Innovations™ Magazine VII NO.2 2015

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INNOVATIONS•VOL.VII,N.O
2•2015
2 | PANORAMA EJECUTIVO
Localización: la estrategia
ganadora
4 | PERSPECTIVA GLOBAL
Perspectiva sobre la industria
en todo el mundo
6 | ENFOQUE EN LA
TECNOLOGÍA
Acceso a la eficiencia: costos de
mantenimiento de los ductos
de derivación
8 | LA SEGURIDAD IMPORTA
Medidas de seguridad
extraordinarias para una tarea
diaria
10 | PENSAMIENTO FUTURO
Aventura en el Ártico: una
propuesta a largo plazo
12 | INFORME DEL
MERCADO
Análisis y predicción de fallas
potenciales
20 | PUNTOS DE
ENCUENTRO
Eventos de ductos, ponencias
y conferencias
28 | EN SECUENCIA
Cinco pasos para la obturación
no invasiva
14 | La economía de la eficiencia
Los avances tecnológicos proporcionan eficiencia para
la exploración, producción y transporte, lo que brinda
estabilidad (e incluso ganancias) en tiempos de precios bajos.
22 | Todo se trata de los datos
Los sistemas de gestión de la integridad de los ductos
producen información comercial fundamental y permiten
a los operadores tomar decisiones mejor informadas.
D E P A R T A M E N T O S
EDITOR EN JEFE Jim Myers Morgan
DIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon Summers
DIRECTOR DE ARTE Joe Antonacci
PRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward Mankin
FOTOGRAFÍA Robert D. Flaherty, Ezequiel Scagnetti
T.D. Williamson
América del Sur y del Norte +1 918 447 5000
Europa/África/Medio Oriente +32 67 28 3611
Asia Pacífico +65 6364 8520
Servicios costa afuera +47 5144 3240
www.tdwilliamson.com
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Envíenos un correo electrónico: Innovations@tdwilliamson.com
V O L . V I I , N . O
2 • 2 0 1 5
La revista Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.
®Marca comercial registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marca comercial de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países.
© Copyright 2015. Todos los derechos reservados por T.D. Williamson, Inc. Se prohíbe la reproducción total o parcial sin permiso. Impreso en los Estados Unidos de América.
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28 29
Fije el doble bloqueo
y la herramienta de
monitoreo en el lugar
EN
SECUENCIA
Fije el módulo de obturador N.º 1 – Presión en la línea al 100 %
Purgue el lado de presión baja al 50 % del lado de presión alta
Purgue el lado de presión baja a presión ambiente
El mantenimiento de los ductos costa afuera, por lo general, pertenece a
una de estas cuatro categorías: reemplazo de válvula, interconexión,
reparación de riser o protección para izaje de cargas pesadas. Durante
estos tipos de mantenimiento, los operadores utilizan métodos de obturación
interior de ductos no invasivos para proteger a su gente, cumplir con las
normas y mitigar la disminución de producción. La obturación más común es el
método de doble bloqueo y monitoreo con certificación DNV, como se ve aquí.
Cincopasos para la
obturación no invasiva
Método de obturación de
doble bloqueo y monitoreo
con certificación DNV
28
1
2
3
4
5
PRESIÓN
BAJA EN LA LÍNEA
PRESIÓN
ALTA EN LA LÍNEA
PRESIÓN ANULAR
Módulo de monitoreo
y seguimiento
MonitoreadoporDP*MonitoreadoporDP*
MonitoreadoporDP*
*
Presión diferencial
Módulo de
obturador N.o
1
Módulo de
obturador N.o
2
Módulo de
control
Presión anular monitoreada
para verificar ambos sellos Presión en la línea al 50 %
Práctica recomendada por DNV para los criterios
de reparaciones submarinas de ductos (DNV-RP-F113/3):
. Cada barrera debe tener capacidad para retener
la presión de la línea completa
. Sistema de bloqueo independiente
. El sello se debe examinar por separado
. Capacidad para monitorear la
integridad de la línea
. Los sellos deben ser independientes
unos de otros
Por medio del uso de
barreras de obturación operadas de
forma independiente y el monitoreo
continuo, el sistema permite a los
operadores de ductos de alta presión
realizar trabajos de reparación en los
ductos en un entorno seguro, controlado
y monitoreado.
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• respuesta ante emergencias
• ingeniería
• problemas medioambientales (PCB,
emisiones al aire, agua de lluvia)
• válvulas de control de flujo
• control de gas
• tecnologías para operaciones con gas
• calidad del gas
• aplicaciones de GIS/GPS
• gestión de la integridad: distribución
y transporte
• GNL
• verificaciones de la MPO
• mediciones: distribución
y transporte
• problemas de odorización
• planificación y apoyo de operaciones
• seguridad de los ductos
• planificación y diseño de los sistemas
de ductos
• materiales plásticos
• programas de concientización pública
• operaciones de purga
• cumplimiento de las regulaciones
• gestión de la seguridad
• capacitación técnica y transferencia
de conocimiento
• almacenamiento subterráneo de gas
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servicios públicos
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Trabajar en el sector de gas y petróleo significa que podemos hacer
una afirmación que la mayoría de las industrias no pueden: tenemos el poder de
mover el mundo. No lo digo solo en el sentido de proveer combustible para el transporte,
si bien el 60 % del petróleo producido a nivel mundial se usa, de hecho, para transportar
personas y productos de un punto A a un punto B.
