría a casi 45.000 millones de dólares. Shell ya había dicho en octubre que reforzaría significativamente las ventas en el 2014 para mantener los flujos de caja.

Sector petrolero brasileño prevé 12.360 millones en investigación científica

Recientes reportes de prensa han sugerido que las desinversiones de la compañía podrían totalizar 15.000 millones de dólares este año, el equivalente a casi un 6,5 por ciento de su capitalización de mercado de 228.000 millones de dólares. QPI, el brazo global de Qatar Petroleum, que es el mayor exportador de gas natural licuado del mundo, a la fecha ha iniciado sólo una limitada expansión en el extranjero, aunque el ministro de Energía del estado del Golfo dijo a Reuters en octubre que QPI quiere expandir su alcance. Shell, que señaló que la venta del proyecto brasileño estaba sujeta a la aprobación regulatoria de las autoridades de ese país, tiene previsto publicar el jueves sus resultados del cuarto trimestre. Las acciones de la compañía cerraron en 2.123,5 peniques el martes. Fuente: Reporte de Sarah Young; Editado en Español por Ricardo Figueroa y Ana Laura Mitidieri)http://noticias.terra.com/america-latina/ brasil/shell-vende-participacion-en-proyecto-petrolero-en-brasil-a-qatar, 33a5a2a6cb3d3410VgnCLD2000000ec6eb0aRCRD.html

El sector petrolero brasileño prevé una inversión de 30.000 millones de reales (unos 12.360 millones de dólares) en investigación científica y para el desarrollo en los próximos diez años, anunció hoy la estatal Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). Por ley, el sector está obligado a invertir el 1 % de toda su facturación en proyectos de investigación y desarrollo, pero el valor previsto se basa en los resultados del cálculo de producción informado por las petroleras a la agencia reguladora. De acuerdo con la ANP, en 2020 se registrará la mayor obligación de inversiones destinadas a investigación científica, con unos 4.000 millones de reales (unos 1.648 millones de dólares). El crecimiento pode ser explicado, según la ANP, por el inicio de las producción en los campos dentro del polígono del presal, un gigantesco horizonte de reservas de hidrocarburos en aguas muy profundas del océano Atlántico. Fuente: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-yfinanzas/petroleo-y-gases-primarios/sector-petrolero-brasileno-preve12-360-millones-en-investigacion-cientifica_TvF8l0YICioF8YD8x1MnM7/

AUSTRALIA

Shell y BP consideran vender refinerías y estaciones de servicio en Australia (Enero 07, 2014), Chevron podría seguir los pasos de

BP y Shell y considerar la venta de estaciones de servicio en Australia. Royal Dutch Shell y BP están considerando vender sus refinerías y estaciones de servicio en Australia para obtener efectivo, informó el martes el periódico Australian Financial Review. Royal Dutch Shell está en conversaciones con dos interesados para la venta de 900 estaciones de

servicio y su refinería en Geelong por $3.000 millones australianos ($2.690 millones), informó el Australian Financial Review, citando fuentes que describieron las conversaciones como “preliminares”. BP, en tanto, está considerando una venta por $3.000 millones australianos de sus estaciones de servicio y refinerías en Queensland y Australia Occidental, agregó el diario, sin citar fuentes.

El periódico publicó que tanto Shell como BP usarían el dinero generado para impulsar sus segmentos de negocios de producción energética. El diario también citó especulaciones de mercado respecto a que Chevron podría seguir los pasos de BP y Shell y considerar la venta de estaciones de servicio en Australia. Fuente: http://www.elmundo.com.ve/noticias/actualidad/internacional/shell-y-bp-consideran-vender-refinerias-y-estacion. aspx#ixzz2rmuYkvRG

COLOMBIA

Ecopetrol, a buscar petróleo El descenso que ha presentado el precio de la acción de Ecopetrol durante las últimas semanas ha sido motivo de preocupación entre los accionistas privados de la empresa. Esta preocupación se ha visto amplificada con las noticias sobre los eventos que explican la fuerte caída y los rumores acerca de posibles cambios en la administración de la entidad.

(Enero 20, 2014)

Sin embargo, y a pesar de la baja en la cotización, hasta ahora no se ha puesto en tela de juicio la solidez actual de la empresa y de sus fundamentales, como tampoco la capacidad gerencial y de gestión de sus directivas. La evolución del mercado internacional del crudo y la capacidad productiva del país son factores de peso para el desarrollo de la industria petrolera y, por ende, de Ecopetrol. Infortunadamente, en la actual coyuntura las cosas no lucen muy optimistas en ambos campos. Así, los analistas pronostican que durante los próximos meses la tendencia del precio del petróleo será a la baja en un mercado que viene sufriendo importantes transformaciones motivadas, entre otras cosas, por el uso de los denominados recursos no convencionales. De otra parte, las reservas de petróleo de Colombia sólo llegan a un promedio de 6,9 años. Ello hace necesario aumentarlas, pues los ha-

llazgos reportados recientemente resultan insuficientes. Por tanto, las tareas de exploración y explotación deben estar en la primera línea de las prioridades de Ecopetrol. Frente a estos hechos, algunos expertos han expresado dudas sobre el futuro de la producción de petróleo por parte de la empresa. Esto afecta la valoración y el grado de atracción que para los inversionistas pueda tener la acción. Por eso, algunos analistas internacionales recomiendan salir de la acción, pero otros nacionales consideran que es el momento de comprar. El boom del precio de la acción -que ya en 2011 se juzgaba sobrevaluada- se vio favorecido por la atracción que en ese momento tenían las economías emergentes para los fondos de inversión extranjera. Sin embargo, con la recuperación de Estados Unidos y el cambio en el estímulo monetario de la FED, estos han comenzado a migrar hacia los países desarrollados. La conjunción de todos estos factores ha ido llevando la acción de la petrolera a lo que algunos analistas del mercado consideran un precio más ajustado a la realidad de la empresa, al tiempo que atrás van quedando la ola de especulación y las grandes ganancias que muchos inversionistas obtuvieron en la Bolsa.

Por tanto, es probable que la acción deje de ser atractiva para el especulador y que para el inversionista y el ahorrador se convierta en un activo más de su portafolio para el cual, siguiendo la lógica financiera, le harán una evaluación de riesgos y verán si mantienen su inversión en una empresa sólida pero con nubes negras en el horizonte o si se mueven hacia otras opciones menos riesgosas. Las decisiones que a futuro adopte Ecopetrol en materia de exploración son determinantes para la senda que siga la acción en la Bolsa y en esto es clave la información que brinden las directivas de la empresa sobre los resultados financieros de 2013 y el financiamiento futuro del plan de inversión. De esta forma se irán acallando los rumores que, en un ambiente tan volátil como el que ha presentado el mercado bursátil, han afectado negativamente el comportamiento de la acción de Ecopetrol y se le permitirá a esta encontrar su real precio de Mercado.

Fuente: http://www.energypress.com.ar/index.php?r=noticias/VerArticulo&q=73773

Noticias COLOMBIA

Acuerdan soluciones puntuales para el Acueducto Costero

$14 mil millones es el monto estimado de estas obras que optimizarán el servicio de agua y alcantarillado en gran parte de la zona costera.

(Enero 16, 2014) La Gobernación del Atlántico y la empresa Triple A definieron el número de obras que permitirán un eficiente servicio de agua y alcantarillado en gran parte de la zona costera del Departamento.

En una reunión a la que asistió el gobernador del Atlántico, José Antonio Segebre y su equipo de trabajo; el gerente de Triple A, Ramón Navarro, el gerente del Acueducto Regional Costero, Ramiro Osorio Mastrodoménico y los alcaldes de la zona, se definió la inversión de $14 mil millones para dejar en óptimas condiciones este acueducto que impacta las poblaciones que ofrecen turismo de playa en el Departamento. Lo más significativo es que se repondrá 2.2 kilómetros de redes de conducción en la zona que resultó afectada por la corrosión de las tuberías. “La reposición se realizará principalmente en la zona de la ladrillera en la vía que del corregimiento de Juan Mina conduce a Tubará y para que no haya más inconvenientes se va a cubrir esta tubería con una manga protectora para aislarla de agentes externos”, explicó la secretaria de Planeación del Atlántico, Divas Iglesias. Triple A, además de respaldar con el diseño y la formulación de este proyecto de optimización del Acueducto Regional Costero, hará inversiones extras como la entrega del lote donde se ubicará un tanque elevado en el corregimiento El Morro, en Tubará y que tendrá un costo de $1200 millones. Las inversiones de la Gobernación apuntan en distintos sentidos: Se construirá un tanque con capacidad de 3.000metros cúbicos en el sector Los Pocitos y una estación de rebombeo por un costo de $4.200 millones. El lote donde se harán estos trabajos será aportado por Triple A. Se mejorarán las redes de distribución de los barrios Villa Feliz y Jorge Eliécer Gaitán, en el sector del Vaivén, en Juan de Acosta. “Sobre este asunto tenemos abierto un proceso licitatorio que nos permitirá contratar por $600 millones esta obra”, dijo Iglesias.

