Revista Petroquímica Mexicana/ Edición 03 by Petroquimica Mexicana

EDITORIAL

a revista Petroquímica Mexicana, en su tercera edición, sostiene el compromiso con nuestros lectores de entregar información trascendental en el sector petrolero y energético reuniendo los proyectos que destacan en el país y en el mundo, así como la tecnología de vanguardia y los eventos que marcarán el avance de la industria. Exponemos de manera puntual artículos y notas relevantes en campos del petróleo, gas, electricidad, petroquímica, minería, siderurgia, energías alternativas, Pymes y política pública, entre otros. Tanto la investigación como la innovación están cambiando el mundo. Los temas marcan una coyuntura en el sector tratados con profundidad y desde la perspectiva de todos los participantes. Información gráfica (infografía) y al punto de negocios, proyectos, servicios o productos relevantes para la industria. Los artículos técnicos de procesos, están escritos y por expertos así como de las principales personalidades y organismos del sector, dado que esa enorme potencialidad concede posibilidades para integrar como parte activa dicho proceso global con tan profundos cambios en marcha. Es así como cada publicación nos hacemos presentes para informar y exponer temas de forma neutral y con la mayor investigación en el medio, es por eso que cada vez son más los que se suman a nuestra propuesta.

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INTERNACIONAL

La instalación de FPSO con el alcance más profundo del mundo Por Eugenio Rodríguez

En mayo de 2013, apenas tres años después del desastre de la plataforma Deepwater Horizon y desafiando una marcada caída de los precios mundiales del petróleo, la multinacional angloholandesa Royal Dutch Shell sorprendió a toda la industria al embarcarse en uno de los más ambiciosos proyectos de ingeniería submarina de los tiempos modernos.

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a decisión de instalar la Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) con el alcance más profundo del mundo a 3,2 kilómetros por debajo del nivel del mar en el Stones Field, localizado en el Golfo de México en aguas estadounidenses, fue un contundente voto de confianza en proyectos de gran envergadura y de costes elevados, aspecto que contrasta con el resto de competidores, especialmente BP, por sus reticencias ante este tipo de inversiones argumentando las adversas condiciones del mercado y el aumento de los costes. Un año después, la apuesta calculada de Shell se establece para dar sus frutos. El Stones Field abarca ocho bloques en la tendencia geológica del Paleógeno (también llamado Terciario Temprano) en el Golfo de México, en la que se estima que contenga más de dos mil millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). Dado el avance del proyecto, la instalación marítima está programada para comenzar a finales de este año, estimándose que el pico de producción alcance los 50 mil BEP al día durante la primera fase de desarrollo en 2016.

El compromiso de Shell en la exploración en aguas ultra profundas en el Terciario Temprano (la opción potencialmente más lucrativa del Golfo de México con una estimación de 15 mil millones de barriles de petróleo), se inició en 2010 con la instalación de la plataforma Perdido. Con 2.438 m, esta instalación de perforación y producción es, por ahora, la más profunda del mundo. Sin embargo el Stones Field en el área de Walker Ridge, se establece para impulsar aún más los límites tecnológicos batiendo todos los récords. El depósito principal se encuentra a 8.077 m bajo el nivel del mar y a 5.181 m por debajo de la línea de lodo, requiriendo a esta profundidad un único FPSO para producir, procesar y almacenar los hidrocarburos. La firma holandesa SBM Offshore está construyendo la Turritella, el primero de los buques de Shell para operar en el Golfo de México, que se dio a conocer el mes pasado en la Offshore Technology Conference celebrada en Houston, Estados Unidos. Desarrollado como un FPSO con capacidad Suezmax, el diseño de la Turritella incorpora una torreta con una boya desconectable (Buoyant Turret Mooring o BTM), permitiendo al barco orientarse en condiciones normales, así como desconectar los cables de amarre y elevadores desde el sistema de pozos durante fuertes tormentas o huracanes. PETROQUÍMICA MEXICANA

INTERNACIONAL El FPSO será amarrado usando una combinación de cadenas y cables de poliéster de peso ligero, cuya tensión también se podrá ajustar durante las operaciones mediante el uso de un conector de amarre en línea (conocido en inglés como ILMC). La Turritella incorporará además un tipo especial de tubo flexible conocido como SLWR (Steel Lazy Wave Riser), que llevará petróleo y gas al FPSO para su procesamiento y transporte. Utilizado por primera vez por los ingenieros de Shell, los SLWRs ofrecen flotabilidad extra gracias a una curvatura arqueada que absorbe el movimiento del FPSO y aumenta el rendimiento de subida a profundidades extremas. En el Stones Field será la primera vez que una torreta y boya desconectable esté configurada con SLWRs, con el fin de desbloquear la producción de petróleo en aguas ultraprofundas. Los ingenieros de la compañía francesa Technip están a cargo de la instalación del sistema de producción submarina y el gasoducto lateral. Conforme se desarrollen las tareas de recuperación, los buques cisternas transportarán el crudo desde la Turritella a diversas refinerías ubicadas en los Estados Unidos.

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La fase de desarrollo del Stones Field se iniciará con dos pozos de producción submarinos conectados al FPSO y las instalaciones de acogida. Los ingenieros de Shell posteriormente añadirán seis pozos adicionales con bombeo multifásico, con un total de ocho pozos conectados al FPSO a través de un único centro de perforación. Aunque no existen demasiados detalles al respecto, la compañía tiene previsto utilizar en este proyecto una tecnología de nueva generación para conseguir un bombeo de alta eficiencia en el fondo marino. La audaz jugada de Shell en el Golfo de México es un indicativo de una industria en expansión que está evolucionando desde las tradicionales plataformas vinculadas a madurar la infraestructura de gasoductos, a las Unidades Flotantes de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO), especialmente para el creciente número de proyectos en aguas ultra profundas, donde los pozos son perforados en aguas con profundidades no inferiores a los 1,5 kilómetros. La nueva generación de FPSOs están diseñados para hacer frente a una relativa falta de infraestructura, con capacidad para adaptarse a fondos marinos complejos y propiedades

de yacimientos únicas. No obstante, la tecnología debe seguir evolucionando para mantener el ritmo en el desafío de la re-inyección de agua o gas en ultra-alta presión de alta temperatura (HPHT, en inglés). Las reservas del Terciario Temprano se encuentran normalmente a 8.000-10.000 m bajo el nivel del mar, con profundidades extremas resultantes en presiones que pueden superar los 1.400 bar (20.000 psi) y temperaturas muy altas, estando ambos parámetros en el límite de lo que la industria es capaz de hacer frente tecnológicamente en la actualidad. Los depósitos se encuentran típicamente bajo capas de sedimentos que pueden tener una porosidad y permeabilidad desigual, por lo que presenta múltiples retos para la exploración y desarrollo de yacimientos. Los depósitos del Terciario Temprano también suelen llevar un gas inferior a la proporción de petróleo. Esto, junto con las pobres propiedades del yacimiento, pueden dar lugar a un factor estimado de recuperación de petróleo de sólo el 10% utilizando técnicas convencionales, o el doble de esta cantidad mediante los métodos de última generación de recuperación mejorada de petróleo (EOR).

A pesar del coste y los riesgos (el Stones Field es un 60% más profundo que Macondo, el pozo de BP tristemente conocido por su vertido en 2010), las grandes multinacionales no tienen más remedio que explorar a mayores profundidades en busca de las reservas que quedan en el mundo. Shell, por ejemplo, ya opera depósitos que producen gracias a un total de siete FPSOs a nivel mundial, incluyendo el proyecto del Parque das Conchas (BC-10) en Brasil, con la asociación de Petrobras y ONGC. Los proyectos en aguas ultra profundas representaron alrededor de la mitad de los nuevos descubrimientos del mundo en el primer semestre de 2012. Dada su importancia, los ingenieros esperan a través de la experiencia que obtendrán en el Stones Field, consolidar una serie de nuevas tecnologías que permitirán potenciar nuevos desarrollos en el Golfo de México y exportarlos a proyectos de explotación petrolífera en otras partes del mundo, con el fin de sostener a largo plazo la demanda internacional de petróleo. Fuente: Fieras de la Ingeniería. PETROQUÍMICA MEXICANA

Sistemas de gestión de la energía El desarrollo de la norma internacional ISO 50001, ha hecho posible contar con un método reconocido mundialmente para la implementación de sistemas de gestión de la energía (SGEn). Sin embargo, asegurar que ese método se está instrumentando correctamente y que las empresas están mejorando su eficiencia energética a través de su implementación, requiere de marcos de apoyo integrales que puedan promover y permitir su aplicación, como también monitorear, verificar y certificar la conducta y el desempeño de las empresas.

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medida que la situación energética se deteriora a nivel mundial, se hace patente la necesidad de considerar margen, y debe ser obligatorio plantearse la implementación de un sistema de gestión de la energía (SGEn), que lleve a la optimización de su uso en forma eficaz, justificando su rentabilidad en la reducción de los costos energéticos. De esta manera, el SGEn debe concebirse como un esfuerzo organizado y estructurado para conseguir la máxima eficiencia en la utilización de la energía, logrando un uso más racional de la misma y que permita reducir el consumo sin perjudicar el confort, productividad, calidad de los servicios y, de un modo general, sin disminuir los niveles de desempeño establecidos.

Entre todas las barreras detectadas, sobresalen: • Falta de asignación de recursos (humanos, materiales, financieros y tecnológicos) dentro de las empresas para implementar un programa integral de conservación y uso eficiente de la energía. • Los responsables de producción y mantenimiento de las empresas, por lo general, no disponen de tiempo para hacer el trabajo de gestión energética, lo prioritario es la producción, la falta de mantenimiento y evitar paros en los procesos. • La falta de familiaridad o desconocimiento de los beneficios y conveniencia de los sistemas de gestión energética y las buenas prácticas para la conservación de la energía. • Falta de desarrollo del mercado de empresas de consultoría “certificadas” que realicen proyectos de eficiencia energética bajo estándares internacionales.

En esta línea, los SGEn son sistemas que permiten el empoderamiento de quienes son responsables de la operación de una instalación ya que, al introducirlos, los ejecutivos de más alto nivel están obligados a apoyarlos, y se debe asegurar que existan políticas y recursos para que identifiquen y aprovechen las oportunidades de ahorro y uso eficiente de la energía de una instalación.

• La falta de capacidad institucional (interna y externa) para apoyar a los usuarios de energía en la adopción de sistemas de gestión energética e implementación de medidas técnicas.

Una de las principales dificultades que se pueden presentar para la implementación de un SGEn es, en general, la falta de especialización del personal administrativo y técnico. Por esta razón, el SGEn debe abarcar todos los medios de que dispone la alta dirección de la empresa para alcanzar los objetivos.

Sistema de gestión energética

Barreras en el uso eficiente de la energía Las mayores barreras para el uso eficiente de la energía se deben a una gestión inadecuada en la administración de los recursos, y no a la capacidad o actualización de la tecnología productiva o de los servicios existentes.

Así, el uso eficiente de la energía no debe ser un trabajo aislado, sino obedecer a una planificación perfectamente programada y en la que intervengan todos los niveles implicados.

El propósito de un SGEn es establecer los métodos y procesos para mejorar el rendimiento energético, incluyendo la eficiencia, uso y consumo. También, la aplicación del sistema la finalidad de conducir a reducciones en las emisiones de gases de efecto invernadero, el costo de la energía, y otros impactos ambientales relacionados. De esta manera, la aplicación de un SGEn es factible para todos los tipos y tamaños de empresas, independientemente de las condiciones geográficas, culturales o sociales. No obstante, la implementación exitosa depende del compromiso de todos los niveles y funciones de la empresa y, en especial, la alta dirección.