A lo que me refiero en este caso es a cómo nuestra industria se ha convertido en una
fuerza impulsora para el desarrollo económico local en todos los continentes. Esto es
especialmente cierto dado que las compañías petroleras internacionales (IOC, por sus
siglas en inglés) siguen asociándose y apoyando a las compañías petroleras nacionales
(NOC, por sus siglas en inglés) en los mercados emergentes.
Hace algunos años, la firma consultora mundial Accenture sugirió que las iniciativas
de localización (el desarrollo de economías locales, la promoción del desarrollo industrial,
el aumento de la capacidad local, el desarrollo de una fuerza de trabajo calificada y la
creación de una base de proveedores competitivos) serían los requisitos mínimos para
hacer negocios con las NOC. En otras palabras, las IOC debían mirar más allá del
negocio y hacer cosas que son buenas para el país.
Como parte de este impulso continuo hacia la localización, las IOC están guiando
a las NOC, que dominan cerca del 80 % de las reservas de petróleo que quedan en el
mundo, para que expandan sus competencias locales y su conocimiento experto sobre
tecnología. Como resultado, los países en vías de desarrollo están mejor equipados para
hacer uso de sus recursos de gas y petróleo a fin de promover el progreso económico
y social.
Por ejemplo, tomemos a la compañía noruega Statoil, un producto resultante de la
ambición del gobierno de Noruega para usar los recursos de su plataforma continental
y la costa norte. Durante los primeros años de Statoil, el gobierno construyó una
industria de la energía local dando prioridad a los contratos con licitadores noruegos que
eran competitivos en cuanto a atributos claves, como el precio y la calidad. Cuando los
operadores extranjeros comenzaron a ingresar a la industria de la energía noruega, se los
motivó a asociarse con compañías locales para la investigación y el desarrollo.
En la actualidad, Noruega se encuentra entre los principales exportadores de energía
del mundo. Y Statoil está compartiendo sus riquezas a nivel mundial. La compañía apoya
la capacitación y desarrollo de competencias en Brasil, Canadá, Rusia y Nigeria. Nigeria,
de hecho, es el lugar de otro claro ejemplo de los beneficios de la localización.
La Corporación Nacional del Petróleo de Nigeria (NNPC, por sus siglas en inglés)
se dedica a aprovechar los recursos energéticos del país para ayudar a la nación a avanzar
desde el punto de vista técnico y económico. Con la ayuda de Shell, que brindó la
transferencia de conocimiento, capacitación y licitación preferencial a los proveedores
nigerianos, la NNPC pudo desarrollar sus capacidades para la industria del petróleo.
Obviamente, la localización no es algo unilateral. Al trabajar con las NOC, las IOC
obtienen acceso a yacimientos petrolíferos que, de otro modo, podrían estar fuera del
alcance. Estas expanden su presencia global a la vez que reducen el riesgo y mejoran el
rendimiento de la inversión.
En mi experiencia, la contratación y la capacitación de una fuerza de trabajo local
bien informada le han permitido a T.D. Williamson satisfacer las demandas de los clientes
a nivel mundial con una calidad constante. Lo que significa que la localización es una
estrategia ganadora, en todas partes.
POR JOHAN DESAEGHER
VICEPRESIDENTE PARA
EUROPA/ÁFRICA/MEDIO ORIENTE
DE T.D. WILLIAMSON
PA N O R A M A E J E C U T I V O
Localización:
la estrategia ganadora
“…Las IOC están guiando a las NOC para
que expandan sus competencias locales y su
conocimiento experto en tecnología. Como
resultado, los países en vías de desarrollo están
mejor equipados para hacer uso de sus recursos
de gas y petróleo a fin de promover el progreso
económico y social”.

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TU TRAN
ANALISTA DE INVESTIGACIÓN DE OPERACIONES DE LA ADMINISTRACIÓN DE
INFORMACIÓN SOBRE ENERGÍA
industria planea expandir los sistemas existentes
y construir nuevos sistemas para transportar
gas natural producido en el noreste hacia los
mercados de consumo fuera de la región.
Los flujos en ANR Pipeline,Texas Eastern
Transmission,Transcontinental Pipeline, Iroquois
Gas Pipeline, Rockies Express Pipeline y
Tennessee Gas Pipeline representaron el 60 %
de los flujos hacia el noreste en el 2013. En ese
año, los flujos en estos ductos fueron entre un
21 % y 84 % menores que los niveles del 2008,
registrándose la mayor caída del porcentaje en
Tennessee Gas Pipeline. En consecuencia, estas
compañías de ductos han anunciado planes
para modificar sus sistemas de forma tal que
permitan el flujo bidireccional, lo que haría posible enviar gas natural fuera de la
región del noreste. En el 2014, el Tennessee Gas Pipeline y Texas Eastern Transmission
comenzaron a transportar gas en ambas direcciones entre los estados a lo largo de las fronteras de la región sudeste y el noreste.