En Usiacurí, la Administración Departamental invertirá $1000 millones en un tanque con una capacidad para 1.000 metros cúbicos; en Juan de Acosta habrá un tanque elevado y se realizarán trabajos en redes de conducción internas por $1.100 millones que pondrá, también, la Gobernación; de igual manera, en el corregimiento de San José de Saco (Juan de Acosta) se proporcionarán $480 millones para las redes faltantes con las que se empalmará el Acueducto Regional Costero con Sibarco, en Baranoa. El gobernador del Atlántico indicó lo siguiente: “Para nosotros ha sido prioritario darle solución a estos inconvenientes porque afectan a mucha gente y al tener lista la interconexión entre los dos acueductos permitirá, en un futuro, solucionar cualquier impase que se presente en el Acueducto Costero porque se puede alimentar de manera inmediata con el otro”.

Alcantarillado costero El 20 de enero próximo, el alcalde de Juan de Acosta, Abelardo Padilla y el personal técnico de Triple A realizarán una mesa de trabajo para dar a

conocer si el proyecto que formuló la Alcaldía de Juan de Acosta para el alcantarillado del municipio cumple con las necesidades de la población. Ante los problemas que se suscitaron por la corrosión de la tubería, la empresa Triple A exonerará del pago del cargo fijo el cual se vera reflejado en la factura de enero en los municipios de Usiacurí, Tubará, Piojó y Juan de Acosta y solo pagarán el consumo de acuerdo con el numero de días que sí se presto el servicio. Para favorecer la comunicación con los usuarios, Triple A realizará brigadas móviles de atención cada 15 días y la gerencia del Acueducto Regional Costero tendrá una persona medio tiempo visitando cada una de las poblaciones para el mismo fin. Todas estas iniciativas fueron posible después de escuchar a la comunidad el pasado sábado 12 de enero en Santa Verónica donde distintos miembros de la sociedad civil propusieron alternativas para superar la crisis de servicios públicos que se presentó en la zona. Fuente: http://www.elheraldo.co/local/acuerdan-solucionespuntuales-para-el-acueducto-costero-139288

Pacific sube apuesta en negocio de energía eléctrica Pacific Rubiales Energy le apuesta a la energía eléctrica eléctrica y a proyectos de ese tipo amigables con el medio ambiente. (Enero 20, 2014) También interconecta su sistema de transmisión de energía eléctrica en los campos Quifa y Rubiales al nacional, realiza nuevos movimientos accionarios para participar en la producción de energía ‘limpia’ y comercial a pequeña escala y, para completar, va tras un socio en su negocio de infraestructura minero-energética.

En primer lugar, Pacific Power Generation Corporation (Ppgc), una de las empresas asociadas de Pacific y con base en Panamá, adquirirá a la firma Genser Power Incorporated, domiciliada en Islas Vírgenes Británicas, y a su vez propietaria de Genser Power Colombia. La operación representa un incremento en la participación indirecta en el negocio de energía de la petrolera canadiense, pues Ppgc es dueña de Proeléctrica, una generadora que posee 90 megavatios de potencia y cuenta con una participación de 0,67 por ciento en el mercado centralizado, mientras que Genser Power Colombia, a través de Genser Power S.A.S., opera otra de 45 megavatios, la cual representa 3 por ciento del mercado independiente. Genser Power, la matriz, está construyendo además otros dos proyectos por fuera del sistema, con un total de 9,2 megavatios, que aunque son considerados pequeños elevarían la participación de mercado de Ppgc a 3,2 por ciento. Genser utiliza soluciones ambientalmente amigables como alta disponibilidad y disminución de los riesgos por cortes del fluido eléctrico. Algo similar hace Ppgc que adelanta el proyecto Santa Teresa, en Remedios (Antioquia), que es una pequeña central hidroeléctrica que generará 8,6 megavatios. Además, construye otra (Santa Inés), de 9 megavatios y a filo de agua, entre los municipios de

San Andrés de Cuerquia y San José de la Montaña, también en Antioquia.

el Oleoducto de Los Llanos (ODL) y el Oleoducto Bicentenario.

Al Sistema Interconectado

Sin embargo, hay un proceso para escindirla o en aproximadamente 40 por ciento, y la petrolera ha recibido ofertas de terceros interesados por 400 millones de dólares.

Pacific Rubiales Energy también anunció el inicio de transmisión de energía eléctrica al sistema nacional desde los campos Rubiales y Quifa, a través de la firma Petroeléctrica de Los Llanos (PEL). La línea , con 230 kilovoltios de potencia, tiene una longitud de 260 kilómetros que se extiende desde la subestación Chivor, en el departamento de Boyacá, hasta el campo Rubiales, y transmitirá a 192 megavatios por hora a las dos estaciones de bombeo del Oleoducto de Los Llanos (ODL), y a las subestaciones en Rubiales y Quifa. La compañía canadiense ha invertido aproximadamente 230 millones de dólares en la creación y puesta en marcha de PEL, la cual es ciento por ciento de su propiedad, y cuya matriz es Pacific Midstream Holding. El presidente Pacific Rubiales Energy, Ronald Pantin, dijo que el proyecto reducirá en unos 91 millones de dólares anuales los costos de energía eléctrica para la producción de crudo, la cual se genera en la actualidad mediante la quema de diésel importado más caro y crudo producido en el campo. Además, le servirá para el futuro desarrollo de otros campos de petróleo y gas en el sur de la Cuenca de los Llanos y reducirá las emisiones de gases efecto invernadero, en una cantidad estimada de 180.000 toneladas por año.

Venta en Ciernes Además de los activos de PEL, Pacific Midstream maneja las participaciones de Pacific Rubiales en

La venta se completará durante el primer trimestre de 2014, generando flujo de caja, mientras que mantiene una reducción de costos y garantiza la entrega de energía.

La Cifra El mercado de generación de energía en Colombia está distribuido así: EPM, con 21,9 por ciento, Emgesa (del grupo español Endesa), con 18,9 por ciento, Gecelca (filial del estatal Grupo ISA), con 13 por ciento, la también estatal Isagén, con 12,5 por ciento, Celsia , con 11,4 por ciento, y 11 empresas con ‘tortas’ menores. La generación de energía eléctrica en Colombia es de 193 millones de kilovatios hora.

Negocios de Atrás En el 2012, Pacific Rubiales y Ecopetrol firmaron dos contratos de Construcción, Operación, Mantenimiento y Transferencia (BOMT, por sus siglas en inglés) con el consorcio Genser Power-Proeléctrica, para la adquisición de algunos activos de generación de energía para el campo Rubiales. El consorcio es una empresa conjunta entre Proeléctrica y Genser Power, que en un 51 por ciento es propiedad de Pacific Power Generation Corporation (Ppgc). El compromiso total de los contratos es de 223 millones de dólares en 10 años.

Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/pacific-apuesta-negocio-energia-electrica

Noticias COLOMBIA

CHILE

Tenaris realiza millonaria inversión La firma destina 240 millones de dólares a la ampliación de su planta en Cartagena con lo que espera duplicar su producción. (Enero 27, 2014) Tenaris TuboCaribe en Cartagena anunció una inversión total de 240 millones de dólares en la ampliación de su planta de producción de tubos de acero para exploración y explotación de petróleo y gas.

La inversión le permitirá duplicar la producción y llegar a 300 mil toneladas de tubos de acero al año, para contribuir con el crecimiento de la industria petrolera colombiana. La planta quedará terminada a finales de 2014 en su primera etapa y en 2015 en su totalidad. Y es que recientemente, con el levantamiento de 20 de las 44 columnas y la instalación de las primeras cerchas que unirán la nave industrial, la ampliación de la planta de tubos de acero avanza en su construcción. Una vez completada la estructura, está previsto que en abril comiencen a llegar los equipos. Serán 3 mil toneladas en equipos mecánicos para armar las líneas de terminación, inspección y tratamiento térmico de los tubos.Los equipos están siendo fabricados actualmente en el país y en Italia, Argentina y México. Todas las obras se ejecutan en un área total de 30 hectáreas, vecina a la planta actual. Según indicó la compañía en un comunicado “durante el pico de la obra se estima que cerca de 600 personas trabajarán en ella. Adicional a las nuevas líneas productivas, se construirán nuevas oficinas y espacios de capacitación para garantizar excelencia en la fabricación, brindando seguridad al personal y cumplimiento de la normatividad ambiental”. La Organización Techint se compone de seis compañías con operaciones en diversos países del mundo. Sus empresas integrantes son: Tenaris, Ternium, Techint Ingeniería y Construcción, Tenova, Tecpetrol y Humanitas. Tenaris TuboCaribe es el productor colombiano y además de su fábrica tiene centros de servicio ubicados en Barrancabermeja.