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Para ello, será necesario especificar los requisitos del SGEn, para desarrollar e implementar una política energética, que establecerá los objetivos, metas y planes de acción obligatorios y tendrá en cuenta los requisitos legales, así como la información relacionada con el consumo de energía. Así, el SGEn permitirá a las empresas alcanzar sus compromisos de política, tomar las medidas necesarias para mejorar su eficiencia energética y demostrar la conformidad del sistema con parámetros nacionales e internacionales, por ejemplo, los establecidos por la Organización Internacional de Normalización a través de la norma ISO 50001. Además, dado que la energía constituye un elemento esencial para la calidad de vida del ser humano y es un insumo de alta difusión sobre el conjunto de todas las actividades productivas, su disponibilidad ha tenido un papel central en el proceso de desarrollo de la humanidad. Por ello, el SGEn debe considerar las dimensiones del desarrollo sostenible: política, Económica, social y ambiental. ¿Cómo puedo implementar un SGEn en mi empresa? La Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (Conuee), como órgano técnico en materia de aprovechamiento sustentable de la energía, tiene por objeto promover la eficiencia energética en México. Para ello, la Conuee establece programas y acciones que permitan propiciar el aprovechamiento sustentable de la energía mediante el uso óptimo de la misma en todos sus procesos y actividades, desde su explotación hasta el consumo final. Así, la CONUEE ha preparado el Manual para la Implementación

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de un SGEn, que aporta una guía práctica para el diseño, la implementación, el mantenimiento y la mejora del sistema, y facilita su integración a la estructura y estrategia de cualquier tipo de organización. En el Manual se presentan 27 pasos básicos agrupados en 8 etapas en el contexto del ciclo de mejora continua: Planear/Hacer/ Verificar/Actuar (PHVA). Adicionalmente, la Conuee trabaja en conjunto con la Secretaría de (Sener) para realizar un Programa Nacional para Sistemas Gestión de la Energía (PRONASGEn), que tendrá el objetivo de apoyar a todas las empresas en el desarrollo de sus capacidades para elevar su competitividad a través del uso sustentable de la energía. Así, para conocer los alcances y actividades de este programa, los invito a registrarse en las Comunidades de Practicantes para la Eficiencia Energética, en especial sobre el tema Gestión Energética y visitar nuestra la sección específica en internet. Ing. Noé Villegas Alcántar Gestión para la Eficiencia Energética Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE) México

La controversia del fracking o fracturación hidráulica en alta mar En los últimos años parece haber crecido la polémica en torno a la fracturación hidráulica (fracking), la técnica de estimulación de pozos que implica el uso de mezclas de fluidos de alta presión para romper formaciones rocosas y liberar los recursos que albergan. Para sus usuarios y defensores, la técnica, cuando se combina con los métodos modernos de perforación horizontal, se convierte en clave para la comercialización de recursos de petróleo y gas no convencionales en tierra, alimentando así la llamada “revolución del gas de esquisto” en los Estados Unidos, donde se encuentra ahora en uso común, y que ha fomentado simultáneamente el desarrollo de otras operaciones intensivas de fracking para la obtención de gas en todo el mundo.

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Por Eugenio Rodríguez

ara muchos críticos del fracking, sin embargo, presenta un riesgo inaceptable para el medio ambiente y la salud humana, ya sea por la contaminación del aire, contaminación de aguas subterráneas o incluso por la sismicidad inducida. El debate sobre el fracking ha polarizado la opinión pública tras las aprobaciones gubernamentales de este tipo de operaciones, generando protestas en Estados Unidos y en particular en países como España o el Reino Unido, donde la técnica está en las primeras etapas de su controvertida implementación, acorralada por la insistente oposición de las poblaciones locales. A pesar de la reciente controversia sobre el fracking tanto en entornos terrestres como marítimos, la industria del petróleo y el gas ha estado llevando a cabo operaciones de fracking en alta mar desde principios de los años 90 sin ninguna queja o controversia en particular. Ciertamente, el hecho de que los entornos marítimos de operaciones suelan estar alejado de la vista de las poblaciones, ha contribuido durante años a que el debate entre gobierno y residentes locales mantuviese este aspecto de la industria del fracking lejos de la mirada de la mala prensa. Funcionamiento de la fracturación hidráulica En la actualidad se utiliza principalmente como una técnica de recuperación mejorada de petróleo (EOR) para aumentar la producción de los pozos maduros. El desarrollo de tecnologías de fracturamiento hidráulico en alta mar, podría abrir el camino para futuros proyectos que empleen la técnica desde el principio para tener acceso a gas de esquisto y otras reservas no convencionales bajo el fondo marino. Esto abriría la posibilidad de un destacado crecimiento en la extracción de gas de esquisto en alta mar para igualar los persistentes niveles productivos en zonas terrestres. Al igual que su contraparte en tierra, el uso establecido del fracking en alta mar para las operaciones EOR combinan la tecnología de fracturamiento hidráulico con diversas tecnologías de extracción de petróleo y gas altamente desarrolladas. En tierra, la tecnología es la perforación horizontal, mientras que en entornos marítimos la tecnología clave es la terminación de empaque de grava, que se utiliza tradicionalmente para filtrar la arena del fondo marino de las tuberías. Estas tecnologías en combinación se conocen como ‘Frac Pack’, que utiliza arena y otros aditivos en un fluido mezclado personalizado a altas presiones para fracturar la roca y mejorar la productividad del pozo. PETROQUÍMICA MEXICANA

La técnica ha estado en uso durante más de dos décadas, después de haber sido desplegada para mejorar las características de los pozos en la costa de California, el Golfo de México, el Mar del Norte y en zonas marítimas de África Occidental, entre otros lugares. Formando las operaciones en alta mar sólo el 5% del mercado total del fracking, sigue siendo una actividad de nicho, especialmente en comparación con el gran negocio que se realiza en zonas terrestres. No obstante las mejoras tecnológicas, el envejecimiento de los pozos y la necesidad de sacar el máximo provecho de los costes para desarrollar los descubrimientos en aguas profundas, están empujando hacia delante el mercado del fracking en alta mar. Instalación en alta mar de fracking Los datos de los proyectos revelan que el despliegue de la tecnología para la recuperación mejorada de petróleo puede tener un efecto dramático en las tasas de producción en los yacimientos maduros. Un estudio realizado por Schlumberger, que fue un contratista en las operaciones de fracking de Eni en las reservas congoleñas de Kitina 3A en alta mar en la primavera de 2007, señaló que el proyecto de fracturación

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hidráulica de multietapa en el yacimiento aumentó la producción de petróleo en un 230%, impulsando la recuperación de 590 bbl/d a 1.950 bbl/d tres meses después de que se llevara a cabo técnicas de fracking, como fue citado por About Oil. Las operaciones en aguas profundas en el Golfo de México están haciendo de esta región un punto de acceso particular para el fracking en alta mar a corto plazo. Se espera que las actividades de fracturación hidráulica en el Golfo aumenten en al menos un 10% entre 2013 y finales de 2015, de acuerdo con la empresa de servicios a la industria del petróleo Baker Hughes, uno de los mayores proveedores de buques de estimulación de pozos requeridos para llevar a cabo las operaciones de ‘Frac Pack’. De acuerdo con una encuesta realizada por Offshore Magazine, las empresas de servicios petroleros que ofrecen buques para operaciones de fracturación hidráulica, que también incluyen a Halliburton, Schlumberger y Superior Energy Services, han aumentado la flota colectiva de la industria en casi un tercio desde 2007, un fuerte voto de confianza en la salud a largo plazo del mercado del fracking en alta mar.

California se ha convertido en un punto de referencia en el debate del fracking en alta mar después de que una investigación de Associated Press revelase que la fracturación hidráulica se ha estado llevando a cabo en la costa del sur de California mucho más ampliamente de lo que se creía. Para el ‘Center for Biological Diversity’, una ONG con sede en Estados Unidos que ha estado haciendo campaña contra el fracking en alta mar, es la incertidumbre en torno a la utilización del método y sus efectos ambientales lo que verdaderamente les preocupa. Efectos del fracking en el entorno marítimo Para empezar, el organismo estatal responsable del arrendamiento de tierras y aguas a las compañías de petróleo y gas para su desarrollo, la California Coastal Commission, no ha realizado con frecuencia un seguimiento de la actividad del fracking en alta mar, es decir, hay poca supervisión pública de la práctica. Por otra parte, aunque la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos regula la descarga de aguas residuales del fracking, estableciendo los límites en la cantidad de productos químicos tóxicos que pueden ser objeto de vertido en el océano, no ha habido casi ninguna investigación sobre su gestión y el efecto de los vertidos en la calidad del agua y la vida marina.

Extracción de petróleo mediante fracking En términos de aplicación EOR en el fracking marítimo, el mercado parece estar en un período estable de crecimiento, impulsado por los esfuerzos en la búsqueda de grandes reservas de petróleo en aguas profundas y la hasta ahora en cierta medida protegida controversia que gira alrededor de su contraparte en tierra. Esto ciertamente no significa que el fracking en alta mar sea una operación libre de riesgo. La escala y la sofisticación de las actividades de fracking en alta mar está aumentando gradualmente para acceder a los grandes depósitos en aguas profundas que requieren de fracturación hidráulica en múltiples capas de roca, los cuales necesitan importantes cantidades de agua, arena y aditivos químicos para ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo. La preocupación sobre las operaciones de fracking se están centrando sobre los efectos ambientales y la fauna silvestre en las aguas circundantes a las explotaciones, especialmente en los Estados Unidos donde se concentran la mayor parte de la actividad.

“Uno de los problemas clave es que nadie ha contemplado los impactos ambientales reales del fracking en alta mar, y nos encontramos en una situación increíblemente preocupante”, dijo Miyoko Sakashita, Directora del Center for Biological Diversity, que recientemente elaboró un informe sobre los daños potenciales que el fracking plantea a la costa de California, incluyendo la contaminación del aire, los vertidos tóxicos y terremotos incluso a través de la sismicidad inducida. “Nadie sabe lo que han estado descargando y en qué cantidades”, agregó. Un nuevo proyecto de ley aprobado por California para regular el fracking, que entrará en vigor a principios de 2015, está siendo visto como un primer paso hacia una mayor transparencia para las empresas que participan en actividades de fracturación hidráulica en tierra y mar en todo el estado. Sin embargo, a medida que aumenta la práctica del fracking en alta mar en todo el mundo (y la futura posibilidad de utilizar la tecnología para liberar el gas de esquisto y otros hidrocarburos no convencionales del subsuelo marino), lo más probable es que la acalorada controversia en este polémico asunto siga aumentando, sobre todo cuando la frágil salud de los océanos del mundo están en juego. Fuente: Fieras de la Ingeniería PETROQUÍMICA MEXICANA

77 Aniversario de la expropiación petrolera

Al encabezar la ceremonia conmemorativa del 77 aniversario de la expropiación petrolera, el presidente de la República, Enrique Peña Nieto, sostuvo que Pemex es y seguirá siendo patrimonio de todos los mexicanos. Afirmo que la Empresa Productiva del Estado es un gran orgullo nacional que se ha fortalecido para convertirse en una empresa competitiva a nivel mundial. Con la Reforma Energética, precisó, está surgiendo un nuevo Pemex, más moderno y eficiente. 20

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n el evento, realizado en la terminal marítima de Dos Bocas, Tabasco, el secretario de Energía y presidente del Consejo de Administración de Pemex, Pedro Joaquín Coldwell, apuntó que la Reforma Energética garantizó a Pemex recursos suficientes para mantener su capacidad operativa actual, ya que se le otorgó en la Ronda Cero un portafolios diversificado de recursos convencionales en tierra, aguas someras y campos maduros, de lutitas, aguas profundas y ultra profundas, que representan el 83 por ciento de las reservas 2P y el 21 por ciento de los recursos prospectivos. A su vez, el director general de Petróleos Mexicanos, Emilio Lozoya, indicó que la Reforma Energética, una de las reformas estructurales que ha impulsado, con visión de Estado, el Presidente Peña Nieto, supone la transformación radical de la industria petrolera y de Pemex, el brazo productivo del Estado y de los mexicanos, en una empresa capaz de competir y destacar en un entorno de mercado abierto.

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Lozoya destacó que a partir de la reforma Pemex cuenta ya con un régimen de gobierno corporativo, autonomía de gestión y nuevos regímenes de procura, de remuneraciones y de control interno, así como con una nueva estructura que elimina duplicidades y agiliza la toma de decisiones. El proceso de transformación integral de la empresa, aseveró, garantizará que Petróleos Mexicanos mantenga el liderazgo de la industria en el largo plazo. “Hoy, 77 años después del nacimiento de Pemex, emprendemos una nueva etapa en la historia de la empresa en condiciones también muy difíciles”. Al respecto mostró su convicción de que con la entrega cotidiana de los trabajadores de Pemex y el compromiso mostrado por la organización sindical, una vez más, la empresa saldrá adelante. Asimismo, Lozoya puntualizó que el nuevo régimen legal de Petróleos Mexicanos, definido por la Reforma Energética, le ha permitido responder con mucha más agilidad y eficacia ante la caída de los precios en los mercados internacionales. Estos cambios legales, agregó, “nos abren la puerta para compensar el ajuste ya realizado al presupuesto de gasto, mediante asociaciones y alianzas que permitirán mitigar la mayor parte del impacto de la reducción sobre los proyectos de inversión de Pemex”.