A pesar de que el noreste ha sido testigo de una mayor producción de gas natural y nueva infraestructura, los consumidores de
Nueva Inglaterra continúan pagando altos precios por el gas natural durante los días con demanda pico debido a restricciones en
los ductos y un menor suministro desde el este de Canadá y las importaciones de gas natural licuado (GNL).
INFORME INNOVADOR SOBRE LA CORROSIÓN
NACE International está compilando el estudio Medidas Internacionales de Prevención,Aplicación
y Economía de las Tecnologías para la Corrosión (IMPACT, por sus siglas en inglés), un informe
innovador sobre los costos de la corrosión para muchas industrias y naciones de todo el mundo.
Con 16 socios para la investigación en nueve países, este estudio proporcionará la mayor
cantidad de datos integrales alguna vez registrados sobre el impacto financiero de la corrosión en
las economías más grandes del mundo, que incluirá plantillas y modelos económicos.
A principios del 2015, los socios que participaron en la investigación comenzaron el proceso de
recolección de datos. Una vez que todos los datos se presentan ante NACE International, estos se
combinan y analizan a fin de proporcionar una visión global de los costos, y soluciones, para las
amenazas de la corrosión.
La última vez que se realizó este tipo de investigación (2002), esta fue ordenada por el Congreso de los EE. UU. y asignada a la
Administración Federal de Carreteras (FHWA, por sus siglas en inglés). Durante la última década, ha sido un recurso valioso; sin embargo,
solo se centró en los activos de los EE. UU. y no estuvo enfocada en los costos indirectos. El estudio IMPACT incluirá datos globales
y analizará los costos indirectos.
Cada año, hay más informes sobre los crecientes desafíos de infraestructuras anticuadas con mantenimiento deficiente. Por ejemplo, en
los Estados Unidos, cientos de miles de millones de dólares se gastan anualmente para mitigar la corrosión de la infraestructura, tal como
ductos de gas y líquidos, vías férreas y almacenamiento de materiales peligrosos.Asimismo, la corrosión tiene un alto costo en los sectores
de producción y fabricación, tal como la exploración y producción de gas y petróleo, refinación del petróleo, y productos petroquímicos.
El estudio de la FHWA indicó que es posible obtener un ahorro de hasta el 30 % por medio del uso de la tecnología de control de la
corrosión que estaba disponible incluso 10 años atrás, pero el estudio no pudo identificar específicamente las diferencias de costo entre
la prevención, reparación y reposición de activos. El estudio IMPACT será el primero en proporcionar esos datos. Demostrará la utilidad de
los métodos de control de la corrosión y la asequibilidad a largo y corto plazo de estos métodos.Y se extenderá más allá de solo los costos
asociados con la corrosión en una recopilación de casos reales y buenas prácticas de la industria.
Entre los socios de investigación para este estudio, se encuentran los siguientes: Academia China de las Ciencias, Sociedad Japonesa de Ingenieros de la
Corrosión,Asociación Australasiática de la Corrosión (ACA), Saudi Aramco,Asociación Americana de Obras Hidráulicas (AWWA), Federación de Cámaras de
Comercio e Industria de la India (FICCI), Instituto DECHEMA, Departamento de Defensa de los EE. UU., Sindicato Internacional de Pintores y Oficios Afines
(IUPAT), Departamento de Transporte de los Estados Unidos,Administración de Seguridad en Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA),Agencia de Protección
Ambiental (EPA) de los EE. UU.,Administración Federal de Carreteras (FHWA) de los EE. UU., Petronas, Exova,Asociación de Funcionarios para la Gestión de
Desechos Sólidos Territoriales y Estatales (ASTSWMO) y NACE International del Área Norte en representación de Canadá.
Bob Chalker
DIRECTOR EJECUTIVO DE NACE INTERNATIONAL
PARA UN GAS NATURAL MÁS SEGURO
La abundancia nacional de gas natural en los Estados Unidos continúa ofreciendo grandes
oportunidades para la economía, el medioambiente y la seguridad energética de la nación.
El servicio público local de gas natural proporciona el último eslabón esencial entre la
producción de gas natural, los ductos y las personas, y constantemente hacemos nuestro mayor
esfuerzo a fin de mejorar nuestras operaciones para continuar brindando energía segura, confiable
y asequible a los hogares y empresas.
Como parte de este enfoque continuo en la seguridad, la Asociación Estadounidense de Gas y
sus miembros se han embarcado en un esfuerzo voluntario e innovador para mejorar la seguridad
del suministro de gas natural recurriendo al conocimiento experto sobre servicios públicos de gas
natural en todo el país.
El Programa de Revisión por Pares de la Asociación de Gas Estadounidense (AGA) lanzado en el 2015 es un programa de
revisión de prácticas operativas y de seguridad nacional voluntario entre pares que permitirá a los servicios públicos de gas
natural observar a sus pares, compartir prácticas líderes e identificar oportunidades para prestar un mejor servicio a los clientes y
las comunidades. Mientras otras industrias han implementado las revisiones de seguridad por pares, este es el primer programa
nacional de este tipo para el sector del servicio público de gas natural de los EE. UU.