Geo Park invertirá hasta US$150 millones en búsqueda de petróleo y gas en Chile La inversión contempla la perforación de 32-37 pozos, junto con reacondicionamientos, relevamientos sísmicos y la construcción de nuevas instalaciones.

Avanzan los trabajos de construcción. Se espera que en abril comiencen a llegar los equipos y la tecnología que usará la productora.

Aunque la expansión actual es con el fin de abastecer el mercado de tubos para el sector petrolero, Tenaris Colombia también explorarán posibilidades de exportación. Por su lado, Ternium Colombia, también filial del grupo argentino Techint, anunció a finales del 2013 que prevé incrementar la capacidad de producción de acero en el país en un 33 por ciento y elevar su capacidad en el mercado nacional hasta 200.000 toneladas anuales. La empresa también inauguró en la planta de Manizales un sistema de aspiración de humos, como parte del plan de modernización. Igualmente, la compañía pavimentó vías internas e hizo acondicionamientos y mejoras de otros espacios de la factoría.

Los otros proyectos de la Firma La expansión de Tenaris Colombia incluye, entre otros, una planta de tratamiento térmico, una línea de inspección por ultrasonido y otras de roscado. También ampliará la oferta de conexiones premium y de varillas de bombeo. Además, ensanchará los envíos a clientes en cantidades y especificaciones requeridas, y así reducir diversos costos.

Fuente: http://www.portafolio.co/negocios/tenaris-realiza-millonaria-inversion

La compañía Geopark anunció una inversión de US$150 millones para la búsqueda de petróleo y gas en Chile durante el 2013. En su reporte anual, la compañía, que también opera en Colombia, Brasil y Argentina, dijo que su programa de perforación y trabajos para 2014 incluye gastos de capital por aproximadamente US$220-250 millones. De los cuales se espera que Chile represente más del 60% del total de gastos de capital planificados. Esta inversión contempla la perforación de 32-37 pozos, junto con reacondicionamientos, relevamientos sísmicos y la construcción de nuevas instalaciones, incluyendo tuberías de petróleo. Para el año que pasó, la compañía informó que la producción de gas en el país disminuyó un 37%, principalmente en virtud del cierre provisorio de la planta Methanex. Mientras que su producción de petróleo en los cuatro países que opera en la región aumentó un 48%, debido a una mayor producción del 89% en Colombia y a un aumento del 14% en Chile. Fuente:http://www.pulso.cl/noticia/empresa-mercado/ empresa/2014/01/11-36938-9-geopark-invertira-hastaus150-millones-en-busqueda-de-petroleo-y-gas-en-chile. shtml

CHINA

Corrosión de tubería y operaciones incorrectas causaron explosiones en ciudad china de Qingdao

(Enero 09, 2014)

El máximo órgano supervisor de la seguridad laboral de China dijo hoy jueves que la corrosión de la tubería que provocó la fuga del petróleo en la red de aguas residuales y la pobre conducta laboral fueron las causas de las fatales explosiones que sacudieron la ciudad de Qingdao, en la provincia oriental china de Shandong, a finales del año pasado. Las explosiones, ocurridas el 22 de noviembre, dejaron un saldo de 62 personas muertas y otras 136 heridas, además de provocar unas pérdidas económicas valoradas en 750 millones de yuanes (122,7 millones de dólares).

La principal causa del accidente fue el desgaste de la tubería a causa de la corrosión, que acabó rompiéndola. Por otra parte, el uso de un martillo hidráulico que no era a prueba de explosiones en una cubierta de aguas residuales en el día del accidente produjo las chispas que desencadenaron las detonaciones, dijo Huang Yi, portavoz de la Administración Estatal de Seguridad Laboral (AESL). Huang declaró que las explosiones han sido identificadas como un “incidente de responsabilidad”. Ya se ha sometido el informe de la investigación al gabinete para su revisión. El accidente ha puesto de manifiesto la falta de responsibilidad en las principales inspecciones de riesgos y la débil respuesta de emergencia tanto del operador de la tubería de Sinopec (Corporación Petroquímica de China) como de los departamentos del gobierno local, afirmó Huang. Asimismo, el portavoz añadió que el desorden del diseño municipal en el sitio de trabajo también

presentaba riesgos para la seguridad, ya que la tubería de petróleo compartía la misma red de las aguas residuales municipales y estaba instalada demasiado cerca de los edificios residenciales. De acuerdo con las cifras del gobierno, el kilometraje nacional total de los oleoductos y gasoductos de China se sitúa en 102.000 kilómetros, de los cuales algunos tramos tienen hasta 40 años de antigüedad. Las viejas tuberías oxidadas, que en algunos casos están entrelazadas con redes municipales, suponen grandes riesgos para toda la red. Una revisión gubernamental especial iniciada el 22 de noviembre de cerca de 3.000 compañías petroquímicas e instalaciones de depósito de petróleo ha detectado cerca de 20.000 peligros potenciales, que actualmente están siendo tratados, dijo Wang Haoshui, un inspector de la AESL encargado de la seguridad laboral en la industria petroquímica. Fuente: http://spanish.china.org.cn/china/txt/2014-01/09/ content_31142355.htm

Noticias EUROPA

Europa abre la mano con el Fracking (Enero 23, 2014) El mercurio roza los 10 grados bajo cero.Pero son temperaturas aún benignas para esta zona y época del año.Gapowo, situado en la región de Pomerania, al norte de Polonia, es una localidad agrícola. Por ese motivo sorprende aún más divisar desde el propio pueblo, a apenas 500 metros, la torre de perforación del pozo de exploración de gas mediante fracking que está construyendo allí la empresa canadiense BNK.

No se trata de una explotación en la que ya se esté produciendo gas para el consumo, sino de una más de las 50 instalaciones de investigación que evaluarán en Polonia el potencial del llamado gas no convencional, el que hay que extraer fracturando el subsuelo mediante una mezcla de agua, arena y productos químicos inyectada a una enorme presión. Y ya en esta fase de investigación se realizan varias etapas de fracking, de unas cuatro horas cada una. A excepción de las gélidas temperaturas y quizá de la nieve, ese mismo paisaje podría comenzar a verse en España a principios del año 2015. En Burgos, País Vasco y Cantabria -aunque esta última región aprobó por unanimidad una ley que veta el fracking en su territorio- hay seis permisos concedidos para investigar las reservas de gas no convencional -también llamado shale gasque están ya en las últimas fases de preparación de la información ambiental. Tras su presentación, quedarían pendientes sólo de los periodos de información pública y de análisis por parte de los técnicos de la administración para poder comenzar a perforar en busca de estratos ricos en gas en el subsuelo, a más de 3.000 metros por debajo de la superficie. Además, la Comisión Europea adoptó ayer en el marco de las políticas energéticas y climáticas una recomendación -un documento que no obliga a las medidas que contempla- para «garantizar una protección adecuada del medio ambiente y el clima en lo que respecta a la técnica de fracturación hidráulica de alto volumen (también conocida como fracking)», según aseguró la Comisión en un comunicado.

La UE pide garantías ambientales y seguridad El Ejecutivo comunitario deja así en manos de los Estados miembros la decisión de apostar o no por esta técnica e invita a evaluar los riesgos ambientales, utilizar las mejores técnicas disponibles para garantizar la integridad del pozo y evitar posibles accidentes o verificar la calidad del agua, el aire y el suelo antes de comenzar la perforación. A pesar del visto bueno de Bruselas a la técnica, la Comisión pretende recabar información de cada uno de los proyectos que se lleven a cabo y examinará de nuevo el estado de la cuestión dentro de 18 meses. Mientras, en países como Polonia, donde la técnica lleva algunos años de ventaja, los últimos cambios legislativos en el país han simplificado la burocracia para los pozos de exploración mediante fractura hidráulica o fracking y han eliminado la obligación de presentar Declaración de Impacto Ambiental (DIA) si el pozo no perforará a más de 5.000 metros de profundidad. «Hasta ahora, la máxima profundidad sin DIA era 1.000 metros, lo que suponía que todos los pozos exploratorios tenían que hacerla. Ahora será lo contrario: para la mayoría de ellos no será necesario hacerlo. La Declaración de Impacto Ambiental será obligatoria en áreas sensibles, por ejemplo, aquellas que estén a menos de 500 metros de viviendas», explica Magorzata Maria Klawiter-Piwowarska, delegada del Gobierno regional de Pomerania para el shale gas. «La mayoría de los pozos se perforan hasta una profundidad de entre 3.000 y 4.000 metros, y pocas excepciones llegan a algo más de 4.000 en Europa», asegura Troy Wagner, director general de BNK Polonia. «Pero las Declaraciones de Impacto Ambiental sí serán obligatorias en Polonia en áreas incluidas en la Red Natura 2000 y en otras zonas sensibles», explica. Mientras hace hincapié en la escasa oposición social que hay en la actualidad a la técnica en esta zona del norte de Polonia, Wagner cuenta que el fracking lleva utilizándose en pozos de explota-