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Luego de indicar que con los nuevos instrumentos que le otorgó la reforma, y con el compromiso de sus trabajadores, Pemex enfrenta con temple la difícil coyuntura que atraviesa, Lozoya precisó además que es momento de elevar la mira y asumir que el gran reto de la empresa es interno. Un reto para Petróleos Mexicanos y un reto en lo individual para cada uno de los petroleros. Lozoya mencionó los cuatro ejes en los que se está trabajando para transformar a Pemex: centrar los proyectos y recursos en las actividades y los mercados más rentables; la adopción de un modelo de gestión por procesos; un programa para alcanzar la excelencia operativa, y lo más importante, crear una cultura de alto desempeño que es el pilar fundamental sobre el que se debe soportar la transformación de Pemex. PETROQUÍMICA MEXICANA

“De nueva cuenta Petróleos Mexicanos saldrá adelante y consolidará su proceso de transformación para continuar siendo, en esta nueva etapa, un orgullo para todos los mexicanos”, concluyó. Al evento asistieron los secretarios de la Defensa Nacional y de Marina, quienes recibieron un reconocimiento por parte del Presidente Enrique Peña Nieto por el esfuerzo cotidiano de las fuerzas armadas para resguardar el patrimonio de todos los mexicanos. De igual modo acudieron los secretarios de Semarnat, y de la SEP, así como los gobernadores de los estados de Tabasco, Campeche, Hidalgo, Oaxaca, Tamaulipas y Veracruz.

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TECNOLOGÍA

Campo Petrolero Digital (DOF) Por Eugenio Rodríguez

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stas tecnologías también son vistas como una buena manera de aprovechar al máximo la potencialidad de los empleados más experimentados, mejorando la capacidad de supervisar y apoyar múltiples pozos simultáneamente usando datos optimizados en tiempo real que permite una mayor eficiencia en los tiempos de operaciones, por no mencionar más seguro que viajar a operaciones individuales, que a menudo se encuentran en ambientes marinos remotos. Si se despliega correctamente, las innovaciones del Campo Petrolero Digital han probado su potencial para reducir costes y tiempo en los proyectos de la industria petrolera y del gas en alta mar, habilitando un fuerte impulso hacia un rendimiento más amplio en las empresas. Chevron, que se ha posicionado como uno de los líderes entre las grandes petroleras en la tecnología DOF, informa que su iniciativa original del Campo Petrolero Digital, denominada “i-field”, ha permitido cientos de millones de dólares en ahorros de costes y la mejora de la producción desde 2002, gracias a la introducción de un Centro de Soporte de Maquinaria (MSC) y un Centro de Optimización de Perforación en tiempo real (RDOC) remoto, en sus oficinas de Houston. El MSC, por ejemplo, fue recientemente capaz de detectar un compresor en riesgo de sobrecarga antes que el equipo destinado en el lugar del yacimiento de Sanha de Chevron, ubicado en las costas de Angola. “La tripulación actuó tras la notificación del MSC y evitó el gasto de un par de millones de

dólares que hubiese causado el tiempo de inactividad y la pérdida de producción”, declaró Fred Schleich, gerente de sistemas de energía eléctrica y maquinaria de Chevron Energy Technology Company. Pero actualmente aprovechar los beneficios de las tecnologías del Campo Petrolero Digital no es tan simple como la creación de una red de sensores inalámbricos y pulsar el botón “on”. El nivel de gestión y análisis de datos necesarios para la implementación exitosa de DOF sigue siendo un territorio desconocido para amplios sectores de la industria, especialmente para los ingenieros más veteranos acostumbrados a un trabajo más de campo que centrado tanto en el uso de tecnología inteligente e internet, por lo que el factor humano puede ser un escollo importante. Esto se observó en un artículo publicado en Geo ExPro escrito por el Dr. Julian Pickering y Samit Sengupta, cuyas respectivas compañías Digital Oilfield Solutions y Geologix, se han asociado para ofrecer servicios de formación en el Campo Petrolero Digital a la industria, a través de una empresa llamada Digital Oilfield Training Services (DOTS). “Los proyectos con DOF pueden fallar debido a la falta de preparación de los mismos y a una falta de comprensión de la magnitud de la tarea de transformar una empresa enfocada en las operaciones más tradicionales”, según escribieron Pickering y Sengupta. “Es fácil de poner en marcha en los importantes proyectos de despliegue de tecnología sin reconocer los riesgos o el valor potencial con

La implementación cada vez más avanzada del llamado Campo Petrolero Digital (Digital Oil Field o por sus siglas DOF) en la industria del petróleo y gas, se ha consolidado como una base fundamental para el sector. Pero… ¿qué es exactamente? Se trata de un término amplio que abarca el uso de tecnologías interconectadas e innovaciones en la gestión de grandes datos para optimizar las operaciones de exploración y producción, permitiendo la monitorización remota y soporte para la toma de decisiones.

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antelación, y esto puede causar una serie de desafíos para el equipo; de hecho, en el peor de los casos, el rendimiento operativo puede disminuir considerablemente”. Está claro, por lo tanto, que al igual que los cambios técnicos, la implementación DOF requiere de una adaptación en términos de recursos humanos. La industria del petróleo y el gas se ha centrado en crear especialistas en ingeniería desde hace décadas, pero las demandas del Campo Petrolero Digital en los yacimientos requiere de un alto valor en términos de un conjunto de habilidades más amplias. Es decir, el ingeniero ideal en este sector, debe ahora combinar un conocimiento práctico de las cuestiones técnicas offshore con una alta formación en herramientas y sistemas digitales. “Lo que necesitamos es cada vez más ingenieros híbridos, personas que sean competentes en cuestiones técnicas clave, así como en los procesos digitales, como los sistemas de búsqueda de datos, inteligencia artificial y visualización inmersiva”, declaraba el Dr. Iraj Ershaghi, director del programa de ingeniería petrolera en la Universidad del Sur de California (USC) en una entrevista con Oil & Gas Agenda. “Creo

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que cuando se fusionen entre sí se obtendrá una interacción muy interesante”. Proporcionar capacitación y apoyo a los trabajadores en tanto que DOF continue cambiando las habilidades en el paisaje de la industria, podrá ser más importante para un proyecto que los aspectos técnicos, de acuerdo con un informe escrito por el arquitecto de soluciones de Chevron Amol Bakshi para el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE, por sus siglas en inglés). “La cartera de proyectos petroleros digitales perseguidos hasta la fecha tienen muchos ejemplos de sistemas y soluciones que podrían ser considerados un éxito desde el punto de vista puramente informático, pero que tienen poco o ningún uso entre los usuarios finales objetivos porque las actividades de participación de las partes interesadas, comunicación y formación no eran las adecuadas”, escribió Bakshi. A través del desarrollo de la capacitación de los empleados, los cursos especializados están comenzando ahora a surgir para ayudar a familiarizar a los ingenieros offshore y otros miembros del personal técnico, con las tecnologías digitales y las habilidades de comunicación necesarias para

encontrar el éxito en el espacio DOF. Asimismo, las universidades también tienen un papel importante que desempeñar en el desarrollo de competencias digitales en los ingenieros pero, en su mayor parte, esta responsabilidad recae en la industria mediante la colaboración con los centros académicos para desarrollar cursos y planes de estudios que reflejen la creciente importancia de las TI y tecnologías inalámbricas. Una vez más, Chevron se ha posicionado a la cabeza del sector en este sentido, aprovechando su larga relación con la Viterbi School of Engineering de la USC para patrocinar el establecimiento del Center for Interactive Smart Oilfield Technologies (CiSoft), que ofrece un Máster y un curso certificado de postgrado en “Smart Oilfield Technologies”. Por supuesto, mejorar exclusivamente las habilidades del personal existente en las empresas, una gran parte de los mismos próximos a la jubilación, no va a ser suficiente. Uno de los desafíos más difíciles de la industria es persuadir a los recientes jóvenes graduados en ingeniería de que el sector del petróleo y gas offshore tiene algo que ofrecerles.

En este sentido, el crecimiento del Campo Petrolero Digital podría convertirse en un punto clave vendible para las nuevas generaciones que han crecido con las tecnologías digitales. Además de ofrecer el beneficio de desarrollar las tareas técnicas en tierra (destino fijo y compatible con la vida familiar), los análisis de datos y las innovaciones en las TI involucradas en DOF, podrían resultar un gancho más convincente que las tradicionales pesadas horas de trabajo en alta mar que se requerían a nivel de ingeniería. El Campo Petrolero Digital proporciona una potencial vía de cambio en las reglas del juego para los operadores de petróleo y gas en alta mar, que maximiza la productividad de proyectos y ayuda a abordar la crisis laboral que se avecina en el sector (por falta de personal) a través de flujos de trabajo más eficientes. Sin embargo, mientras que la tecnología apoye el creciente despliegue de las innovaciones DOF como se ha demostrado, los desafíos involucrados en el fomento de estas nuevas habilidades en el personal, pone de relieve que no será un camino de rosas a menos que las empresas estén dispuestas a invertir en el lado humano de la revolución digital. Fuente: Fieras de la Ingeniería

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NACIONAL

Análisis de la optimización de procesos y acondicionamiento de los fluidos, como premisa fundamental en las mediciones de hidrocarburos

a medición de hidrocarburos en la industria internacional del petróleo —desde los pozos hasta los puntos de venta, pasando por diferentes puntos de transferencia de custodia en toda la cadena de producción— es una actividad de gran impacto, debido a la naturaleza y al valor económico de los recursos producidos, así como al control de los procesos industriales, comentó el maestro Catarino Armando Meza Montoya, especialista de la Dirección de Servicios de Ingeniería del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), luego de aseverar que derivado de los nuevos retos en el sector energético mundial se ha dado un creciente interés en este tema. Destacó que personal de la Región Sur del IMP ha colaborado con Petróleos Mexicanos (Pemex) en proyectos de desarrollo tecnológico y servicio en la especialidad de sistemas de medición de hidrocarburos; desde el diseño y selección de los elementos primarios hasta el desarrollo total de la ingeniería básica y de detalle para integración de bases técnicas. De igual manera, agregó, ha participado en diversos proyectos de integración de expedientes de medición y en la elaboración de diagnósticos metrológicos, rea-

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lizando presupuestos de incertidumbre de las mediciones implicadas, así como el análisis de factibilidad para definir la viabilidad técnica de instalación de un sistema de medición en una ubicación propuesta en instalaciones petroleras existentes. Uno de estos desarrollos —indicó el maestro Meza Montoya— es el Análisis de la optimización de los procesos y el acondicionamiento de los fluidos como premisa fundamental en las mediciones de hidrocarburos, en el cual se presentan las etapas involucradas en un análisis de factibilidad y se definen los parámetros que participan. Con esta metodología, comentó el especialista en Ingeniería de Detalle, se analizan los resultados obtenidos en el Laboratorio de Fluidos, la envolvente de fase del mensurando en el punto de muestreo representativo para la medición y se revisa el acondicionamiento y la estabilidad del fluido, condiciones de operación y características del fluido, así como la ubicación en el proceso del sistema de medición de flujo propuesto, su estabilidad y los espacios disponibles. Además, se propone el medidor adecuado y se plantean requerimientos adicionales para la instalación del sistema de medición, apuntó.