A lo largo del 2015 y en adelante, compañías de más de 200 entidades públicas locales de gas natural de los EE. UU.
miembros de la AGA se ofrecerán de forma voluntaria para formar grupos de pares de 3 o 4 compañías a fin de visitar las
instalaciones de unas y otras y llevar a cabo revisiones detalladas centrándose en aspectos claves de la seguridad de los
empleados y los ductos. Estos debates cara a cara entre profesionales experimentados, expertos y especializados del servicio
público de gas natural ayudarán a cada compañía y a la industria en su totalidad a fortalecer sus prácticas y procesos y,
finalmente, conducir a una industria de gas natural más segura.
PerspectivaGlobal Perspectiva sobre la industria en todo el mundo
PÁGINA 14: Conozca más sobre la
producción de petróleo en la Administración
de Información sobre Energía (EIA).
EL ESTADO DE LA CAPACIDAD DE LOS DUCTOS DE GAS NATURAL
BIDIRECCIONALES
El 32 % de la capacidad de ductos de gas natural dirigida al noreste podría ser
bidireccional para el año 2017 — A raíz de la creciente producción de gas natural en
Pensilvania,Virginia Occidental y Ohio, la industria de los ductos de gas natural de los EE. UU. planea
modificar sus sistemas de modo de permitir que el flujo bidireccional traslade hasta 8.3 miles de
millones de pies cúbicos por día (mMMpcd) en otra dirección fuera del noreste. Hasta el 2014, la
industria tenía la capacidad de transportar 25 mMMpcd de gas natural desde Canadá, el Medio
Oeste y el Sudeste hacia el Noreste.Además de estos proyectos bidireccionales en el noreste, la
Fuente: Estimaciones de la Administración de Información sobre Energía de los EE. UU. basadas en los datos de Ventyx
Nota: En este contexto, el noreste incluye la región de censo noreste, así como
también Delaware, Maryland, Ohio y Virginia Occidental.
Christina Sames
VICEPRESIDENTA DE OPERACIONES E INGENIERÍA DE LA
ASOCIACIÓN ESTADOUNIDENSE DE GAS

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E N F O Q U E E N L A T E C N O L O G Í A
Acceso a la eficiencia:
costos de mantenimiento de los ductos
de derivación
Cuando se utiliza el
Housing del sistema de
obturación para crear
una derivación o Bypass,
los operadores obtienen
mayores ganancias en
eficiencia.
6
Al eliminar la necesidad
de derivar flujo a través de
un conjunto separado de
perforaciones, la cantidad
total de accesorios se reduce
y el proceso de perforación
y obturación en línea viva
(HT&P) resulta mejorado.No es novedad que los ductos constituyen un activo con elevado
mantenimiento. Y para la mayoría de los operadores que necesitan
realizar tareas de mantenimiento, el cierre del ducto simplemente no es
una opción. Independientemente de si el producto en la línea vale USD
100 o USD 40 por barril, si el flujo se interrumpe por cualquier período
de tiempo, esto se verá reflejado en el estado de resultados.
Durante décadas, la perforación y obturación en línea viva (HT&P)
ha sido el método predilecto para realizar el mantenimiento tanto
planificado como de emergencia de los ductos. A menudo, los operadores
usan la tecnología HT&P para aislar y derivar longitudes cortas de tubería
a fin de realizar reparaciones, modificaciones o interconexiones sin tener
que detener el flujo y drenar o quemar el producto. Esto significa que,
al incluir una derivación como parte de una obturación, los operadores
pueden mejorar significativamente su capacidad de
realizar el mantenimiento en forma segura y evitar
los problemas financieros que conlleva el cierre de
una línea.
Sin embargo, tal como cualquier tecnología
o metodología, siempre existe la oportunidad de
obtener ahorros adicionales al hacer el proceso
más eficiente. Y una forma de lograr una mayor
eficiencia es derivando flujo directamente por
medio del Housing de la máquina de obturación.
Menos accesorios soldados
significan menos costos
Por lo general, el mayor determinante de costos
en cuanto a un proyecto de HT&P es cuántas
perforaciones el operador necesita hacer para
aislar la tubería, derivar el flujo y crear un
entorno de trabajo seguro para que sus técnicos
realicen el mantenimiento.
Más perforaciones implican más accesorios,
más soldaduras, más lugares potenciales de fuga,
más inspecciones y, en definitiva, más
dinero. Al eliminar la necesidad de
derivar flujo a través de un conjunto separado de
perforaciones, la cantidad total de accesorios se reduce
y el proceso de HT&P resulta mejorado.
Pensemos, por ejemplo,
en un procedimiento de
doble obturación con
derivación, un método
común para obturar una
sección de tubería sellándola
aguas arriba y aguas abajo
del área que requiere
trabajo. Normalmente este
procedimiento requiere dos
perforaciones en línea viva
y dos accesorios a cada lado
de la zona de obturación
(cuatro accesorios en total).
Un accesorio a cada lado se
usa para instalar la tubería de
derivación y el otro se usa para la inserción de la o las
cabezas obturadoras.
Si bien los operadores siempre buscan aumentar
la eficiencia de sus procesos, el entorno actual del
bajo precio del petróleo ha proporcionado a la
industria una determinación renovada. Aquí es donde
los avances en la tecnología de HT&P entran en
juego. Un avance de este tipo significa una mayor
capacidad con el sistema de obturación STOPPLE®
Train, desarrollado por T.D.