Texto debajo de la foto: Pozo de exploración de ‘shale gas’ de la empresa BNK en Gapowo (Polonia) ción de gas convencional desde hace décadas. De hecho, el responsable de las instalaciones de extracción de gas y petróleo de la empresa nacional polaca PGNiG en Debki, a orillas del mar Báltico, asegura que allí se utilizó la fractura hidráulica hace ya dos años sin ningún tipo de incidencia ni oposición social. El sondeo comenzó en Gapowo el pasado 3 de enero y está ya a más de 3.300 metros de profundidad. Pero la perforación no va tan rápido como esperaba el director de perforación de BNK, Tom Junker. «Ahora estamos sacando las tuberías para comprobar si hay algún problema con la broca, debe estar gastada y no perforamos al ritmo que deberíamos», explica Junker desde la plataforma de perforación, «pero el ruido del pozo es el mismo ahora que si estuviéramos taladrando», asegura. La única queja que han recibido desde que comenzaron los trabajos ha sido por la luz que deben dejar encendida durante la noche, ya que los trabajos se llevaban a cabo 24 horas al día. No obstante ese pacífico escenario no es generalizado en todo el país, y desde luego no lo es en toda Europa. «El documento de la UE es una mala noticia», dice Pablo Cotarelo, de Ecologistas en Acción. «Es una victoria de la industria, en contra de la población que se ha mostrado contraria. Refleja una falta de representatividad democrática». En Reino Unido, donde se realizaron dos perforaciones como la de Gapowo, la opinión pública obligó a paralizar la actividad después de que una de ellas perforase sobre una falla y provocase pequeños seísmos de 2,3 en la escala Richter. «Es el mismo temblor que provoca el paso de un camión», se defiende Troy Wagner.

Fuente: http://www.elmundo.es/ciencia/2014/01/23/52e02d76ca4741e27b8b457e.html

Noticias IRAN

Irán abre las puertas de su sector petrolero a la inversión occidental (Enero 23, 2014) Irán quiere convencer al mundo de su voluntad de cambio y apertura y qué mejor que hacerlo acudiendo a la reunión que representa el espíritu capitalista por excelencia, el Foro Económico Mundial que se celebra en Davos. El presidente Hasan Rohaní fue el invitado estrella de la jornada y convocó a una multitud en la sala principal del centro de convenciones de la estación alpina. Rohaní utilizó la mejor de sus armas para avanzar en su intento por seducir a Occidente y superar el aislamiento internacional de su país. El hombre que ha devuelto la esperanza a los iraníes se hizo acompañar al encuentro por el ministro de Petróleo, Bijan Zanganeh, y ofreció el acceso a las reservas de hidrocarburos iraníes para contribuir a la estabilidad de los mercados. También para atraer a las grandes compañías internacionales que son las únicas que pueden modernizar su obsoleta industria.

Poco antes de su intervención pública, Rohaní se reunió en privado con los ejecutivos de varias petroleras a los que aseguró que para septiembre su país tendrá listo un nuevo modelo de contrato de explotación. Tanto Rohaní como Zanganeh insistieron en su deseo de abrir su industria a las inversiones y la tecnología occidentales. “La República Islámica de Irán está dispuesta a implicarse en la cooperación constructiva para promover la seguridad energética mundial, basándose en sus amplios recursos de petróleo y gas”, declaró el presidente iraní. Su ofrecimiento llegaba tras reiterar el mensaje de “amistad y coexistencia pacífica” con todos los países que se ha convertido en el eje de todas sus intervenciones desde que llegó al Gobierno el pasado verano. Además, aseguró que Irán “nunca ha buscado el arma atómica” y no va a aceptar ninguna discriminación en su desarrollo de la tecnología nuclear para fines pacíficos. Rohaní dijo querer situar a su país entre las diez primeras economías del mundo.

Algunos testigos aseguran que las multinacionales petroleras se amontonaban para intentar obtener a toda costa una cita con el ministro Zanganeh. “Ha sido una jugada muy inteligente por parte de Irán. Al hacerse acompañar por el ministro de Petróleo, Rohaní se aseguraba la atención del Foro y despertar el interés de los

ejecutivos de Davos. Y así ha sido. Irán, China y Japón están logrando acaparar todo el interés de esta edición”, asegura Ian Bremmer, presidente de Eurasia Group. Las sanciones internacionales a Irán a causa del programa atómico han frenado desde 2012 la modernización de su industria petrolera, afectada desde la revolución de 1979 por el boicot de Estados Unidos, con quien desde entonces no tiene lazos diplomáticos. En consecuencia, sus recursos están subexplotados y, en los dos últimos años, sus exportaciones de crudo han caído a la mitad, privando al país de su principal fuente de ingresos. Desde su toma de posesión, el pasado agosto, Rohaní trata de enmendar las relaciones con Occidente, con la vista puesta en Washington y el levantamiento de las sanciones, una puerta abierta con las actuales negociaciones nucleares. En Davos, Rohaní buscaba sin duda inversiones para el sector energético de su país, un paso clave para reactivar una economía comatosa una vez que se levanten las sanciones. De hecho, su producción de petróleo es anémica, dada su capacidad, y ronda los 2,7 millones de barriles por día, un 8% por debajo de los niveles de 2012. La falta de infraestructuras obliga al país a importar buena parte de la gasolina que consume. “El hecho de que el presidente de Irán viniera a la reunión de hoy… es claramente un signo de que Irán quiere abrirse a las compañías de petróleo internacionales”, declaró a la salida Paolo Scaroni, el director general de la italiana Eni, citado por Reuters. También estuvieron presentes los responsables de la francesa Total, la británica BP y las rusas LUKoil y GazpromNeft, entre otras. No se ha podido saber si también hubo representantes de alguna de las estadounidenses. Zanganeh ya dejó claro el pasado diciembre en Viena que su país no tiene pegas con las compañías de esa nacionalidad. Incluso mencionó a dos de ellas, Exxon Mobil y ConocoPhillips, entre las siete cuyo regreso deseaban, junto a Total, Shell, ENI, BP y la noruega Statoil. La española Repsol, que trabajó en el país hasta 2012, no estaba entre ellas.

Pero además del fin de las sanciones, que aún está a un mínimo de 18 meses vista, las compañías esperan un cambio de las condiciones que Irán ofrecía hasta ahora. Los responsables iraníes lo saben y han anunciado para el próximo abril una gran conferencia internacional en la que avanzaran el nuevo modelo de contrato, por un período más largo que antes y en el que se espera que las compañías obtengan la propiedad del crudo extraído, ya que la Constitución iraní impide que posean las reservas.

Signos de apertura 14 de junio de 2013: El clérigo moderado Hasan Rohaní es elegido presidente de la República con el 50,71% de los votos y una participación electoral del 72%. Quedan atrás ocho años de Gobierno ultraconservador liderado por Mahmud Ahmadineyad. 16 de junio: Rohaní anuncia una reestructuración económica y más transparencia en su programa nuclear.

18 de septiembre: El régimen iraní, una

semana antes de que Rohaní intervenga en la Asamblea General de Naciones Unidas, libera a una docena de presos políticos que fueron encarcelados por el anterior Gobierno.

24 de septiembre: 68º Asamblea de la ONU

en Nueva York. Pese a las expectativas, los presidentes Barack Obama y Hasan Rohaní no se reúnen cara a cara ni se saludan pero crece la esperanza de poner fin a más de 30 años de enfrentamientos.

26 de septiembre: El presidente Hasan Rohaní menciona explícitamente el Holocausto y condena los crímenes contra la humanidad perpetrados por el régimen nazi durante una entrevista concedida a la cadena estadounidense CNN. 27 de septiembre: Histórica conversación telefónica entre Obama y Rohaní, donde se trata el programa nuclear iraní y la posibilidad de reiniciar negociaciones entre las dos potencias.

15 de octubre: Reunión entre Irán y el grupo 5 +1 en Ginebra. Se fragua un pacto para suavizar las sanciones contra Teherán a cambio de la suspensión de enriquecimiento de uranio. 20 de enero de 2014: La UE anuncia la suspensión de parte de las sanciones económicas contra Irán. Podrá comercializar con crudo y metales.