Expuso que para garantizar mejores mediciones se requiere disponer de fluidos en condiciones de ser medidos, para lo cual es fundamental la eficiencia y óptimo desempeño de los equipos de proceso previos a la medición, ya sea separación de fases, estabilización de líquidos, deshidratación de gases y líquidos, separación de sólidos, enfriamiento y rectificación del gas y/o mezclado de líquidos, según el caso específico. El principal requerimiento para realizar una medición de flujo confiable es que el fluido esté debidamente acon-

dicionado, ya que la falta o deficiencia en su acondicionamiento puede aportar fuentes significativas de incertidumbre de medición o inclusive causar que los sistemas de medición operen fuera de su diseño. “El análisis de factibilidad técnica en la medición es una herramienta que permite definir si la ubicación de un punto de medición propuesto en una planta de procesos existente es aplicable para contar con sistemas de medición confiables y auditables en la industria del petróleo”, puntualizó el maestro Meza Montoya. Fuente: IMP

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Fuente: Fieras de la Ingeniería Ya se encuentre la fuente de energía basada en combustibles fósiles, nucleares o renovables, el coste de operación y mantenimiento (O&M) forma una parte importante del modelo de negocio de una central eléctrica, siendo una pieza del puzzle de inversiones junto con los gastos de capital y los costes del combustible, que deben ser equilibrados frente a la rentabilidad del ciclo de vida, la eficiencia de producción y la disponibilidad de la fuente de energía. Estos costes permanentes (tanto fijos como variables) incluyen el mantenimiento del día a día preventivo y correctivo, los costes laborales, la gestión de activos, acciones relativas a garantizar la salud y la seguridad del personal laboral, así como otra serie de importantes tareas. Los costes de operación y mantenimiento varían ampliamente entre diferentes formas de generación de energía, desempeñando a menudo un papel variable en el análisis básico del coste de las diferentes plantas de energía (altos gastos de mantenimiento son a menudo compensados por ventajas en otras áreas, y viceversa). En Fieras de la Ingeniería presentamos los costes promedio de operación y mantenimiento para seis de los métodos más comunes de generación de energía, mientras exploramos las razones de esos costes y cómo encajan en el panorama más amplio de la economía de la central eléctrica. Para llevar a cabo este análisis, nos hemos basado en los datos del informe World Energy Investment Outlook 2014 publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA), que incluye la información en bruto de los costes medios anuales de operación y mantenimiento para la industria de la energía, tanto en la actualidad como en una previsión futura. Estas predicciones de costes de la IEA se basan en su denominado Escenario de Nuevas Políticas (NPS, por su siglas en inglés), que incorpora los compromisos de política anunciadas de los diferentes países y los planes en sus proyecciones. Los gastos actuales se toman a partir de datos de 2012, con proyecciones dadas para 2020 y 2035. Como los datos de los costes de operaciones y mantenimiento de la IEA se dividen entre los distintos países y regiones, hemos tomado los datos para Europa como punto de comparación por defecto entre los métodos de generación de energía más usuales.

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Energía térmica de gas (20$ por kW).

La producción de electricidad a partir del gas es conocida por tener relativamente unos bajos costes de operación y mantenimiento si se compara con otros métodos de generación, y las estadísticas de la IEA lo demuestran. Las centrales eléctricas equipadas con turbinas de combustión de ciclo simple, el más común (y menos eficiente) en tecnología de gas, han llegado a un promedio anual de coste por operación y mantenimiento de sólo 20$ por kilovatio (kW) producido, por lo que esta tecnología resulta la opción más barata en términos O&M de la industria. De acuerdo con cifras de la IEA, las plantas de gas más sofisticadas también se benefician de un panorama económico favorable en este sentido. La tecnología de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT, por su siglas en inglés) pueden aumentar la eficiencia en un 39% para turbinas simples a un 60% en coste O&M promedio de 25$ por kW, mientras que las plantas de cogeneración (CHP), empuja la eficiencia a más del 80% por un similarmente modesto aumento del coste O&M. El mantenimiento de un efectivo sistema de lubricación para turbinas de gas es una consideración importante para las plantas eléctricas a partir de gas como medida de mantenimiento preventivo, y forma un componente vital de sus gastos de operación y mantenimiento. En un sentido más amplio, teniendo en cuenta como las energías renovables se están convirtiendo en una parte cada vez más grande del mix energético de las economías desarrolladas, las plantas de gas, con su capacidad de producir de forma rápida o reducir sus operaciones según sea necesario, son cada vez más importantes como un suplemento seguro y variable que apoya a un suministro renovable intermitente.

Energía solar fotovoltaica a gran escala (25$ por kW).

Fruto del continuo desarrollo de la tecnología solar fotovoltaica (PV) que, a 25$ por kW, ha logrado posicionar las instalaciones fotovoltaicas a gran escala entre las tecnologías de generación de energía más baratas en términos de operaciones y mantenimiento. Por supuesto, la relativa simplicidad de la energía solar fotovoltaica es el factor que se define aquí. La limpieza de los paneles fotovoltaicos, junto con una cuidadosa monitorización de las unidades de inversores y subsistemas de CA, son las tareas de mantenimiento primarias en este tipo de instalaciones. La IEA también proyecta abruptamente una caída de los costes iniciales de capital para estos proyectos hasta el año 2035, lo que significa que la energía solar fotovoltaica está alcanzando rápidamente a los combustibles fósiles como una propuesta financiera atractiva, unido a sus ventajas de adopción como una alternativa respetuosa con el medio ambiente. La energía solar concentrada (CSP, por su siglas en inglés), por otro lado, es una tecnología más sofisticada y novedosa que aún no se ha beneficiado de la investigación y desarrollo colectiva que está impulsando positivamente los costes de la energía solar fotovoltaica. Con los gastos de capital por las nubes y una carga en términos de O&M de 290$ por kW en Europa, la tecnología CSP es actualmente muy cara de operar y mantener, pero, se espera que unos materiales más resistentes y unos costes de los componentes en declive traigan una disminución significativa de los costos de operación y mantenimiento en los decenios venideros; la IEA prevé que la O&M en las plantas de CSP se sitúe en 183$ por kW para el año 2035.

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Energía térmica de carbón subcrítica (43$ por kW).

(46$ por kW).

El carbón ha sido durante mucho tiempo el caballo de batalla del mercado de la generación eléctrica. Sin embargo, puede encontrarse en el ocaso de su reinado conforme los legisladores ambientales buscan limitar su dependencia de la energía del carbón, pero sus fuertes ventajas financieras en el horizonte hace del carbón una opción económicamente competitiva. No obstante, los costes de operación y mantenimiento no son espectacularmente bajos para el carbón. Por ejemplo las plantas subcríticas, como opción más barata, llegan a 43$ por kW, aumentándose los costes de manera constante a través de las modernas tecnologías de combustión de carbón ultrasupercrítica y supercríticas más eficientes antes de llegar a los 88$ por kW, en el caso de las opciones con menores niveles de polución y captura de carbono integradas en plantas de ciclo combinado de gasificación (IGCC).

El acceso es el tema predominante para el O&M de las turbinas eólicas, como la patente disparidad que se demuestra entre los costes para los parques eólicos en tierra y mar. Los costes de operación y mantenimiento de las instalaciones eólicas en áreas terrestres ahora rivalizan con las tecnologías de carbón más simples con sus 46$ por kW, y se espera que caiga por debajo del carbón en 2020. Su contraparte en entornos marítimos, que requieren de mayores fondos de capital, son actualmente estimados en 181$ por kW, casi cuatro veces el gasto de las instalaciones en tierra.

Uno de los principales impulsores de los costes O&M en las plantas de carbón es el seguimiento y el mantenimiento de los muchos componentes móviles que intervienen en el proceso de generación, incluyendo turbinas y grupos electrógenos, transportadores de carbón y sistemas de manipulación. Como las centrales eléctricas de carbón son a menudo centrales de base, con frecuencia se espera que estos componentes operen continuamente mientras son sometidos a cargas pesadas y altas temperaturas, así como a diversos niveles de polvo, suciedad y humedad. Las innovaciones en el mantenimiento predictivo y optimización de activos han ayudado a reducir los costes a través de los años, pero el gasto en términos O&M en este sector de peso en la industria, se espera que mantenga estabilidad hasta 2035.

Energía eólica terrestre

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Los métodos automatizados de monitorización del equipamiento fuera de las instalaciones, son cada vez más importantes como una estrategia de mantenimiento eficaz en tiempo y costes, especialmente en alta mar, donde el acceso a las turbinas para la reparación o modificación de su funcionamiento es una operación costosa en sí misma. Los ingenieros de Siemens han instalado el sistema de monitorización remoto WebWPS SCADA en todos sus aerogeneradores modernos, consiguiendo en promedio resolver el 80% de las actividades operativas y de mantenimiento en turbinas de forma remota a los diez minutos de establecerse un cambio, evitando la necesidad de que un técnico visite el sitio para realizar una inspección.

Energía hidroeléctrica a gran escala

Energía nuclear

La energía hidroeléctrica a gran escala es en la actualidad significativamente más barata de operar y mantener que los proyectos de menor envergadura; el primero tiene un coste promedio anual O&M de 53$ por kW, mientras que las más pequeñas alcanzan los 70$. Inusualmente, sin embargo, el coste de mantenimiento de grandes instalaciones como presas y diques están previstos que aumenten en lugar de caer en el futuro, igualándose incluso casi con los costes estables de la energía hidroeléctrica a pequeña escala en 2035.

Además de representar un considerable compromiso de capital para su desarrollo, las plantas de energía nuclear no son baratas de operar y mantener. Por cada kilovatio generado hay un promedio de 198$ gastados en operación y mantenimiento en Europa, en comparación con regiones como China (el país más barato para este sector en términos de O&M) que alcanzan los 80$ por kW, aunque se estima que esta cifra aumente a 112$ en 2020 para el gigante asiático. El procesamiento, enriquecimiento y fabricación de uranio en elementos combustibles representa un gasto significativo, por no mencionar el coste de la eliminación de residuos. Garantizar la integridad de los equipos es también una tarea importante, con plantas nucleares que operan con un gran número de bombas, válvulas, cableados, interruptores automáticos y una serie de otros componentes mecánicos y eléctricos que deben trabajar en condiciones difíciles.

(53$ por kW).

El envejecido equipamiento de necesario reemplazo en represas hidroeléctricas, así como la complejidad de la operación y mantenimiento de los nuevos equipos junto a los componentes de mayor edad, pueden explicar en parte el aumento gradual previsto por la IEA. El Ingeniero Jefe de American Hydro Corporation, Gerry Russell, ofreció otra explicación en 2010 para HydroWorld: “Las condiciones del mercado(…) están probando los límites de operación para muchas instalaciones de generación hidroeléctrica. El equipamiento de generación ahora está siendo operado de manera rutinaria en los regímenes que tradicionalmente se han considerado fuera de los límites del diseño, y apropiado sólo para periodos de transición o posibles condiciones de emergencia de transición. Estos nuevos requisitos están aumentando el nivel de capacidades y costes de muchas plantas en operación y mantenimiento”.

(198$ por kW).

Por supuesto, las repercusiones de los fallos en seguridad son particularmente catastrófica en el caso de la energía nuclear, por lo que la gestión de riesgos en curso es esencial y hay justificadamente establecidas unas estrictas normas y protocolos de seguridad. A pesar de los importantes costes de operación y mantenimiento, entre las ventajas de la energía nuclear se encuentra su fiabilidad, la ausencia de emisiones de carbono y los bajos precios del combustible, por lo que probablemente seguirá desempeñando la tecnología nuclear un papel importante en el mix energético del futuro, sobre todo gracias a la mejora de la tecnología de reactores de los últimos años.

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NACIONAL

El Secretario de Energía, Licenciado Pedro Joaquín Coldwell, anunció que a partir de este año y hasta el 2018, se invertirán 14 mil millones de dólares en parques eólicos, cifra que se suma a los 5 mil mdd ya realizados.

urante la presentación de las “Inversiones de Energía Eólica en México”, el Licenciado Joaquín Coldwell aseguró ante inversionistas del sector, que la vertiente eléctrica de la reforma energética incluye un conjunto de medidas y disposiciones integrales que tienden a liberar la capacidad, el talento, la voluntad y los recursos de quienes pretenden invertir en proyectos eólicos, solares, geotérmicos, de biocombustibles y mareomotrices y por medio de un mercado mayorista libre, ponerlos en contacto con los usuarios calificados. El Titular de la Secretaría de Energía (SENER) puntualizó que la nueva legislación de Reforma Energética, impulsada por el Presidente Enrique Peña Nieto, obliga a una consulta libre e informada con las comunidades indígenas donde se contemple la instalación de centrales de energía; además fija las bases y criterios para definir el impacto social y pagar contraprestaciones a los propietarios de los terrenos. También destacó que los beneficios de la Reforma Energética ya se comienzan a sentir: durante este año no habrá más alzas mensuales a las gasolinas y la Secretaría de Hacienda ya anunció la disminución en las facturas de luz para los consumidores domésticos.

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Por su parte, el Director General de la Comisión Federal de Electricidad, Doctor Enrique Ochoa Reza, destacó que la CFE tiene previsto desarrollar 8 parques eólicos, con una capacidad instalada conjunta de alrededor de 2,300 Megawatts e inversiones por aproximadamente 52 mil millones de pesos, en los próximos años. Adelantó que en el primer trimestre del año, se inaugurará la Central Eólica Sureste Fase II en Oaxaca, que tendrá 102 Megawatts de capacidad instalada a partir de una inversión de alrededor de 2 mil millones de pesos. Asimismo, en el primer trimestre de este año se inaugurará la Central Geotérmica Los Azufres III, Fase I, en Michoacán, con capacidad de 50 Megawatts y una inversión de alrededor de mil millones de pesos. El Doctor Ochoa afirmó que debe fortalecerse el sistema eléctrico nacional a partir de la diversidad de fuentes de energía renovables, entre ellas la fuerza del agua, del sol, del viento y del vapor del subsuelo. José Adrián Escofet Cedeño, Presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) precisó que al cierre de 2014 en México se generaron dos mil 551 Megawatts de capacidad instalada y que actualmente, la asociación tienen seis proyectos en construcción que entrarán en ope-

¿¿SABIAS QUE??