Williamson (TDW).
Siempre con el apoyo de
la ingeniería de aplicaciones
especializadas, este método
único para la obturación
de líneas lleva a la mitad las
perforaciones de línea viva
y accesorios por medio de
la inserción de dos sellos
independientes a través de
un único punto de entrada,
en lugar de requerir una
perforación para cada sello.
Este método de obturación
permite la derivación del
producto directamente a
través del Housing de la
máquina de obturación.
Los dos sellos
independientes del sistema
STOPPLE Train,
que establecen
la capacidad de doble bloqueo y purga, también
proporcionan un nivel extra de seguridad para los
técnicos que trabajan en el ducto y aumentan la
probabilidad de lograr un sello
aceptable en el primer intento.
“Poder hacer una obturación
y derivación doble a través
del Housing de un sistema de
obturación reduce la necesidad
de accesorios adicionales, y
como sabe cualquier operador
que alguna vez haya realizado
un trabajo de HT&P, esto
deriva en un ahorro en los
costos”, explica David Turner,
Director de Tecnología de
Perforación y Obturación en
Línea Viva de TDW. “Además
de reducir costos, el uso de
menos accesorios minimiza el riesgo de daños de
terceros, lo que es un factor bastante común. Este
método también mejora la seguridad y reduce el
tamaño de la excavación necesaria para llegar a la
tubería, nuevamente derivando en menores costos de
equipamiento y un menor riesgo para los operadores”,
explica Turner.
La simplificación también aumenta
los ahorros
Las operaciones simplificadas en el campo son
otro beneficio tangible de la derivación a través
del Housing de la máquina de obturación. Menos
soldaduras equivalen a menos requerimientos de
mano de obra y menos tiempo necesario para
completar la operación de HT&P.
“Cada vez que pueda agilizar operaciones
relacionadas con el campo, verá ahorros
adicionales”, afirma Grant Cooper, Gerente de
Comercialización de Tecnología de HT&P de
TDW. “Entonces ahora, usted no solo ha reducido
la cantidad de accesorios a la mitad (es decir, costo
y riesgo), sino que también ha ahorrado en mano
de obra y tiempo, lo que se traduce en mayor
seguridad”.
Encontrar maneras de protegerse de los
fluctuantes precios de la energía siempre será una
búsqueda valiosa para los operadores. Pero en el
contexto actual, poder ayudar a estabilizar el flujo
de efectivo por medio de aplicaciones más eficientes
de la tecnología de HT&P existente puede ayudar
a lograr un retorno aún mayor.

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Medidas de seguridad
extraordinarias para una
tarea diaria
Un día de enero de 1992, los residentes de alrededor de
96 kilómetros (60 millas) al norte de Calgary, Alberta, se vieron obligados a
salir al frío, junto con aproximadamente 600 trabajadores en un campamento
de construcción de una planta de gas. Un ducto de alrededor de 800 metros
(0.5 millas) en una estación de compresión se rompió a ambos lados de la T
de una perforación en línea viva. El gas natural que escapaba de la ruptura
se prendió fuego en tres lugares diferentes a lo largo de 373 metros
(un cuarto de milla) de la tubería dañada. Por fortuna, nadie resultó herido.
Tal como lo informó el Oil and Gas Journal, la causa principal del accidente
fue que “el procedimiento no cumplía con las normas utilizadas para soldar
un empalme de 24 pulgadas en una tubería de transporte de 36 pulgadas”.
Más específicamente, fue una soldadura defectuosa que creó una grieta por
hidrógeno que, en última instancia, no pudo soportar las tensiones del ducto.
El accidente ocurrió hace más de 20 años, pero sigue siendo un ejemplo
impactante de cómo incluso los procedimientos diarios como la soldadura
requieren medidas de seguridad rigurosas y profesionales altamente
especializados para evitar que ocurran accidentes peligrosos en los ductos.
Los riesgos de mantener el producto fluyendo
El agrietamiento por hidrógeno constituye una de las mayores
preocupaciones de los propietarios de ductos. Si los átomos de
hidrógeno se juntan dentro de los límites de los granos de acero,
formando gas hidrógeno, se puede acumular presión y producir
grietas. Aunque a menudo la grieta se manifiesta uno o dos días luego
de la soldadura, al ducto le puede llevar hasta 10 años o más mostrar
signos. Por ello, es que el agrietamiento por hidrógeno, con frecuencia,
se denomina “agrietamiento retardado”.
Aparte del agrietamiento por hidrógeno, otro peligro importante
en la soldadura de ductos es la “perforación”, que puede hacer que
el producto dentro del ducto se filtre o incluso se incendie. Las
perforaciones son un tema de preocupación significativo, dado que
todas las soldaduras en los ductos son “soldaduras en vivo”, lo que
significa que se realizan cuando el ducto tiene líquido o gas adentro.