Fuente: http://internacional.elpais.com/internacional/2014/01/23/actualidad/1390494286_197535.html

MEXICO

Pemex invertirá 28 mil mdd este año (Enero 16, 2014) El titular de Petróleos Mexicanos reiteró que la paraestatal contará con un renovado gobierno corporativo y una nueva estructura organizacional, así como un nuevo régimen fiscal En 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) prevé invertir 28 mil millones de dólares en diversas áreas, dio a conocer el director general de la paraestatal, Emilio Lozoya Austin. Al participar en la 18 Conferencia Anual Latinoamericana de Grupo Financiero Santander, el funcionario destacó la importancia de grandes inversiones, al considerar que una gran parte del potencial que tiene México en materia de hidrocarburos se localiza en yacimientos no convencionales. En el foro que se realiza en Cancún, Quintana Roo, aseguró que la reforma energética permitiría hacer un Pemex más fuerte, eficaz y competitivo, con autonomía operativa, presupuestal y de gestión. Reiteró que Pemex contará con un renovado gobierno corporativo y una nueva estructura organizacional, así como un nuevo régimen fiscal. De acuerdo con la cuenta de Twitter de Pemex,

Lozoya Austin expresó que para el nuevo marco regulatorio, el Congreso deberá realizar cambios a más de 20 leyes, además de que la paraestatal tendrá que consolidarse como una empresa productiva del Estado. Precisó que México cuenta con reservas totales por 33 mil millones de barriles de petróleo y con recursos prospectivos por más de 100 mil millones de toneles. Desde luego, apuntó, de los recursos prospectivos, más de la mitad provienen de yacimientos no convencionales, en aguas profundas y de campos de lutitas (shale oil y shale gas) . Por ello, consideró que en un mercado abierto a nuevos inversionistas, Petróleos Mexicanos posee significativas ventajas competitivas. Dio a conocer que las inversiones anuales en el país en materia de exploración y producción de petróleo y gas ascenderán a más de 60 mil millones de dólares. Luego de la reforma energética, la Nación mantendrá la propiedad exclusiva de los hidrocarburos y seguirá recibiendo la renta petrolera de manera íntegra, puntualizó.

La víspera, Pemex dio a conocer que realizó una histórica colocación de bonos por cuatro mil millones de dólares en los mercados internacionales, con un monto demandado casi 10 veces el anunciado y representa el tercer libro más grande en los mercados de capitales globales. “El exitoso resultado de la emisión refleja la confianza en Pemex y en México, que ha generado la reforma energética aprobada por el Congreso” , resaltó la empresa. Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/finanzas-cartera/2014/ pemex-lozoya-980039.html

Pemex firma acuerdo con petrolera Rusa El convenio, informa Pemex en un comunicado, fue signado en el marco de la participación del presidente Enrique Peña Nieto en el Foro Económico Mundial, en Davos, Suiza. Con este acuerdo, Pemex avanza en el fortalecimiento de sus capacidades operativas y tecnológicas, a fin de aprovechar al máximo las ventajas otorgadas con la reciente aprobación de la reforma energética y competir con eficiencia en un nuevo mercado abierto, afirma. (Enero 24, 2014) El acuerdo entre Petróleos Mexicanos y la empresa petrolera Lukoil es para llevar a cabo actividades de exploración y producción Petróleos Mexicanos (Pemex) y la empresa petrolera rusa Lukoil suscribieron un acuerdo de cooperación para llevar a cabo actividades de exploración y producción.

Además, añade, ambas compañías podrán intercambiar experiencias y conocimientos en esas áreas, incluyendo acciones de protección ambiental y preservación ecológica, acorde con sus compromisos sociales y el desarrollo sustentable de las comunidades petroleras donde operan.

Al respecto, el director de Pemex, Emilio Lozoya Austin, resaltó que el convenio coincide en el objetivo de la reforma energética de crear condiciones para aprovechar al máximo el potencial de los recursos petroleros en México. También, de fortalecer a Pemex como una empresa productiva del Estado más eficiente, competitiva y transparente, agrega. El acuerdo fue firmado por el director de Pemex y el presidente de Lukoil, Vagit Alekperov.

Fuente:http://www.eluniversal.com.mx/finanzas-cartera/2014/ pemex-acuerdo-petrolera-rusa-982123.html

Noticias MEXICO

Pemex encuentra petróleo en Exploratus, su cuarto descubrimiento en aguas profundas

Pemex exportará petróleo a Europa a partir de febrero El primer cargamento de petróleo Olmeca será destinado a la refinería de Chessier, en Suiza A partir de la segunda quincena de febrero, Petróleos Mexicanos (Pemex) iniciará la exportación del petróleo crudo superligero Olmeca a Europa, como parte de su estrategia para diversificar y reforzar la participación del hidrocarburo en el mercado internacional.

(Enero 23, 2014)

Petróleos Mexicanos (Pemex), el quinto mayor productor de crudo del mundo, encontró recursos estimados por entre 150 y 200 millones de barriles de crudo equivalente en Exploratus-1, un pozo en aguas profundas del Golfo de México, dijeron dos fuentes que pidieron anonimato.

Enero 27, 2014)

El pozo, realizado en agosto pasado en la zona de Perdido, es el cuarto descubrimiento de la petrolera mexicana en aguas ultraprofundas, y está ubicado a 320 kilómetros al este de la frontera entre Texas y México. Las pruebas realizadas en el pozo, que está a unos dos mil 557 metros de profundidad, confirmaron la presencia de crudo ligero y gas condensado, dijeron. El descubrimiento da fe de la viabilidad comercial de la zona Perdido en aguas mexicanas mientras el país se prepara para abrir campos a los productores privados. Pemex está considerando la posibilidad de las empresas mixtas para explotar yacimientos en aguas profundas, tan pronto como el final del año , dijo el presidente ejecutivo Emilio Lozoya, en una entrevista el 25 de enero. Funcionarios de prensa de Pemex en la Ciudad de México no respondió a solicitudes de comentarios.

Fuente: http://www.elfinanciero.com.mx/secciones/economia/52246.html

A través de su cuenta de Twitter, la empresa detalló que el primer cargamento de petróleo al continente europeo será destinado a la refinería de Chessier, en Suiza. De esta forma, Pemex Comercio Internacional (PMI) concreta la diversificación comercial y la incursión en mercados alternativos, como lo había anunciado desde el pasado 6 de enero. Cabe recordar que actualmente el Olmeca es el crudo mexicano de exportación más ligero, con-

De esta forma, Pemex Comercio Internacional (PMI) concreta la diversificación comercial y la incursión en mercados alternativos, como lo había anunciado desde el pasado 6 de enero .

siderado por sus características como el petróleo crudo de especialidad. Por ello, desde que inició su exportación en 1989 su mercado exclusivo ha sido el sistema de refinación localizado en la costa estadunidense del Golfo de México, con envíos marginales pero de forma regular a República Dominicana.

Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/finanzas-cartera/2014/pemex-olmeca-petroleo-981819.html

GUATEMALA

México y Guatemala construirán un gasoducto conjunto (Enero 19, 2014) México y Guatemala construirán un gasoducto de 600 kilómetros entre ambos países, con una inversión de US$1.200 millones, informó el sábado el portavoz presidencial guatemalteco, Francisco Cuevas. Los presidentes de Guatemala, Otto Pérez Molina, y de México, Enrique Peña Nieto, firmarán la próxima semana en Davos (Suiza), en el marco del Foro Económico Mundial, un acuerdo bilateral para la construcción del gasoducto.

Según Cuevas, el gasoducto se extenderá entre la ciudad mexicana de Salina Cruz, en el estado de Oaxaca, y el departamento guatemalteco de Escuintla. El portavoz presidencial infomó que la petrolera estatal mexicana Pemex construirá 420 kilómetros de la tubería y Guatemala los 180 kilómetros restantes. Se prevé que el gasoducto entre en funcionamiento en 2016.

Fuente: http://www.bbc.co.uk/mundo/ultimas_noticias/2014/01/140118_ultnot_mexico_guatemala_gasoducto_msd.shtml

Noticias PERU

“Se amplía potencial de hallar petróleo y minerales en el mar tras fallo de La Haya” Zona que ganó Perú pertenece a la Cuenca Mollendo, donde ya hay lotes de crudo por licitar.Expresidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, dijo que hay “estructuras favorables”. Mencionó a la minería oceanográfica como posibilidad.

Según el experto, los estudios realizados desde hace treinta años concluyeron que “hay estructuras geofísicas favorables” en todo el litoral peruano, incluido la Cuenca Mollendo, pero ello “no significa que esté llena o semillena o con algo de hidrocarburo”.

Los 50 mil kilómetros cuadrados de mar que el Perú ganó tras el fallo de La Haya podrían contener petróleo, porque estarían dentro de la llamada Cuenca Mollendo, donde ya hay tres lotes por licitar, estimó el expresidente de Perupetro, Aurelio Ochoa.

“No hay que generar muchas expectativas. Pero se abren posibilidades hacia el futuro. Los chilenos estaban preocupados por el triangulo externo, ahora ya se definió: es de Perú. Eso es un tema interesante”, dijo Ochoa.

(Enero 28, 2014)

“La Cuenca Mollendo es la más sureña que tenemos. Comienza en Arequipa y se extiende por Moquegua, Tacna y traspasa la frontera con Chile. Habría un potencial, pero hay que verificarlo”, declaró a gestion.pe. Perupetro lanzó el año pasado una licitación de nueve lotes petroleros en el mar, la cual fue postergada por el poco interés de las empresas ante la falta de información. Allí figuraban los lotes Z-58, Z-59 y Z-60, ubicados en la Cuenca Mollendo.