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ración en este 2015 con la cual se aportarán 732 Megawatts adicionales en el país. Asimismo dijo que en el contexto de la Reforma Energética, sobre todo del sector eléctrico, que es complejo y abarca muchas especialidades, los primeros pasos ya se dieron. Las empresas asociadas a la AMDEE como Acciona Energía México, GAMESA, IBERDROLA e Industrias Peñoles dieron a conocer sus compromisos e inversiones en materia eólica. En tanto, Price Waterhouse Coopers, informó los resultados del estudio sobre el potencial eólico en México, oportunidades y retos en el nuevo sector eléctrico, que desarrolló en colaboración con la Asociación Mexicana de Energía Eólica. En el evento también participaron el Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Leonardo Beltrán Rodríguez; el Gerente de Energía de Price Waterhouse Coopers, Eduardo Reyes Bravo; el Director General para México de Acciona Energía, Miguel Ángel Alonso Rubio; el Director General para México y Latinoamérica de GAMESA, Hipólito Suárez Gutiérrez; el Jefe de Asuntos Regulatorios Locales para Energía Renovable de IBERDROLA México, Álvaro Portellano Álvarez y el Director de Energía y Tecnología de Industrias Peñoles, Arturo Vaca Durán.

España encabeza la lista europea de países productores de energía eólica y ocupa la cuarta posición mundial en potencia instalada. China, Alemania y Estado Unidos son los únicos que superan a nuestro país en esta clasificación. El sector eólico tenía capacidad suficiente para cubrir la demanda eléctrica de dos tercios de los hogares españoles. La energía eólica es inagotable, al contrario que los combustibles fósiles, y no origina productos secundarios peligrosos ni residuos contaminantes. La energía eólica no causa emisiones al ambiente o al agua, no produce desperdicios tóxicos y no daña la naturaleza con la extracción de recursos.

El potencial global de la energía eólica en el mundo es cuarenta veces superior al actual consumo eléctrico, incluso excluyendo todas las áreas con valor ambiental.

La eólica tiene un gran potencial para crear empleo y oportunidades de negocio y es un factor clave para asegurar el desarrollo económico rural, al proporcionar ingresos fiscales y puestos de trabajo y, por otro lado, crear nuevas fuentes de ingresos por arrendamientos para propietarios rurales.

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Se te d de cn es pr p olo ar od un g ro uc ta ía lla ció p ca a t n ra alí de la tic a et ile no

Doctor Jaime Sánchez Valente Gerente de Desarrollo de Materiales y Productos Químicos de la Dirección de Transformación de Hidrocarburos Instituto Mexicano del Petróleo

Se trata del IMP-OXYLENE un proceso novedoso para la producción de etileno, vía la deshidrogenación oxidativa de etano.

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´´Ello garantiza que Pemex tiene asegurado su plan de desarrollo en el futuro inmediato y, con las nuevas modificaciones jurídicas, fiscales y administrativas, se fortalece para continuar siendo la gran empresa de los mexicanos.´´

Cuarto de control de las plantas de deshidrogenación oxidativa de etano.

l etileno —cuya producción mundial es de 170 millones de toneladas al año, de los cuales México produce 1.2 millones de toneladas al año— es considerado la columna vertebral de la industria petroquímica en el mundo, debido a la cantidad de productos de consumo que se obtienen, entre los que destacan los polímeros. El doctor Jaime Sánchez Valente, gerente de Desarrollo de Materiales y Productos Químicos de la Dirección de Transformación de Hidrocarburos del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), explicó que para obtener el etileno, empresas petroleras del mundo utilizan el proceso pirolítico, el cual tiene algunos inconvenientes, tales como: alta demanda energética (temperaturas entre 800-900°C); no amigable con el medio ambiente, ya que se emiten millones de emisiones contaminantes de dióxido de carbono (CO2) y óxido de nitrógeno (NOX); bajo rendimiento de producción de etileno, de 40 a 45 por ciento, además de que requiere un complejo sistema de purificación y separación corriente abajo, metalurgia y materiales de construcción costosos, entre otros. Desde 2010, especialistas del IMP y Petróleos Mexicanos (Pemex) participan conjuntamente en un proyecto tecnológico

cuyo fin es la creación y aplicación de un nuevo proceso para la obtención y producción de etileno. De este proyecto resultó la creación del proceso IMP-OXYLENE, así como un nuevo catalizador, el IMP-ODECAT-01 (primera generación), cuyos registros se encuentran en trámite. El especialista en Catálisis y Fisicoquímica de Interfaces de la Universidad Claude-Bernard, Lyon, Francia, comentó que este proyecto incluyó el diseño y escalamiento de una formulación catalítica para formar un catalizador que cumpliera requerimientos de alta actividad, que trabajara a baja temperatura de reacción (entre 400 a 500°C) a diferencia de los 900°C que necesita en el proceso pirolítico, dando como resultado el catalizador IMP-ODECAT-01. Este catalizador ha demostrado ser muy activo sin perder selectividad. “Con la aplicación de este catalizador se han logrado destacadas diferencias y beneficios en comparación con el proceso pirolítico, como el ahorro energético al bajar las temperaturas de los hornos pirolíticos, la obtención de la molécula del etileno de manera selectiva, eliminando la gran mayoría de subproductos indeseables (etano, metano, propano, butano), así como un componente muy importante, el acetileno, entre otros beneficios”. PETROQUÍMICA MEXICANA

Destacó que el proyecto lleva cuatro años de desarrollo. “Empezamos a trabajar el nuevo catalizador con polvos, como se hace en mucha parte de la investigación, lo cual fue un logro del IMP. Pasamos, agregó, de una formulación que viene del laboratorio con unos cuantos gramos a poder formularla a nivel kilogramos, ya puesta en forma. A esta fase activa se le dieron propiedades físicas y mecánicas, lo que nos permitió obtener un catalizador en forma de extruido con las propiedades físicas y mecánicas semejantes a la de un catalizador industrial. Además, con el uso de agentes aglomerantes (binders), se logró ponerlo en forma y evaluar las formulaciones catalíticas en sistemas a escala piloto en el IMP”. Señaló que para la evaluación se trabajó en reactores pequeños en el IMP, en donde fue utilizado un gramo de catalizador en polvo, determinando la cinética y la formulación catalítica más atractiva, para después empezar a modelar un reactor, cuya configuración fue el objetivo final del proyecto.

De manera paralela a lo que estábamos trabajando en la formulación —explicó el doctor Sánchez Valente— se formó un grupo multidisciplinario en el que participan especialistas de las áreas de Modelamiento e Ingeniería del IMP. “Ya diseñamos un sistema de reacción, que llamamos escala piloto, con diferentes configuraciones de reactores, porque hasta este momento no existe un proceso catalítico en el mundo para producir etileno. No tenemos una referencia de otros procesos actuales, nuestra idea fue tener diferentes opciones de configuraciones de reactores para aprovechar al máximo nuestro catalizador, además de que la reacción que estamos utilizando es muy particular (deshidrogenación oxidativa/DHO), ya que pone el etano en presencia de aire, el cual contiene oxígeno y crea un medio oxidante; esto produce etileno y agua, que hace que el equilibrio se desplace hacia la formación de etileno”.

Planta piloto de lecho fluidizado. PETROQUÍMICA MEXICANA

En busca de una nueva generación de catalizadores IMP…

Planta piloto de lecho fluidizado.

Planta piloto de lecho fijo.

El Gerente de Desarrollo de Materiales y Productos Químicos dijo que para dar continuidad al proyecto, recientemente se presentó y aprobó ante el Comité de Innovación, Investigación y Soluciones (CIIS) del IMP, el proyecto de diseño, fabricación y puesta en marcha de una planta de demostración del proceso IMP-OXYLENE. Este paso es importante, ya que de obtener óptimos resultados, se procedería al diseño y fabricación de una planta del proceso a una escala industrial, la cual como propuesta inicial sería instalada en un complejo petroquímico de Pemex.

puesta en marcha en Diciembre del mismo año; en principio se piensa en el Complejo Petroquímico Morelos”, afirmó.

A decir del especialista del IMP lo que se pretende es instalar una planta de demostración para producir una o dos toneladas por día de etileno. “Se está en negociaciones con grupos directivos de Petróleos Mexicanos y del IMP, ya que la idea es ponerla dentro de uno de los complejos petroquímicos de Pemex, por la facilidad en cuanto al suministro de la materia prima y dado que tiene todas las condiciones de seguridad que se requieren. Se prevé que en noviembre de 2015 se tenga la planta de demostración construida y

Tras asegurar que con la instalación de esta planta con el proceso IMP-OXYLENE, utilizando el catalizador IMP-ODECAT-01, se ofrecerá a Pemex una competitividad y posicionamiento importante en el mundo en el área de producción de etileno, así como en la instalación de este tipo de plantas, el doctor Sánchez Valente apuntó que actualmente se trabaja en la mejora de la formulación catalítica, ya que se tiene el objetivo de crear una nueva generación de catalizadores IMP.

Comentó que la inversión en el ámbito industrial dependerá de la capacidad de la planta que quiera hacer Pemex. “Por ejemplo, si queremos una planta de producción de etileno de medio millón de toneladas por año, la inversión será aproximadamente de 470 millones de dólares; esta cantidad es menor a una planta pirolítica de la misma capacidad de producción, la cual cuesta alrededor de 850 millones de dólares”.

Fuente: IMP

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INTERNACIONAL

Tratamiento de residuos nucleares mediante la microbiología

Por Eugenio Rodríguez

n los últimos 40 años, la industria de la energía nuclear en los EE.UU. ha producido más de 70 mil toneladas métricas de combustible nuclear usado, generando grandes cantidades de residuos radiactivos que hay que eliminar de manera segura. En Europa, como es el caso del Reino Unido, la historia es similar con la previsión de la Nuclear Decommissioning Authority (NDA) de que el volumen total de residuos radiactivos en Gran Bretaña llegará a los 4,5 millones de metros cúbicos en el próximo siglo, suficiente para llenar el Estadio de Wembley cuatro veces. Con los planes para almacenar residuos nucleares en depósitos subterráneos aún a décadas de distancia de la fruición, la necesidad de métodos alternativos para hacer frente al aumento de las existencias de materiales radiactivos es cada vez más evidente.

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La microbióloga Gemma Reguera de la Universidad del Estado de Michigan (MSU) encabeza un equipo cuya investigación sobre los microbios ha llegado a los titulares sobre sus potenciales oportunidades en la eliminación de residuos radiactivos. Financiado por la National Institute of Environmental Health Science (NIEHS) Superfund Program y la Subsurface Research Program, Gemma y su equipo han desarrollado un microbio que puede eliminar uranio para literalmente comerlo convirtiéndolo en un mineral. La investigación, que se remonta a 2011, desde que el equipo descubriese por primera vez la capacidad de las bacterias ‘Geobacter’ para interactuar con el uranio, se ha avanzado considerablemente para identificar la capacidad del microbio con el fin de neutralizar aún más el material radiactivo, gracias a un ‘escudo’ extra

de nanocables y limo, llamado ‘Biofilm Geobacter’. “Lo que demostramos es que la capacidad de las bacterias para inmovilizar el uranio y mineralizar aumentó significativamente, mucho más que nuestra predicción más optimista”, comentaba Gemma Reguera, profesora asociada en el departamento de microbiología y genética molecular de la MSU.

el uranio de una forma mucho más soluble que las células individuales. “Antes de que nuestros estudios de campo a escala se centraran en ambientes contaminados donde la concentración de uranio estuvo en el rango micromolar, los ‘biofilms’ que informamos en nuestro estudio podían estar expuestos a concentraciones milimolares que se sitúan 1.000 veces por encima que las células individuales”, añadió.

La investigación actual se centra en la capacidad del microbio para tratar aguas del subsuelo que están contaminadas con uranio, con resultados prometedores. Al superar las expectativas de la tolerancia de las bacterias a altas concentraciones de residuos radiactivos, ha llevado al equipo de investigación a explorar el tratamiento de la contaminación desde la fuente que lo genera.