La soldadura en vivo, también conocida como “soldadura en
servicio”, es el primer paso en el proceso para la perforación y
obturación en línea viva, señala Chris Vrolyk, Gerente de ingeniería en
soldadura de T.D. Williamson. Esto significa que la soldadura en vivo es
esencial para las reparaciones y el mantenimiento seguros de los ductos,
tal como para las interconexiones, la eliminación de defectos o para
hacer que las líneas sean limpiables. “De hecho, se usa en la mayoría de
nuestros servicios, por lo que la utilizamos a diario”, agrega Vrolyk.
Si bien las compañías de servicios conocen bien el proceso, la soldadura
en vivo todavía requiere la aplicación de calor concentrado en los ductos
que transportan productos inflamables. Los ingenieros de soldadura y los
trabajadores asociados deben hacer que la seguridad sea su prioridad.
Planificación de una ejecución segura
Cada caso de soldadura en vivo puede ser diferente,
por ende la planificación de un método específico
para el sitio es clave. En primer lugar, los ingenieros
de soldadura realizan un análisis de riesgo a fin de
determinar el mejor método, evaluar todos los posibles
escenarios y crear un plan de respaldo. Luego de la
realización exitosa de una soldadura, se realizan más
pruebas, los técnicos capacitados en evaluaciones no
destructivas avanzadas (END) vuelven al sitio luego
de un mínimo de dos días tras completar la tarea para
asegurarse de que no haya signos de agrietamiento por
hidrógeno.
“Para planificar un proyecto, necesitamos saber
acerca del estado del ducto del cliente, el espesor y la
presión de operación, por ejemplo”, explica Vrolyk.
“Debemos saber qué tamaño y tipo de accesorio se
debe usar y dónde irá ubicado. Realizamos un examen
antes de la soldadura con una prueba ultrasónica para
conocer el espesor de la pared y asegurarnos de que esté
limpia. Necesitamos determinar la dureza del material
para asegurarnos de usar el procedimiento correcto”.
Capacitados para combatir el
agrietamiento retardado
Por supuesto, las reglamentaciones de seguridad
con frecuencia incluyen certificaciones y normas
de capacitación para los ingenieros y demás
trabajadores que realizan procedimientos de soldadura.
“Continuamente nos capacitamos en el aula y en el
campo para evitar perforaciones y agrietamiento
por hidrógeno”, afirma Vrolyk. “Llevamos a cabo
simulaciones de software de ingeniería especiales y
maquetas en el taller antes de llevar a cabo los proyectos
para asegurarnos de que todos estén bien preparados”.
A pesar de que la soldadura en vivo se usa para
la mayoría de los procedimientos en los ductos,
es difícil que las compañías de ductos cuenten
con ese conocimiento especializado dentro de la
compañía. La mayoría de los operadores confían
en proveedores especializados para realizar tareas
de reparación y mantenimiento dado que saben
cómo trabajar conforme a las reglamentaciones de
seguridad gubernamentales y cuentan con una amplia
capacitación y el equipamiento especial necesarios para
lograr el éxito.
Fue más que agrietamiento por hidrógeno lo que
causó el incidente de Calgary en 1992, pero sirve
como un ejemplo de que incluso en las tareas diarias
como la soldadura, se debe prestar especial atención
a la seguridad.
L A S E G U R I D A D I M P O R TA
Mitigación de los
riesgos de la soldadura
en vivo a través de la
capacitación continua.
2•2015
9

10 11
2•2015
2•2015
Teniendo en cuenta otros
factores aparte del
precio del petróleo, la
industria se prepara
para desafíos de
ductos únicos en el
Ártico.
una propuesta
a largo plazo
Un entorno desafiante
Según la Encuesta Geológica de los EE. UU., el Ártico podría tener 90
mil millones de barriles de petróleo no descubierto, más de 28 billones de
metros cúbicos de gas natural y 44 mil millones de barriles de líquidos de
gas natural. Todo esto hace que el desarrollo de recursos de hidrocarburos
sin explotar en el Ártico sea una oportunidad comercial atractiva.
Al mismo tiempo, por supuesto, el entorno físico riguroso del Ártico
presenta desafíos inmensos y costosos tanto para la exploración de energía
como para la preservación ecológica.
Según George Lim, veterano de la industria y experto en costa afuera
para el proveedor global de servicios de ductos T.D. Williamson (TDW),
se necesitarán nuevas que podrían restringir el desarrollo en esta región
inhóspita y para mitigar riesgos para el
personal, el equipamiento y el entorno
natural.
Encontrar suelo sólido
Una de las primeras dificultades para la conquista se
relaciona con la construcción de la infraestructura
esencial.
Para los proyectos en tierra, por ejemplo, la
capa congelada de suelo que se encuentra alrededor
de dos metros abajo (también conocida como
“permafrost”) se considera apta para la construcción
de infraestructura de gas y petróleo. Pero con el
permafrost descongelándose, podría resultar más difícil
de lo esperado encontrar suelo firme para nuevas
infraestructuras.
“Construir sobre el permafrost que se encuentra en
un ciclo de descongelamiento es un desafío complejo”,
afirma Lim. “Todavía no existe una solución confiable a
largo plazo para eso”.
La construcción también puede hacerse sobre el suelo
blandolevementedescongeladoqueseencuentraarribadel
permafrost. No obstante, esta opción es aún más costosa
dado que requiere insertar pilotes más profundamente
hasta el suelo firme que se encuentra debajo.