Para este objetivo, sostuvo que el Gobierno debería fomentar el ingreso de barcos oceanográficos para que estudien el suelo y el subsuelo, porque si en el norte del país, donde es más fácil levantar información, no se ha investigado, en la nueva zona marítima podría demorar. Minería oceonográfica Ochoa también pidó no soslayar el potencial de la llamada “minería oceonográfica”, que en hoy en el mundo está en discusión su explotación. “Es un tema interesante que en el futuro dará que hablar”, avizoró. Mencionó que hay varios países que están analizando esta situación, lo que explica las pugnas en el Asia por espacios marítimos, dada la por el suelo y el subsuelo. “No hay que soslayar estas posibilidades. No solamente hay que hablar de la parte pesquera. Hay un espacio marítimo que amplía el potencial de recursos”, dijo Ochoa. No obstante, mencionó que estas actividades extractivas podrían ocasionar conflictos con los pescadores, como ya se están viendo en el norte del país. Ante ello, dijo que queda mucho por trabajar en el futuro.

Fuente: http://gestion.pe/economia/se-amplia-potencial-encontrar-petroleo-y-minerales-mar-fallo-haya-dijo-aurelio-ochoa-2087504

VENEZUELA

Refinerías Amuay y El Palito operan a 57% de su capacidad Según Pdvsa las labores en la parada de la unidad FCC en El Palito “serán realizadas por personal altamente calificado, garantizando el cumplimiento de procedimientos operacionales y de seguridad para la puesta en servicio de la unidad”.

(Enero 22, 2014) Petróleos de Venezuela anunció que la unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) de la Refinería El Palito fue paralizada en una “parada preventiva” para la “la corrección de una fuga de aire y vapor de agua en la línea de salida del regenerador de esa planta”.

La estatal petrolera indicó en un comunicado que “la actividad de parada, mantenimiento preventivo, arranque y estabilización de FCC, productora de insumos para la mezcla de combustibles, tendrá una duración de seis días”, según declaraciones de Willians Arévalo, subgerente de la refinería. Con la detención de la unidad de craqueo catalítico, El Palito reduce en unos 60 mil barriles diarios su capacidad de procesamiento, establecida nominalmente en unos 140 mil barriles por día. Al sumarse al ritmo actual de trabajo de la refinería Amuay, que está operando con una carga aproximada a los 270 mil barriles por día -sobre una meta de producción fijada en 470 mil barriles- se obtiene que Amuay y El Palito están trabajando con una eficiencia de 57% sobre su capacidad esperada.

Asimismo la empresa garantizó “la normalidad en la distribución de combustible en 10 estados del centrooccidente del país así como el completo funcionamiento del resto de las unidades de la Refinería El Palito”.

En reparación La unidad FCC se une a la detención del flexicoquer de la refinería Amuay (denominado FKAY) como dos de las unidades de proceso de conversión media que actualmente están detenidas en El Palito y Amuay. Esto implica una mayor necesidad de importar productos terminados para cumplir con compromisos, a la vez que reduce la capacidad de obtener productos más elaborados para la exportación. Iván Freites, secretario general del Sindicato de Trabajadores Petroleros del estado Falcón, y secretario ejecutivo de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros (Futpv), advirtió que en la refinería Amuay continúa paralizada la unidad FKAY, y que se espera que siga detenida al menos durante un mes, mientras se repara en Zulia un compresor dañado. “Ese compresor sufrió daños severos, y no pudieron arrancar la planta, que tenía un mante-

Fuente: http://www.eluniversal.com/economia/140122/refinerias-amuay-y-el-palito-operan-a-57-de-su-capacidad

Pdvsa anunció “parada preventiva” de la unidad de craqueo de El Palito. nimiento general previsto pero que fue aplazado para octubre de este año”, dijo Freites. Subrayó que la unidad de flexicoquer solo está recibiendo crudo de la Planta de Destilación n 5 de Amuay, pues la planta n 3 fue afectada por un incendio el 30 de diciembre de 2013, y la n 4 está en mantenimiento. “La eficiencia en Amuay esta en 52%, no están saliendo alquilatos, combustibles, o gas licuado de petróleo, que se envía a la planta de propileno en la refinería Cardón y de ahí se saca el propano para las bombonas”, indicó el sindicalista. También recordó que en Cardón se planificó una ampliación de la capacidad de proceso de la planta catalítica a 105 mil barriles diarios, desde 90 mil barriles, y tras la intervención la planta apenas puede producir 65 mil barriles. Freites también se refirió a los mejoradores de crudo de la Faja del Orinoco. “Los problemas no son solo en el circuito refinador. En Petrocedeño (propiedad de Pdvsa, la francesa Total y la noruega Statoil) se había planificado un mantenimiento general para marzo de 2013, se postergó a marzo de 2014 y ahora nuevamente se retrasó hasta octubre de este año”, afirmó Freites. Aseguró que en Petrocedeño la planta de azufre no funciona “pues se quemó hace tres años. Por ello se está obteniendo crudo mejorado con mucho contenido de azufre, y que se comercializa con menor precio”. El deterioro de la capacidad de refinación se evidencia en el alza de las importaciones de productos desde Estados Unidos, que durante el lapso de enero octubre de 2013 fue de 83 mil barriles por día, 17% más que el mismo lapso en 2012.

Noticias VENEZUELA

Estadounidense Chevron, orgullosa de su sociedad con la petrolera venezolana (Enero 28, 2014) La petrolera estadounidenseChevron asegura que se enorgullece del resultado que arroja su sociedad con la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) para extraer crudo de la Faja del Orinoco (este), la mayor reserva mundial del hidrocarburo.

La petrolera estadounidense Chevron asegura que se enorgullece del resultado que arroja su sociedad con la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) para extraer crudo de la Faja del Orinoco (este), la mayor reserva mundial del hidrocarburo. “Nos sentimos orgullosos de los resultados obtenidos y ser socios de una empresa como Petropiar”, declaró en su primera visita a la Faja la presidenta de Chevron para América Latina, Kelly Hartshorn, según una nota de prensa difundida hoy por PDVSA.

Petropiar es el nombre de una de las dos empresas mixtas que asocia en la Faja a Chevron con PDVSA, la cual cuenta con un capital que se distribuye 70 %-30 % a favor de la estatal venezolana, y que extrae 158.000 barriles diarios en 507 pozos. Recientes certificaciones internacionales han confirmado a Venezuela como el mayor depósito mundial de crudo, con casi 300.000 millones de barriles, principalmente en la Faja del Orinoco, lo que representa alrededor del 25 % del petróleo que existe en el planeta. Venezuela produce alrededor de 3 millones de barriles diarios, de los cuales exporta unos 2,5 millones, principalmente a Estados Unidos y China. La otra empresa mixta que asocia a Chevron con PDVSA en la Faja se llama Petroboscán, pero PD-

VSA no ha informado si Hartshorn también tiene previsto visitarla en esta ocasión. Hartshorn cumple su primera visita a la Faja del Orinoco junto al gerente de Recursos Humanos de Chevron, Audrey Camastro. La funcionaria elogió en Petropiar “el excelente desempeño del talento humano que hace posible la producción de la empresa mixta”, líder “en materia de seguridad industrial, gracias al trabajo seguro y eficiente”, según PDVSA. El Gobierno venezolano decidió en 2007 crear empresas mixtas entre PDVSA y las compañías energéticas internacionales, que por entonces ya operaban en su territorio, con la estatal siempre como socio mayoritario, lo que no fue aceptado por las asimismo estadounidenses Exxon y ConocoPhillips, que recurrieron al litigio internacional.

Fuente: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/petroleo-y-gases-primarios/estadounidense-chevron-orgullosa-de-su-sociedad-con-la-petrolera-venezolana_AXhizbJyNyI0mmUDkmvFg/

USA

Texas lidera el “boom”de petróleo en Estados Unidos (Enero 14, 2014) La industria petrolera en Estados Unidos está batiendo récords que han despertado esfuerzos por levantar la prohibición a la exportación de petróleo. El crecimiento está alimentado por nuevas técnicas de extracción en áreas como Texas, donde el costo es todavía incierto, bajo el prisma ambiental. Para los que piensen en Estados Unidos como ese gran gigante del norte de brazos cruzados y sediento del oro negro, los analistas en materias primas recomiendan unas gafas o al menos una visita a Dakota del Norte o Texas.