Otra investigación llevada a cabo por la Universidad de Manchester también se centra en el tratamiento de la contaminación radioactiva antes de que se extienda en la superficie del propio entorno, en el que potencialmente podría entrar en contacto con el agua potable o en la cadena alimentaria.

“El problema de la contaminación por uranio es que si no se limpia hasta la propia fuente, seguirá liberando uranio en el agua”, añadió. Sin embargo mediante la construcción de ‘ciudades de microbios’, conocidos como ‘biofilms’, Gemma comentaba que ella y su equipo fueron capaces de crear una ‘biobarrera’ que inmoviliza

Los resultados publicados en la Multidisciplinary Journal of Microbial Ecology, identificaron el uso de microbios descubiertos en las muestras de suelo tomadas de un área industrial muy alcalina en Peak District (Reino Unido), en prevención de reacciones químicas que pueden ocurrir cuando las aguas subterráneas alcanzan los materiales de desecho enterrados en depósitos subterráneos, un método de eliminación de residuos radiactivos que está siendo planificado actualmente por el Gobierno del Reino Unido.

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El equipo identificó ácido isosacarínico (ISA) como causa de ‘gran preocupación’, ya que puede reaccionar con radionucleidos, unos elementos inestables y tóxicos que se forman durante la producción de energía nuclear. Pero uno de los investigadores, el profesor Jonathan Lloyd de la School of Earth, Atmospheric & Environmental Science de la Universidad de Manchester, nos comentaba que los microorganismos descubiertos en el Peak District tenían el potencial de “degradar naturalmente los ISAs”. Jonathan Lloyd afirma que el trabajo realizado hasta ahora por los investigadores que estudian si los microbios pueden adaptarse a vivir en y alrededor de los depósitos subterráneos (conocidos como ‘Geodisposal Facilities’), está siendo muy positivo, sugiriendo que “lo más probable es que existan bacterias especializadas en este ambiente inhóspito, y que en gran medida tendrán efectos beneficiosos”, incluyendo la reducción de la solubilidad y movilidad de los radionucleidos, absorbiendo los gases producidos por las reacciones químicas, además de los degradantes ISAs. Y agregó: “Estas observaciones extienden los límites de la vida, y esperamos ayudar a perfeccionar su desarrollo en casos de seguridad para las instalaciones que almacenan material radioactivo”. En el futuro, el equipo de la Universidad de Manchester planea trabajar con las organizaciones y empresas responsables del desarrollo de instalaciones de almacenamiento radioactivo

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en el Reino Unido y en el extranjero, centrándose en la aplicación de “la verdadera relevancia de estos procesos microbianos recién descubiertos”. Mientras tanto, la Universidad del Estado de Michigan planea probar su trabajo en el desarrollo de barreras que toleren mayores concentraciones de uranio, el cual Gemma Reguera nos comenta que podría aplicarse en el próximo año. Aunque todavía hay retos que superar, incluyendo la diversidad de áreas contaminadas con uranio y la determinación de la estabilidad a largo plazo del mineral de uranio formado por el microbio, los investigadores del proyecto dicen estar muy emocionados gracias a una nueva posición en la que pueden tomar la tecnología necesaria para realizar pruebas de campo efectivas. Además, el equipo también está preparado para investigar el potencial de los mismos organismos pero en aplicaciones para otros tipos de metales tóxicos. “Eso es un área de investigación que también estamos persiguiendo para ver lo versátil que estas herramientas son”, añade Gemma. “Nuestro objetivo final es conseguir marcar la diferencia, justamente la causa por la que nos mantenemos motivados en nuestros objetivos”. Fuente: Fieras de la Ingeniería

NACIONAL

Inició Pemex la restitución de la producción en el Centro de Proceso Abkatun Con la puesta en operación de las plataformas Abkatun D y Abkatun Perforación, que incorporará la producción de los campos Ixtal, Manik y Onel, Petróleos Mexicanos inició la restitución de la producción en el centro de proceso Abkatun.

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De este modo, será posible alcanzar la próxima semana 80 por ciento de la producción que se registraba hasta antes del accidente en la plataforma Abkatun A-Permanente el pasado 1 de abril. Con excepción de esta última, el Centro de Proceso se encuentra estructuralmente en condiciones adecuadas para restablecer su operación. Así lo señaló el director general de Pemex Exploración y Producción (PEP), Gustavo Hernández, durante una rueda de prensa efectuada en Ciudad del Carmen, Campeche. Asimismo, precisó que en una segunda fase se pondrá en operación en la tercera semana de este mes la plataforma Abkatun Temporal, con lo que se estará así en condiciones de realizar la segregación de corrientes de crudo, lo que permitirá fortalecer el proceso de mezclas de exportación. Pemex alcanzará la meta original de producción de la Región Marina Suroeste para 2015, de 646 mil barriles diarios de crudo y 1,442 millones de pies cúbicos de gas, aseveró. Al afirmar que en la plataforma Abkatun A-Permanente se habían cumplido estrictamente con los programas de mantenimiento establecidos, enfatizó que en todo el complejo se han realizado sin contratiempos los procesos de auditoría ambiental y de seguridad, incluyendo el seguimiento de la auditoría especial de seguridad, el cual se efectuó el año pasado.

Por otro lado, el titular de PEP resaltó que los protocolos internos en la plataforma funcionaron de manera adecuada, lo que permitió el oportuno y rápido desalojo de 301 trabajadores con el apoyo de 10 embarcaciones y 28 helicópteros, evitándose una tragedia de mayores proporciones. Reiteró que lamentablemente cuatro trabajadores fallecieron (uno de Pemex y tres de la empresa Cotemar) en tanto 45 recibieron algún tipo de atención médica, de los que dos permanecen hospitalizados en Ciudad del Carmen y dos, en estado delicado de salud, en la Ciudad de México ya que requerían atención especializada. Informó también que continua la búsqueda de las tres personas que aún no han sido localizadas. De igual modo, puntualizó que desde el jueves 2, en la noche, Pemex puso a disposición de la PGR las instalaciones de la plataforma A-Permanente. La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos realizará, con apoyo de técnicos de Petróleos Mexicanos, las investigaciones correspondientes para determinar las causas del accidente. Fuente: PEMEX

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Por Eugenio Rodríguez

Operado por la compañía Cunard Cruise Line, el Queen Mary 2 es en la actualidad el séptimo crucero más grande del mundo. El buque, entregado en 2004, fue construido en el astillero Chantiers de l’Atlantique para Cunard en 2003, convirtiéndose en el transatlántico más grande, lujoso y caro construido en la historia marítima. En enero de 2004, el Queen Mary 2 se embarcó en su viaje inaugural desde Southampton a Fort Lauderdale, Florida, dando inicio a su actividad comercial orientada al sector del ocio y el turismo. 48

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l barco posee una eslora de 345,03 m, una línea de flotación de 41 m, unas alas del puente de 45 m, un calado de 10 m, un calado aéreo de 72 m, un desplazamiento estándar de 76.000 t y un tonelaje de registro bruto de 151.400 t. Asimismo, el buque ha sido incorporado con una proa afilada y una popa híbrida que proporciona una mejor eficiencia hidrodinámica. El transatlántico Queen Mary 2 puede alcanzar una velocidad máxima de 30 nudos (55,5 km/h), así como una velocidad media de 24 nudos (44,4 km/h). Cuenta además con 17 cubiertas y una capacidad total para 2.620 pasajeros, además de los 1.200 miembros de la tripulación. El buque dispone de dos bocinas, una original del Queen Mary y la otra una réplica exacta de la misma pero con mayor capacidad, alcanzando una distancia sonora de 18,52 km. Por otra parte, el transatlántico cuenta con un cableado eléctrico cuya longitud alcanza los 2.500 km, integrando una planta eléctrica que sería capaz de abastecer a una ciudad de 250.000 habitantes. El principal arquitecto naval del Queen Mary 2 fue el diseñador de Carnival Corporation & plc, Stephen Payne. Con un espacio en la cubierta exterior de 14.164 m², el buque cuenta con cuatro de sus cinco piscinas al aire libre, una de ellas equipada con techo retráctil, mientras que la piscina interior se encuentra en la cubierta 7 en el Spa Canyon Ranch. En esa misma cubierta además, hay una amplia zona de paseo que va

desde la popa hasta la proa permitiendo a los pasajeros dar una vuelta completa alrededor del barco. La propuesta inicial de Stephen Payne se centraba en que el buque tuviese un perfil de la popa en forma de cuchara, parecido a la de la mayoría de los trasatlánticos construidos por entonces, pero la instalación de los propulsores requería de un espejo plano. Como resultado, fue elegida finalmente una popa Constanzi como la opción más adecuada en su diseño, proporcionando el espejo de popa requerido para los propulsores, así como un mayor rendimiento en el mar que un espejo de popa estándar. Asimismo, el Queen Mary 2 fue integrado con una proa de bulbo para reducir la fricción, mejorando la velocidad, alcance y eficiencia en el consumo de combustible. La chimenea que posee el transatlántico tiene su origen en el diseño original del Queen Elizabeth 2, aunque dispone de un cambio en su forma ligeramente diferenciado debido a la altura que el buque alcanzaba con ella, la cual impedía por ejemplo el transito bajo el puente Verrazano-Narrows de Nueva York durante la subida de marea, una ruta esencial en la oferta comercial del crucero. Al contrario que lo habitual en el diseño de los transatlánticos anteriores, las principales salas comunes de a bordo del Queen Mary 2 se sitúan en la zona inferior del buque, mientras que los camarotes se encuentran en la zona superior. Este diseño hizo posible disponer de habitaciones más grandes, ofreciendo la posibilidad de implementar un mayor número de camarotes con balcones privados.

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El arquitecto naval Stephen Payne intentó diseñar un eje central a las dos cubiertas comunes principales, pero la vista completa de la misma se veía afectada por varias salas públicas que abarcaban toda la manga del buque. Además, las zonas de restaurantes fueron finalmente situadas más hacia proa para que la vibración de las hélices en caso de alcanzar velocidad máxima no causaran molestias a los pasajeros. Todo el diseño interior del barco fue realizado por 128 interioristas de 16 países, siendo las piezas más destacadas la tapicería Barbara Broekman, el mural de bronce de John McKennala (inspirado en el estilo Art Deco) en el restaurante principal del original Queen Mary, el puente y el Nuevo Horizonte de Nueva York que se encuentra en el Restaurante Britannia. Como curiosidad, el transatlántico dispone de una colección de arte valorada en 5 millones de dólares. Los pasajeros entran en el barco en el gran vestíbulo, donde las escaleras suben desde la rotonda en los seis niveles de altura del atrio, permitiendo el acceso a los camarotes. De los 1.310 camarotes del barco, 920 cuentan con vistas al mar, 293 dan al interior y 97 son suites, que van desde los 18 m² hasta los 209 m² en dos alturas, contando el 75% de ellos con un amplio balcón privado. Además, para mejorar la movilidad de los pasajeros, el buque dispone de 37 ascensores. A través del sistema de satélite Thuraya, en órbita geosincrónica a 35.888 km sobre el ecuador, un servicio de conexión a internet de 144 kb/s es ofrecido en todos los camarotes.