Dada la complejidad de perforar en tierra en el
Ártico, puede parecer de algún modo alentador que la
mayor parte del gas y el petróleo de la región, alrededor
del 84 %, se puede acceder por medio de la perforación
costa afuera. Pero la perforación costa afuera no deja de
tener sus propios desafíos únicos. ¿Cuál es uno de los
desafíos más grandes? El precio. Enterrar ductos en el
lecho marino resulta extremadamente costoso. Y como
los témpanos en movimiento pueden causar surcos en
el suelo del lecho marino, los ductos deben enterrarse
a 10 metros de profundidad, una distancia que se logra
con el uso de tecnologías innovadoras. Otro desafío
son las operaciones diarias: una vez colocados, los
ductos enterrados deben inspeccionarse, monitorearse y
repararse como cualquier otra línea.
¿Se puede reducir la magnitud de estas dificultades?
Lim cree que sí.
“Crear nuevas tecnologías para superar las
limitaciones del Ártico, al mismo tiempo que se
promueve la gestión medioambiental, puede resultar
prohibitivo desde el punto de vista económico”, señala
Lim. “Entonces, las potenciales compañías que no
pueden afrontar grandes gastos de desarrollo deberán
unir sus esfuerzos en proyectos industriales conjuntos”.
Protección del Ártico,
definición de su futuro
La inspección externa y el monitoreo de estas líneas
enterradas en lo profundo resultan imposibles con
las tecnologías actuales. Y los buques de apoyo
tradicionales con buzo o equipamiento operado
de forma remota no pueden acceder a sitios de
reparaciones potenciales cuando el mar está cubierto
de hielo que equivale a nueve meses del año. Por ende,
la única manera de detener
la pérdida de contención
y el consiguiente impacto
medioambiental es cerrar
por completo las operaciones
durante ese período, lo que
es poco aconsejable desde el
punto de vista comercial.
“Antes de ir al Ártico, la
industria deberá hallar una
solución para detener una
fuga de forma temporal
hasta que el mar esté libre
de hielo”, explica Lim. Los
buques y el equipamiento
de reparación, entonces,
podrían desplegarse para
realizar reparaciones
permanentes por medio
del corte y reemplazo del
carrete. El desarrollo de un
método integral y seguro para la detección, evaluación
y reparación de fugas requerirá un alto grado de
conocimiento experto y la colaboración entre sectores.
Gracias a las inversiones permanentes en dicha
tecnología sofisticada e intereses compartidos entre
compañías de exploración y producción y proveedores
de servicios, se pueden eliminar numerosos riesgos
potencialmente catastróficos (para el medioambiente y
los inversionistas). Y aunque algunas oportunidades en
el Ártico aún están fuera de alcance, es solo una cuestión
de tiempo antes de que la tecnología se ponga al día.
Tal como señala Lim, el Ártico es la última frontera
impoluta en la superficie. Todos somos responsables de
conservarla para las generaciones futuras. Y las nuevas
tecnologías de ductos tendrán un papel importante
a la hora de ayudar a encontrar el equilibrio correcto
entre el desarrollo y la conservación que definirá el
futuro del Ártico.
Con el punto de equilibrio financiero para las operaciones en
el Ártico calculadas en alrededor de dos veces el precio reciente
del petróleo crudo, actualmente, quizás, no sea el mejor momento para
que la industria se embarque en la perforación en el frío extremo que
corta el acero y espesa el petróleo.
Pero si la perforación y producción en el Ártico se volvieran una
realidad viable y sostenible, la planificación para el futuro comienza hoy.
De hecho, las complejidades del entorno en el Ártico así lo requieren.
44
28
90 MIL MILLONES
de barriles de
crudo
Según la Encuesta Geológica de los
EE. UU., el Ártico podría tener:
28 BILLONES m3
de gas natural
44 MIL MILLONES
de barriles
Líquidos de gas natural
90
AVENTURA EN EL ÁRTICO:
P E N S A M I E N T O F U T U R O

13
2•2015
2•2015
12
Al beneficiarse con
los avances en la
detección de fugas,
los servicios públicos
de gas invierten en
datos.
las cantidades de datos necesarias de los ductos,
bueno... eso podría llevar décadas.
Desenterrar datos
Para que el software predictivo cumpla con su
promesa, este requiere muchos datos: diámetro
de los ductos, antigüedad, presión, temperaturas,
geología, proximidad de los caminos, profundidad
del terreno, incidentes previos, etc., multiplicados
por los kilómetros de tuberías en el suelo. Cuanto
más datos reciben y analizan estos sistemas, mejor
podrán estos proyectar fallas en los ductos y
hacer recomendaciones proactivas en cuanto a
reparaciones, reemplazos y reubicaciones.
Para los servicios públicos, la captura de estos
datos no es tan fácil como uno podría pensar. “En la
actualidad, cuando usted necesita operar un ducto,
puede que no sepa exactamente dónde se encuentra
ubicado o de qué está hecho”, señala Philippe Simon,
experto en servicios públicos y distribución de gas
de T.D. Williamson (TDW). “Con frecuencia, los
operadores no pueden obtener esta información de
manera formal hasta que se excava una línea por
razones de mantenimiento o reubicación”.