Es ahí donde el país está centrando su mayor capacidad de producción. Según la Administración de Información de Energía (EIA), Estados Unidos producirá 9,3 millones de barriles por día en 2015, su mayor nivel desde 1972. La Agencia Internacional de Energía ha ido más allá en sus pronósticos y ha estimado que el país se podría convertir en el prin-

cipal productor de petróleo en el mundo, superando a Arabia Saudita y Rusia. El Instituto de Investigación para la Energía (IER) muestra que el petróleo ocupa un 36% de la demanda energética de EE UU, con un 70% destinado al transporte, un 24% a industria, un 5% en sectores comerciales y residenciales y menos de un 1% en electricidad general. En 2013, cerca de un 40% del petróleo consumido por Estados Unidos fue importado, el nivel más bajo desde 1991. Los cinco países principales que suministran petróleo son Canadá, México, Arabia Saudí, Venezuela y Rusia. “Estados Unidos siempre ha ocupado un lugar destacado dentro de los productores de petróleo a nivel mundial. Texas es un líder en el renacimiento de la explotación de gas y petróleo en la nación”, aseguró Robert Bradley, fundador del Instituto para la Investigación de Energía ubicado en Houston.

En Texas, la zona conocida como Permian Basin ha experimentado un nuevo despegue desde 2008, incrementando considerablemente la producción. El Estado reportó 2,7 millones de barriles de crudo por día en septiembre pasado, la cifra más alta desde enero de 1981, de acuerdo a EIA. Estimaciones entregadas por la Universidad de Texas en San Antonio en 2013 indicaron que las áreas de extracción en los yacimientos de Eagle Ford y Cline sobrepasarán el millón de barriles diarios respectivamente en 2014. Esto implica un aumento de 350.000 barriles. Texas figura ahora entre los 15 productores de petróleo más grandes del mundo. Los resultados de esta expansión no se han traducido sólo en barriles de crudo. Un estudio elaborado por la Asociación de dueños y productores independientes de Texas, realizado en 2013, mostró que la industria del gas y petróleo empleó 379.800

personas, incluyendo 34.600 nuevos trabajos en la primera mitad de 2012. Detrás del crecimiento en producción Detrás del boom petrolero en Texas existen dos métodos claves: fracking o fracturamiento de la roca y perforación horizontal, en lugar de vertical. El concepto de fondo es que se realizan perforaciones hasta grandes profundidades y luego se intenta disolver el petróleo contenido en la roca, a través de productos químicos. Mientras la industria petrolera ha enaltecido durante años el uso de estas tecnologías, grupos ambientalistas se han opuesto con fuerza a su expansión. “La extracción de petróleo está creciendo muy rápidamente y sin los reglamentos necesarios. No sabemos el impacto de la contaminación del agua que puede estar causando. Tenemos muchas incógnitas sobre esto, el potencial para daños al ambiente en grandísimo”, aseguró Adriana Quintero, abogada de National Resources Defense Council (NRDC). “Lo que estamos pidiendo es que a nivel federal el gobierno imparta reglas para que las compañías divulguen la información completa de los químicos que utilizan. La respuesta de la Administración de Barack Obama ha sido pobre en este sentido”, agregó. Hasta ahora esto se ha manejado a través de legislación a nivel estatal, donde existe un gran desnivel entre estados. Un reciente estudio publicado en la Revista de la Sociedad en Endocrinología indicó que el “rápido aumento de la extracción de gas natural utilizando técnicas como el fracturamiento de la roca, incrementa el potencial para la contaminación de agua subterránea y subsuelo, debido a los químicos usados en el proceso”. El trabajo conducido por los investigadores Christopher D. Kassotis, Donald E. Tillitt, J. Wade Davis, Annette M. Hormann y Susan C. Nagel fue más allá y aseguró que más de 750 químicos y componentes son potencialmente usados en el proceso de extracción, incluyendo más de 100 en que se sospechan efectos perturbadores para el sistema endocrino, que regula las hormonas en el cuerpo humano. Los investigadores recogieron muestras de agua y un 89% de ellas reportó “actividad estrogénica”, es decir que afecta la producción de estrógeno, una de las principales hormonas sexuales. Consultada por EL PAÍS, Nagel aseguró que “muchos de los químicos usados para extraer gas son los mismos que se utilizan para extraer petróleo”, por lo que se puede esperar resultados similares. Una reciente investigación realizada por Associated Press mostró que en los últimos cuatro años en áreas como Texas se han recibido 2.000 quejas por

contaminación de pozos de agua y 62 de ellas están directamente asociadas a un posible daño causado por actividad proveniente de extracción de petróleo y gas. Reguladores en Texas no han confirmado ningún caso. La industria petrolera en general se ha defendido de las críticas. Consultados por EL PAÍS respecto a las quejas de activistas medioambientales y organizaciones no gubernamentales, el vocero de Chevron, Kent Robertson no concedió una entrevista pero respondió a través de un correo electrónico y dijo que “la compañía apoya dar acceso al público a la información relacionada a los químicos usados en la perforación hidráulica”. “La confianza del público en nuestras operaciones es esencial para nuestro éxito. La transparencia y el compromiso son elementos claves para mantener y fortalecer esa confianza. En todas nuestras operaciones, buscamos involucrarnos con las comunidades en que vivimos y operamos”, declaró. “Esperamos que la Agencia de Protección Ambiental (EPA) haga más en cuanto a nuevas regulaciones respecto a la fracturación hidráulica este año, pero para lograr resultados necesitamos el apoyo del público”, dijo Quintero.

¿Exportador de Petróleo? El optimismo por el aumento en la producción ha llegado a tal nivel que legisladores en Estados Unidos revivieron el debate este año para eliminar la prohibición a la exportación de petróleo. La senadora republicana de Alaska Lisa Murkowski hizo un llamado al gobierno y Congreso para disminuir las restricciones. “Necesitamos actuar antes que la prohibición cree problemas y afecte a los trabajos de los estadounidenses”, dijo. El Congreso impuso esta política en los años 70. La idea era mantener la mayor cantidad de crudo en el mercado nacional. Existen dos legislaciones vigentes en esta área, la primera es la ley de conservación de energía de 1975 y la ley de administración de exportaciones de 1979. Empresas petroleras como Exxon Mobil han realizado un llamado público similar al de la senadora, para dar más libertades al mercado petrolero. La empresa incluso ha ido más lejos y ha pronosticado que para 2040 un 65% de las reservas de petróleo a nivel mundial no habrán sido explotadas. “Legalizar las exportaciones permitirá implementar estrategias para reducir costos e integrar y economizar el petróleo disponible, lo que será positivo

para los consumidores a nivel mundial”, explicó Bradley. El presidente del Comité de Energía y Recursos Naturales del Senado, Ron Wyden demócrata de Oregon, realizará una audiencia donde se debatirá el tema en el primer trimestre de este año. Según Blake Clayton, analista de energía del Council on Foreign Relations, con “pocos compradores domésticos, los productores están forzados a escoger entre dejar el petróleo en la tierra o sacarlo a precios bajos. Esto desacelera la producción adicional de petróleo en Estados Unidos”. Legisladores como el demócrata de Nueva Jersey Robert Menéndez se han opuesto fuertemente a reabrir el debate. “Tenemos que ver la prohibición de exportación desde el punto de vista del consumidor estadounidense. El precio del petróleo estadounidense es de 94 dólares, mientras que el precio mundial es de 107 dólares. El levantamiento de la prohibición de las exportaciones de petróleo crudo causaría que las grandes petroleras exporten petróleo hasta que el precio mundial y el precio en EEUU se asemejen”, explicó el legislador. “No creo que deberíamos aumentar los precios del petróleo estadounidense en un 10% con el fin de acolchar las ganancias de las grandes petroleras. Hay quienes también lamentan la falta de capacidad de refinación estadounidense para manejar el aumento de la producción de petróleo crudo nacional”, agregó. El senador recordó el cierre de las refinerías de Port Reading el año pasado y la refinería de Eagle Point en 2010 en su estado, las que costaron 570 puestos de trabajo. Estados Unidos cuenta actualmente con 139 refinerías operando, siete menos que en 2008, de acuerdo a los datos de EIA. Esto se traduce en 17.823.659 barriles por día. La disminución en el número y capacidad de las refinerías ha ido en aumento durante los últimos años. Las razones son variadas y de naturaleza compleja, pero lo que sí está claro es que este es otro debate esencial para el futuro de la industria petrolera. Actualmente el precio de la gasolina en Estados Unidos está bordeando los 3,2 dólares por 3,7 litros. Muy por debajo del alza de casi 4 dólares ocurrida en mayo de 2011. Los altos y bajos en este simple número son suficientes para mover a la opinión pública estadounidense y eso tiene un peso invaluable a nivel político.