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El transatlántico Queen Mary 2 cuenta con el museo Maritime Quest sobre la historia marítima, el club nocturno G32 (una discoteca de dos niveles), el bar Commodore Club ubicado en la proa, el Salón de baile Queens Room iluminado con grandes candelabros de cristal, el Pavilion ubicado en la cubierta 12 compuesto por una piscina acompañada de otras dos con hidromasaje cubiertas con un techo retráctil, el Royal Court Theatre para producciones y musicales, el planetario Illuminations, que a su vez es sala de cine y sala de conferencias, así como el Empire Casino. El buque además dispone de un auditorio con capacidad para 1.094 personas, un gimnasio de 2.325 m², una biblioteca con más de 8000 volúmenes en diferentes lenguas, un minicampo de golf, pistas de tenis, pádel, baloncesto… así como una bodega de vinos y cava. El buque está propulsado por cuatro motores diesel Wärtsilä, complementados por dos turbinas de gas GE LM2500. Con una potencia total de 118 MW, la planta eléctrica desarrolla hasta 157.000 caballos de fuerza. Concretamente, la propulsión es proporcionada por cuatro unidades propulsoras ‘podded’ de 20 MW, dos fijas y dos en azimut de 360°, las cuales incorporan un motor eléctrico de corriente alterna que acciona directamente una hélice de paso fijo con palas de bajo nivel de ruido y vibraciones. Por otra parte, el Queen Mary 2 cuenta con tres anclas de 23 t. Los anclajes tienen una longitud de 770 m y disponen de una resistencia a la rotura de 9.300 kN. La embarcación también cuenta con tres propulsores de 3,2 MW para prestar apoyo a las maniobras sin el uso de remolcadores, contando con cuatro estabilizadores de aleta plegable VM Series fabricados por los ingenieros de Brown Brothers de Edimburgo. Fuente: Fieras de la Ingeniería

Perspectivas de futuro:

La industria del petróleo y gas offshore en 2015 52

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Por Eugenio Rodríguez

esde la segunda mitad de 2014, la industria del petróleo y gas offshore ha sufrido una caída en el precio del petróleo, descendiendo hasta un 27% por barril desde principios del pasado verano. Uno de los principales puntos de discusión en la actualidad se centra en si los precios del petróleo subirán en el futuro con respecto al crecimiento continuo de los costes de exploración y producción (E&P, en inglés). Este año se ha visto también un debilitamiento del mercado de la plataforma petrolífera causada, en parte, por un exceso de oferta en el mercado y agravada por retrasos en los proyectos; una consecuencia del inestable precio de los productos básicos. Sin embargo, África Occidental ha visto un aumento de su actividad, mientras que Brasil ha experimentado un importante auge del mercado offshore. Las grandes compañías también han estado observando a México con gran interés, ya que el país se prepara para lanzar su primera ronda de licencias offshore para períodos de explotación de más de 70 años.

África: un punto de desarrollo en 2015 La analista de Infield Systems Limited, Catarina Podevyn, nos comentaba que las estimaciones apuntan que África mantendrá una cuota del 15% del gasto de capital offshore durante 2015, un 10% del cual se centra en proyectos en Angola, mientras que en África Occidental, la costa de Ghana y del Congo también verán aumentada sus inversiones. “El gigante francés TOTAL S.A., que desarrolla el yacimiento Egina en las costas de Nigeria, se prevé que sea el mayor proyecto offshore de capital intensivo de África Occidental durante el 2015, reduciendo así el liderazgo de Angola (aunque todavía dominante) en la región”, nos decía Catarina Podevyn. Según un informe especial de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) publicado en octubre de 2014, casi el 30% de los descubrimientos de petróleo y gas globales realizados en los últimos cinco años fueron en el África Subsahariana, lo que refleja un apetito mundial cada vez mayor por los recursos africanos. Los recientes descubrimientos de gas en África incluyen los yacimientos de la Mamba y Prosperidade en Mozambique, habiéndose localizado paralelamente importantes yacimientos de petróleo en Kenia por Pancontinental Oil & Gas NL. Su hallazgo supuso el primer descubrimiento de petróleo frente a la costa oriental africana. El redactor senior en Platts, Robert Perkins, coincide en que África está llamada a ser un “gran punto de acceso para la exploración offshore, especialmente los bloques de agua profunda”. Sin embargo, advierte que si bien hay una gran cantidad de pozos planificados allí, son extremadamente costosos. “La vulnerabilidad por las limitaciones del CAPEX (inversiones en bienes de capitales), unido a la interrupción de las actividades exploratorias de las compañías petroleras debido a los menores precios del petróleo, puede resultar un obstáculo”, añade Perkins. “Hay una gran cantidad de dificultades geológicas y puede ser un entorno difícil en términos de acuerdos gubernamentales, lo que complica aún más las cosas”. PETROQUÍMICA MEXICANA

México: primera ronda de licencias previstas Este año el gobierno de México aprobó una ley que permitirá a las empresas de energía nacionales privadas y extranjeras explorar, producir y refinar petróleo por primera vez desde 1938. La primera ronda de licencias está prevista para el próximo año e incluirá tanto bloques onshore como offshore. Se espera que la ronda de licencias aprobadas permitan a las compañías obtener en el país una cuota de 10,3 mil millones de barriles de petróleo y 17,3 billones de pies cúbicos de gas natural en reservas probadas en alta mar. La explotación en aguas profundas será el principal atractivo para las empresas extranjeras y es aquí donde la empresa estatal Pemex ha expresado la necesidad de contar con expertos externos. Sin embargo, la exploración y producción en aguas profundas conlleva sus riesgos, siendo tecnológicamente desafiante unido a un uso intensivo de capital, por lo que sin un régimen fiscal atractivo y un firme precio del petróleo para las inversiones, puede causar importantes limitaciones en el desarrollo de los proyectos offshore.

Los gastos de capital: ¿hacia dónde van? De acuerdo con un pronóstico de los analistas de Douglas Westwood, las Américas, junto con África, seguirán dominando el gasto CAPEX en aguas profundas con 213 mil millones de dólares establecidos para ser invertido en los próximos cinco años. América Latina seguirá siendo el mercado más grande, no obstante la mayor parte de sus inversiones probablemente se destinarán en 2016, en lugar de 2015 debido a “los retrasos en las entregas de unidades de FPS en América Latina”, según aclara el informe. Catarina Podevyn dice, sin embargo, que en América Latina, impulsada por Brasil, se espera que alcance el 21% del gasto mundial offshore de CAPEX durante 2015, lo que es en realidad una disminución significativa comparada con el 25% alcanzado en 2014. “Esto es principalmente el resultado de una serie de proyectos intensivos en capital llegando a su fin en 2014, incluyendo el yacimiento de Iracema Sul, que comenzó su producción en octubre de 2014”, comentaba. Los expertos apuntan a que Europa podría ser responsable de la mayor proporción mundial en gastos de capital durante 2015 en este sector, con una cuota de mercado del 22%, aumentando hasta el 42%. Las inversiones se centrarán principalmente en grandes proyectos de gasoductos, encabezados por el posible desarrollo del “South Stream”, un gasoducto propuesto para el transporte de gas natural de Rusia hasta el Mar Negro a través de Bulgaria, hasta Italia y Austria. Sin embargo, es probable que, debido a las tensiones geopolíticas, esta pueda retrasarse aún más. En lo que respecta a otras regiones, se espera que la participación de América del Norte en CAPEX para el sector offshore en 2015 aumenten en un 11%, Australasia un 6% y Asia un 1%. Sin embargo, advierte Perkins, que las áreas con mayores costes y de mayor complejidad geológica, como África, el Golfo de México y el Mar del Norte, podrían ver recortes en sus inversiones. “Las zonas más vulnerables serán las más costosas (aguas profundas de ultra alto riesgo, donde es más caro perforar), ya que sufren en primer lugar los posibles retrasos en los plazos del proyecto sobre los descubrimientos existentes”, añade.

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Precio del petróleo: ¿habrá más volatilidad? Preguntado por el futuro del precio del petróleo, Robert Perkins nos comentaba: “Creo que el consenso está en una cifra entre los 80 y 100 dólares por barril”. Hace dos semanas Deutsche Bank redujo su pronóstico inicial para el crudo de Brent, cuya nueva predicción se establece en un precio promedio de 89 a 90 dólares por barril hasta el año 2018. Asimismo, también ofreció una estimación a largo plazo situada por debajo de los 105 y 90 dólares por barril. Monica Schnitger, de Schnitger Corporation, afirmó que “no hay necesidad de pánico sobre el precio del petróleo”, teniendo en cuenta que la mayoría de los proyectos llevados a cabo en la actualidad fueron encargados cuando el precio del petróleo era la mitad de lo que actualmente es. Por otra parte, Jon Clark, socio de Ernst Young EMEIA Leader Oil & Gas Transaction Advisory Services, está de acuerdo en que la inmersión de precios es sólo temporal: “Creo que podría haber una caída a corto plazo, pero el precio ya se ha mantenido relativamente estable y es lo que impulsa la decisión de la inversión de capital”.

Desafíos: asegurar la cadena de suministro. De cara al 2015, uno de los retos a los que se enfrenta la industria, dice Clark, es asegurar la solidez de la cadena de suministro. “Tenemos que reconducir las estrategias frente al precio de los productos básicos en las diferentes partes de la cadena de suministro”, dice. “Si el precio del petróleo cae, la única forma en que los productores mantengan sus márgenes de ganancias es poner presión sobre los costes, y si hay presión de los costes en la cadena de suministro, ¿cómo asegurarse entonces de que esta es todavía lo suficientemente robusta como para prestar servicios en toda la duración de los proyectos de producción de petróleo y gas offshore?”. Clark añade que el cambio de régimen fiscal también será un gran reto, así como dar prioridad a la gestión de carteras. Esta necesidad de reducir los costes y mantener la competitividad afectará el mercado del equipamiento para la perforación en alta mar, comentaba Robert Perkins. “Para los propietarios de equipos de perforación offshore, en particular, hemos oído muchos comentarios pesimistas para los próximos 20 meses en términos de tasas diarias”. Según publicó el Financial Times a principios de noviembre, Transocean declaró a los analistas que la industria del petróleo y gas offshore había entrado en una recesión cíclica. Transocean acababa de informar de sus resultados para el tercer trimestre, que incluyó una pérdida de 2,22 mil millones de dólares tras un saneamiento de activos, y una caída del 7% en los ingresos. Sin embargo, su CEO, Steve Newman, dijo que la compañía estaba bien situada para capear tales tormentas. En cuanto a los retos del futuro, Catarina Podevyn resume el estado del mercado del petróleo y gas en 2015 diciendo: “Los bajos precios de la energía continuarán afectando a las decisiones de inversión offshore, en particular en los desarrollos de capital intensivo donde la ganancia económica es marginal como en zonas de alto riesgo, ya sea ambiental o político, que sin duda deberán hacer frente con precaución cuando los operadores evalúen sus planes de desarrollo”. Fuente: Fieras de la Ingeniería PETROQUÍMICA MEXICANA

NACIONAL

Se previno derrame de hidrocarburo por el incendio en la plataforma Abkatun

El impacto en la producción será menor debido a que es una plataforma de proceso y no de producción.

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l incendio que se suscitó en la plataforma de proceso Abkatun A-Permanente en la Sonda de Campeche no ocasionó un derrame en el mar ya que sólo se registró un escurrimiento de hidrocarburo, el cual está siendo contenido por embarcaciones especializadas. Al seccionarse los ductos en cuanto ocurrió el incendio, se logró prevenir un derrame y el humo que se presenta es del crudo remanente en el ducto. Al señalar lo anterior, el director general de Pemex, Emilio Lozoya, aseveró que la afectación a la producción tendrá un impacto mínimo debido a que al tratarse de una plataforma de proceso y no de producción, el hidrocarburo que recibía de los pozos aledaños será direccionado a otros centros de proceso.

Asimismo, el titular de Pemex reiteró su compromiso de que los programas de mantenimiento se mantendrán en estado óptimo, ya que son la prioridad de la empresa. Pemex cuenta con un seguro que ya fue notificado para que el ajustador haga la evaluación correspondiente en cuanto las condiciones lo permitan. Pemex brindará su apoyo a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA), la cual realizará el análisis de la causa de este accidente. Fuente:PEMEX

En su visita a los trabajadores que permanecen hospitalizados en Ciudad del Carmen, Campeche, Lozoya afirmó que los protocolos internos de seguridad funcionaron adecuadamente, lo que permitió que la evacuación de la plataforma se llevara a cabo de manera oportuna y eficiente. En total, 301 trabajadores fueron evacuados y todos están ubicados y atendidos. El número total de trabajadores que recibieron algún tipo de atención médica fue de 45, dos de ellos en estado grave, quienes fueron trasladados a la Ciudad de México para recibir atención especializada.

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IMAGEN PERSONAL

Accesorios Indispensables

La imagen de una persona habla mucho de la profesión a que se dedica, en la mayoría de los casos, y proyecta la esencia de cada detalle que se porte en el diario vestir. Aquí te presentamos accesorios que te harán lucir diferente.

Pluma: Todo empresario necesita firmar y firma y que mejor que hacerlo con elegancia con una pluma de metal o cuero. Wallet: La apariencia de tu billetera dice mucho de ti.

Es elemental contar con una billetera de cuero, de buena calidad y en buen estado y del tamaño correcto, los papeles no se guardan en la billetera.

Tarjeteros: Te hará lucir más profesional. Hay que evitar a toda costa ser de ese grupo que saca sus tarjetas de presentación de una bolsa de plástico o, peor aún, tener las tarjetas todas maltradas dentro de la billetera. Sujetador de corbatas: Si sueles usar traje muy seguido es un accesorio básico para mantenerlas en forma. Busca uno simple y sencillo.