Fuente: http://economia.elpais.com/economia/2014/01/14/actualidad/1389671090_736520.html

E FECHA Mar.17 -19, 2014 Mar. 19 - 21, 2014 Mar. 24 - 27, 2014 Mar. 25 - 26, 2014 Mar. 26 - 28, 2014 Abr. 08 - 10, 2014 Abr. 08 - 10, 2014 Abr. 23 - 24, 2014 Abr. 23 - 25, 2014 Abr. 23 - 25, 2014 May. 05 - 08, 2014 May. 05 - 08, 2014 May. 12 - 13, 2014 May. 13 - 14, 2014 May. 14 - 16, 2014 May. 19 - 22, 2014 May. 21 - 23, 2014 Jun. 02 - 04, 2014 Jun. 04 - 07, 2014 Jun. 15 - 19, 2014 Jun. 19 - 22, 2014 Agos. 03 - 06, 2014 Sept. 21 - 25, 2014 Sept. 29 - Oct. 03, 2014 Oct. 27 - 30, 2014 Oct. 14 - 17, 2014 Oct. 20 - 23, 2014

N EVENTO

SPE International Conference on Health, Safety and Environment CongresoInternacional de Petroleo y Gas 2014 ASNT 23rd Research Symposium Coiled Tubing and Well Intervention Conference & Exhibition LATINV E&P 2014 - Foro&Exposición PECOM - Petroleum Exhibition & Conference of Mexico API - 2014 Pipeline Conference & Cybernetics Symposium CuencasEmergentes No ConvencionalesLatinoamérica 2014 Pipeline Integrity Management Semminar 2014 NISTM - 34th Annual International Aboveground StorageTank Conference & Trade Show OTC 2014 - Offshore Technology Conference International Oil Spill Conference 2014 SPE International Oilfield Corrosion Conference & Exhibition NDE of Aerospace Materials and Structures IV - ASNT NACE European Corrosion Conference - Expo SINOCORR 2014 Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference ILTA (Internal Liquid Terminal Association) Annual Conference & Trade Show CMP 2014 - CongresoMexicano de Petroleo 21 World Petroleum Congress - Congreso Mundial de Petroleo Bring on the Heat 2014 ASCE (American Society of Civil Engineers) Pipeline 2014 Conference Corrosion Technology Week 2014 International Pipeline Conference & Expo Conferenciaanual de ASNT (American Society for Nondestructive Testing) Expo Oil & Gas Colombia Fixing Pipeline Problems - Conference, trainin courses & Exhibition

LUGAR Long Beach, CA USA Cucuta - COLOMBIA Minneapolis, MN - USA The Woodlands, TX USA Lima - PERU Villahermosa, Tabasco - MEXICO San Antonio, TX - USA Cartagena - COLOMBIA Ciudad de Mexico - MEXICO Orlando, FL - USA Houston, TX - USA Savannah, GA - USA Aberdeen - UK St. Louis, MO - USA Madrid - ESPAÑA Beijing - CHINA Maracaibo - VENEZUELA Houston, TX - USA Acapulco, Guerrero - MEXICO Moscow - RUSSIA Houston, TX - USA Portland, OR - USA Alexandria, VA - USA Calgary, AB - CANADA Charleston, SC - USA Bogota - COLOMBIA Berlin - ALEMANIA

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

PROCAT Expertos en Proteccion Catodica

I N G E N I E R I A

E N

C O R R O S I O N

mpresa con mas de 20 años de experiencia en el control de la corrosion. Contamos con personal capacitado y certificado en las diferentes disciplinas de la materia.

uestro objetivo es proporcionar a nuestro clientes productos y servicios para el combate de la corrosion en los metales, manteniendo con esto un correcto funcionamiento de los equipos y estructuras metalicas ya sea enterradas o sumergidas.

PROCAT ofrece los servicios de: CORROSION EXTERIOR: • Estudio y Evaluacion • Diseño, Construccion y Puesta en operacion de sistemas de proteccion catodica, asi como mantenimiento preventivo y correctivo • Asesoria CORROSION INTERIOR: • Estudio y Evaluacion • Diseño, Construccion y Puesta en operacion de sistemas para el control de la corrosion interior, asi como mantenimiento preventivo correctivo • Asesoria

Altamira no. 1124 esq. con San Carlos, col. Revolucion Obrera Reynosa, Tmaulipas, Mexico 88759 Tel. 52 (899) 955-0886 y 87 www.procat.com.mx

PORTUGUÊS

Noticia ANGOLA

2018, Angola será mayor destino de investimentos no petróleo Angola vai ser o principal destino para os investidores do sector do petróleo neste e no próximo ano, prevê a consultora Business Monitor International (BMI), que aposta num crescimento médio do PIB de 7,4% até 2018.

Angola vai ser o principal destino para os investidores do sector do petróleo neste e no próximo ano, prevê a consultora Business Monitor International (BMI), que aposta num crescimento médio do PIB de 7,4% até 2018. “Esperamos que Angola mantenha a posição de principal destino de investimento dentro da indústria do petróleo”, afirma o Relatório sobre Gás e Petróleo em Angola, sublinhando que apesar de se antever um abrandamento da produção de petróleo, os planos para novos projetos vão garantir um crescimento forte durante grande parte do período em análise – 2014 a 2018. O documento cita o responsável da Sonangol em Luanda, Domingos Cunha, para sustentar que os

próximos tempos serão muito atarefados, tendo em conta o lançamento de explorações na área do présal, uma camada por baixo do fundo do mar, que as autoridades angolanas acreditam ter enorme potencial, à semelhança do Brasil. “Antecipamos uma temporada atarefada de perfuração nos próximos trimestres, com 32 poços planeados em Angola este ano, incluindo 15 que vão testar as formações de pré-sal”, lê-se no relatório, que explica que os 32 poços de 2014 contrastam com apenas dois no ano passado. O responsável da Sonangol, aliás, é ainda citado para explicar que, até 2022, o número médio de poços vai ser, no total, de 25, e não apenas no pré-sal. Na mesma altura em que foi divulgado este relatório sobre o sector do petróleo, a BMI lançou também outra análise sobre o ambiente empresarial em Angola, na qual estima que o cres-

cimento econômico vai acelerar nos próximos trimestres, alicerçado num grande programa de investimentos públicos e nas novas capacidades de produção petrolífera: “Prevemos que o PIB real cresça 7,3% em 2013, e depois 7,4%, em média, entre 2014 e 2018”, lê-se no Relatório de Perspectivas Empresariais de Angola. Pese embora as tensões políticas que “subiram muito nos últimos meses e que deverão continuar altas dada a proximidade das eleições e o aumento da frustração com a Presidência de José Eduardo dos Santos”, os analistas da BMI estimam que a inflação se mantenha controlada este ano, “oscilando entre 8 e 9,5%”. Sobre o ano passado, a BMI reviu em baixa a previsão de crescimento da economia, de 7,1% para 5,3%, essencialmente devido à seca, aos projetos adiados e à reduzida produção petrolífera, e estima que o défice das contas públicas tenha melhorado de 2,7% do PIB para 2,1, motivado pela diminuição de despesa pública face ao inicialmente previsto.

Rússia deverá manter produção de petróleo estável em 2014 A Rússia deverá pelo menos manter sua produção de petróleo em níveis recordes neste ano, devido ao forte desempenho de novos campos, mas com poucas chances de aumentos significativos da produção, disseram analistas e autoridades. A Rússia, maior produtor mundial de petróleo, depende das receitas com exportações para abastecer os cofres públicos e manter a economia crescendo.

O Ministério de Energia prevê que a produção doméstica de petróleo vai ficar pelo menos inalterada neste ano, nos chamados “antigos novos campos”, como a Vankor e Talakan --da Surgutneftegas, que irão ajudar a equilibrar a queda de produção em campos mais antigos.

A produção subiu 1,4 por cento no ano passado, para um recorde da era pós-soviética de 10,51 milhões de barris por dia (bpd), graças a novos campos abertos há alguns anos.

A Rússia tem três vezes mais reservas de petróleo que os Estados Unidos, mas deverá perder o posto de maior produtor global já em 2016, devido à revolução energética norte-americana do óleo de xisto, segundo projeção da Agência Internacional de Energia.

Por outro lado, os campos que estão elevando a produção agora, como o depósito de Vankor, da Rosneft, na Sibéria Oriental, foram descobertos por geólogos soviéticos. Novas descobertas estão ainda há anos de entrarem em produção, o que irá restringir o potencial de crescimento no curto prazo.

Refletindo a falta de dinamismo, a estatal Rosneft disse que seu índice de reposição de reservas foi de 180 por cento no ano passado. Ainda assim, a maior petroleira da Rússia planeja um crescimento de apenas 1 por cento no bombeamento nos próximos anos.

O analista Alexander Kornilov, do Alfa Bank, espera que a produção russa suba cerca de 1 por cento em 2014, devido ao crescimento nos campos Vankor, Uvat, Talakan e Korchagin. Três grandes depósitos que começaram a ser explorados no ano passado --Trebs e Titov, na Sibéria Ocidental; Srednebotuobinskoe, na Sibéria Oriental; e Prirazlomnoye, no Ártico-- deverão acrescentar cerca de 300 mil bpd para a produção do país até o final da década. “A Rosneft planeja elevar sua produção em cerca de 1 por cento. Dado que é a maior petroleira do país, a Rússia também verá um crescimento moderado”, disse o analista Andrey Polischuk do Raiffeisenbank. A Surgutneftegas planeja manter sua produção estável em torno de 1,2 milhão de bpd neste ano, disse a empresa à Reuters. A Lukoil e Gazprom Neft não quiseram comentar.