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Lentes de sol: Si bien es cierto, son un accesorio que muchas

veces le da un toque interesante al atuendo, también es un accesorio con una función que cubre ya sea de la luz intensa de invierno o del penetrante sol de verano.

Mancornas o Mancuernas: Esa camisa de puño francés

no se puede quedar de por vida con esos botones que trajo de la tienda para hacer el papel de las mancuernas. Todo hombre debería tener un par de gemelos entre sus accesorios, que si bien es cierto, probablemente no sea una pieza que vaya a usar siempre, no está demás contar con ellos.

Bufandas: Son el complemento que al instante le añade inte-

rés y color a tu look, al igual que clase y estilo. Existen cientos de diferentes tipos de bufandas que te brindarán la oportunidad de jugar con muchos estilos ¡ Atrévete! Un consejo útil es: Usa la bufanda de la misma manera que usas una corbata de diseñador” No puedes equivocarte si decides mantenerte caliente con una bufanda y usar un nudo apropiado. Algunas opciones para jugar son la longitud de las bufandas, los estampados, los colores y el ancho.

Relojes: Un buen reloj viste inclusive más que todo un atuendo, no hace falta un look elegante o casual para causar una buena impresión a base de un reloj exquisito. No sé trata sólo de tamaño, materiales o que tan brillante sea, ni siquiera importa la marca, lo que importa es que sea un reloj que inclusive en su caja te quite el aliento (aunque no lo crean, eso pasa) Tomate el tiempo de ir a una tienda y observar todos los relojes juntos, elije tal vez 5 que te gusten, pide que te los muestren, toma en cuenta el tamaño de tu muñeca y el del reloj (no queremos que el reloj sea más grande que tu muñeca) y aquel que te vista más, que te haga sentir elegante y sofisticado pero sin ser presuntuoso, que complemente cualquiera de tus looks y que vaya con tu personalidad, ese es el indicado. Un reloj no es sólo un complemento, es parte de ti, es casi como el anillo de compromiso de una mujer, es algo que verás todos los días así que debes amarlo.

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Nuevo sistema de registro y evaluación de proveedores y contratistas Petróleos Mexicanos, a través de la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA), implementa un nuevo sistema de registro y evaluación de sus proveedores y contratistas, con análisis de riesgo preliminar para preselección.

l objetivo de este nuevo sistema es tener un mejor conocimiento de sus proveedores y contratistas, así como incentivar relaciones de largo plazo que aseguren una cadena de suministro confiable, transparente y eficiente. El modelo incluirá a casi 9 mil 500 proveedores registrados. Este nuevo sistema, el cual desarrolla la DCPA, contará con un registro único para administrar la información comercial y financiera de los proveedores y contratistas, así como de los productos y servicios que ofrecen. La evaluación se realiza en toda la cadena de procura, con aspectos cualitativos y cuantitativos para la toma de decisiones, incluyendo revisiones exhaustivas con retroalimentación al proceso. Cabe mencionar que dicho sistema está en proceso de tener enlaces de información con diversas instancias federales como el SAT, INFONAVIT, IMSS, la Secretaría de Trabajo y Previsión Social y la Secretaría de la Función Pública, a fin de verificar que los proveedores y contratistas estén al corriente con sus obligaciones y que no se encuentren inhabilitados para trabajar con el gobierno federal. Asimismo, habrá acceso a comunidades internacionales para el análisis mercado-proveedor con enfoque en categorías, lo que permitirá una optimización de hasta 6 horas menos en la atención de cada solicitud de información.

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El registro se dividirá en dos partes: uno básico y otro extendido para aquellos que tengan un perfil estratégico o crítico, donde se tendrá que entregar información adicional y certificaciones especializadas. Se tendrá calificación de riesgos de diferentes proveedores y contratistas con información interna al igual que de fuentes confiables externas. También se contará con una aplicación sistemática de evaluaciones de desempeño objetivo a proveedores y contratistas en la ejecución de sus contratos, permitiendo identificar las áreas de oportunidad y la mitigación de riesgos, así como valorar su buen desempeño. De este modo, se hará más ágil y eficiente el proceso de contratación, al tiempo que fortalecerá la transparencia y permitirá conformar una comunidad a la que podrán tener acceso empresas compradoras regionales e internacionales del sector petróleo y gas, generando crecientes oportunidades de negocio. Fuente: Pemex

Cabe resaltar que oportunamente Pemex ofrecerá capacitación a sus proveedores y contratistas, proporcionándoles el soporte necesario para la operación del nuevo sistema.

Biblioteca Petroquímica Mexicana Código dinero Raimon Samso

Raimon Samso, con su lucidez visionaria nos relata a la perfección todo este panorama, nos habla de cómo ganar dinero de forma significativa y responsable haciendo lo que te apasiona y te hace feliz. Nos relata la forma de tener libertad financiera generando una mentalidad ganadora.

Ideas que pegAn Dan Heath y Chip Heath

Un texto que da las claves nesesrias para comunicar de una forma efectiva tus ideas. Poco importa si eres consejero delegado o ama de casa, todo el mundo tiene ideas que necesita comunicar: un lanzamiento, una nueva estrategia para su jefe o inculcarle valores a sus hijos. La vida nos ha enseñado que es duro y complicado transformar la manera de pensar y actuar de los demás. en la memoria.

La clase creativa Richard Florida

Su obra es un retrato revelador de los valores y de los estilos de vida que impulsarán la economía, la tecnología y las estructuras sociales del siglo XXI. Es un texto esencial para entender el reto que los científicos, los artistas, los emprendedores, los inversores y otras personas creativas y motivadas suponen para las estructuras sociales tradicionales del siglo XX.

The Road Ahead Bill Gates

Es un libro escrito por Bill Gates, cofundador y entonces presidente ejecutivo de la compañía de software de Microsoft, junto con Microsoft Nathan Myhrvold ejecutivo y periodista Peter Rinearson. Publicado en noviembre de 1995, luego revisada sustancialmente alrededor de un año después, The Road Ahead resume las implicaciones de la revolución de la computación personal y describió un futuro profundamente cambiado por la llegada de una autopista de la información mundial.

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Pemex y Siemens abren un nuevo capítulo para la cooperación Petróleos Mexicanos y la empresa Siemens, A.G llegaron a un acuerdo de conciliación para resolver las controversias entre ellas derivadas de dos contratos de obra pública celebrados con Conproca, S.A. de C.V.

n 2014 Siemens planteó a Pemex la celebración de un memorándum de entendimiento que permitiera establecer las bases para celebrar un acuerdo tendiente a resolver las controversias existentes. Una vez obtenidas las autorizaciones de las instancias competentes, en agosto de 2014 Pemex formalizó con Siemens dicho memorándum y, conforme a las bases establecidas, acordaron los términos del acuerdo de conciliación en el que se trabajó en los últimos meses y que hoy se suscribe. El acuerdo resuelve, con estricto apego a la ley, todas las disputas legales existentes y se centra en el fortalecimiento de su colaboración futura. Asimismo, el acuerdo de conciliación prevé que los recursos que pudiese recibir Siemens de Conproca serán aportados a un fideicomiso, con el objeto de financiar proyectos en el ámbito energético del país, comprendiendo acciones de combate a la corrupción, así como de protección al medio ambiente, desarrollo social, fomento de la transparencia, cultura energética, mercado justo, así como otras que determine el Comité Técnico del propio fideicomiso, el cual estará integrado por tres representantes de Pemex y tres de Siemens.

Siemens y Pemex cooperarán en el futuro en el cumplimiento y aplicación de las leyes locales e internacionales con las autoridades mexicanas competentes en cualquier procedimiento legal. “Pemex y Siemens son empresas líderes en sus respectivos campos y han tenido una relación de negocios positiva por muchas décadas. Estas dos compañías se han comprometido con la transparencia, el estado de Derecho y el desarrollo social de México”, afirmó Louise Goeser, CEO de Siemens Mesoamérica. De igual modo, subrayó que para Siemens la Reforma Energética en curso representará mejores oportunidades de crecimiento para México y se traducirá en una mejor calidad de vida de muchos de sus ciudadanos. Las menciones de PEMEX pueden referirse a Petróleos Mexicanos o a cualquiera de sus organismos subsidiarios. Fuente: PEMEX

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Pemex presenta propuesta para mejorar el proceso de refinación

nte la oportunidad comercial que representa el incremento significativo de producción de crudos ligeros en Estados Unidos y la reconfiguración de los sistemas de refinación de México, Pemex presentó a la Oficina de Industria y Seguridad del Departamento de Comercio de EUA una propuesta de intercambio de petróleo crudo. Bajo este esquema propuesto, México importaría hasta 100 mil barriles diarios de crudos ligeros y condensados de Estados Unidos con el propósito de mezclarlos con nuestro petróleo y mejorar así el proceso en las refinerías de Salamanca, Tula y Salina Cruz, las cuales tienen configuración cracking, a cambio de la exportación de crudos mexicanos pesados para ser procesados en las refinerías estadunidenses de alta conversión coking. Esto no representa un compromiso adicional a los 803 mil barriles diarios de crudo mexicano que se exportaron en promedio a EUA el año pasado. Entre otros beneficios, este intercambio fortalecería las relaciones comerciales México - EUA en el marco del TLCAN, además de obtenerse una mayor eficiencia logística en términos de menores costos de transporte, uso preferente de transporte marítimo hacia México y reducción del transporte terrestre en EUA. Asimismo, el acuerdo permitiría maximizar el margen de refinación, de acuerdo con la configuración de las refinerías de cada país. En específico, los beneficios principales para México serían lograr una mayor producción de gasolina y diesel, una menor producción de combustóleo y de petrolíferos con alto contenido de azufre en el Sistema Nacional de Refinación (SNR), así como una mejor utilización de la capacidad instalada del SNR. La propuesta fue presentada por Pemex el año pasado a las autoridades norteamericanas y continúan las negociaciones. Estas oportunidades comerciales derivan de que Petróleos Mexicanos está altamente integrado en el mercado de Norteamérica.

Fuente: PEMEX

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En México dejan de vender lámparas incandescentes de 40 watts en adelante

partir del 2015, y como resultado de la aplicación de la tercera etapa de la NOM-028-ENER- 2010, emitida por la Secretaría de Energía (SENER), a través de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), en México ya no se venden lámparas incandescentes de 40 watts (W) o más, que prácticamente dominaron el mercado de iluminación doméstica desde principios del siglo pasado. La CONUEE estima que la aplicación de esta NOM representará una reducción anual del consumo de energía eléctrica, cercana a los mil millones de kilowatts hora, lo que significará un ahorro de mil millones de pesos a los hogares y cerca de 2 mil millones de pesos en subsidios, además de reducir la emisión de gases de efecto invernadero en 500 mil toneladas de CO2 equivalentes al año.

La NOM-028-ENER- 2010 se elaboró tomando en consideración la existencia en el mercado de lámparas de nuevas tecnologías, más eficientes y durables, que justifica su costo de inversión, lo que representa para el usuario un beneficio económico a través de su vida útil. Fuente: SENER

La NOM-028-ENER- 2010, Eficiencia Energética de Lámparas de Uso General, entró en vigor el 7 de febrero de 2011, y establece los límites mínimos de eficacia y los métodos de prueba para verificarlos, de las lámparas o focos destinados a la iluminación en los sectores residencial, comercial, servicios, industrial y alumbrado público. El cumplimiento de la norma se dio de manera gradual en tres etapas: La primera eliminó del mercado las lámparas incandescentes convencionales de 100W y mayores, a partir del 31 de diciembre de 2011; la segunda limitó la comercialización de lámparas incandescentes convencionales de 75W y mayores, desde el 31 de diciembre de 2012; finalmente, en 2015 ya no se pueden comercializar las lámparas incandescentes convencionales de 60 y 40W.

Estas nuevas tecnologías son: lámparas incandescentes con halógeno, fluorescentes compactas autobalastradas (LFCA) y de diodos emisores de luz (LED, por sus siglas en inglés). Si bien estos productos tienen un precio mayor que el de los focos incandescentes tradicionales, su consumo de energía es mucho menor y su vida útil superior, lo cual representa beneficios a los usuarios.

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Asimismo, con el propósito de cuidar la economía de las familias de más bajos ingresos y apoyarlas en la adquisición de lámparas más eficientes, en una labor coordinada, la SENER, el Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) y DICONSA, iniciará en cuatro estados un programa que entregará LFCA a familias que se ubican en localidades de hasta 100 mil habitantes.