Esto no implica que no exista algún tipo de
datos sobre la tubería. De hecho, hace unos 20
años, los servicios públicos comenzaron a recopilar
datos en forma más regular, pero la mayoría de esa
información se plasmaba en papel y se archivaba en
gabinetes de metal. En otras palabras, no existe un
depósito de datos prolijamente estructurado y de
fácil acceso con una interfaz de usuario gráfica fluida
y una función inteligente para consultas.
Paso a paso
Los servicios públicos continúan utilizando el
software de modelos, que evoluciona sobre una base
prácticamente mensual. Y con cada día que pasa,
existe una oportunidad de capturar y almacenar aún
más datos sobre sus líneas.
Gaz de France, que posee varios cientos de
miles de kilómetros de ductos de distribución en
todo el mundo, está liderando la industria en su
compromiso de captura e ingreso de datos. “Con
tantos kilómetros de ductos existentes, sin mencionar
los miles de kilómetros que se extienden cada año,
se puede decir con seguridad que el ingreso de los
datos de Gaz de France es continuo”, explica Simon.
“Y Gaz de France, y sus clientes, cosecharán los
beneficios de tan importante inversión”.
Desde este punto, la industria espera ver un
nuevo nivel de tecnología de ductos que hace más
que analizar datos y proyectar fallas potenciales:
espera obtener soluciones que permitan a los
servicios públicos monitorear sus sistemas de ductos
en tiempo real. Este tipo de tecnología podría
funcionar de la mano de soluciones existentes, lo
que significa que las compañías de servicios públicos
continuarían confiando en el software predictivo
para ayudar a evitar fugas, y aprovecharían la nueva
tecnología para alertarlos, en tiempo real, sobre fugas
a medida que estas ocurren.
Grandes oportunidades
Aunque la detección de fugas integrada en tiempo
real será posible un día, los servicios públicos de gas
actualmente deben satisfacer las expectativas de los
clientes: más seguridad y confianza. Y continuarán
dependiendo de las tecnologías de detección
de fugas confiables desde compañías como
GAZOMAT™, una subsidiaria de TDW, cuyas
ofertas ayudan a las compañías de servicios públicos
a detectar y caracterizar las fugas y determinar el
nivel adecuado de respuesta.
“A través de avances recientes en la tecnología
de detección de fugas, como el analizador portátil
Catex™ 3-IR, los operadores pueden reunir y
relacionar una gran cantidad de información sobre
fugas”, explica Simon. “También puede evaluar
con mayor precisión el riesgo de una fuga
o accidente. Y dado que el software
prioriza la atención y la inversión
en base a la gravedad del riesgo,
la eficiencia del servicio público
aumenta considerablemente”.
Es una afirmación
poderosa del compromiso
de la industria con el
progreso que, incluso
después de más de 100
años, las tecnologías
de proyección y
detección de fugas
aún continúan
mejorando y más
rápido que nunca
antes.
Análisis
y predicción de
fallas potenciales
Durante más de 100 años, las compañías de servicios públicos
han confiado en que los ductos transporten gas natural a los clientes.
Y por más de 100 años, los clientes han esperado que esas líneas sean un
100 % seguras y confiables.
Los materiales de las tuberías y los métodos de producción han
cambiado un poco durante este período, pero las expectativas de
los clientes no. Por fortuna, los métodos de inspección de ductos y
detección de fugas han evolucionado enormemente para ayudar a los
servicios públicos a cumplir con esas necesidades de los clientes. Y como
los servicios públicos de gas se dedican particularmente a los usuarios
finales, casi todo desarrollo que brinde mayor seguridad y confianza
se adopta con rapidez. Por lo tanto, no sorprende que cuando el
software de modelo predictivo para la integridad de ductos se introdujo
aproximadamente 15 años atrás, la industria lo tomó en cuenta.
Esta evolución relativamente reciente ha demostrado ser bastante
valiosa para los servicios públicos de gas, ayudándoles a promover
operaciones seguras por medio de la identificación de riesgos para fugas
en los ductos, así como también la recomendación de reparaciones
y reemplazos. Sin embargo, a pesar de que estas ofertas de software
han ayudado a la industria a prestar mejores servicios a sus clientes, la
evolución trae aparejados desafíos únicos.
Para hacer realidad el valor completo del software predictivo, las
compañías de servicios públicos deben reunir e ingresar muchos datos
sobre los ductos (tal como lo requiere el software) para predecir fallas de
manera más eficaz. La adquisición del software es la parte fácil; reunir
INFORME DEL MERCADO

14 15
Si el conteo de plataformas fuera el
único parámetro de medición usado
para medir la condición de las actividades
del gas y el petróleo en el yacimiento
Eagle Ford de Texas, algunos observadores
podrían concluir que la condición
típicamente “estable” del paciente podría
escalar, razonablemente, a “grave”.
ARTÍCULOPRINCIPAL
La economía
de la eficiencia
2•2015
2•2015
• Un paso vacilante en el conteo de plataformas no significa que
el final está cerca
• Condensados en marcha: incentivos para eliminar líquidos de
gas húmedo
• La automatización es parte de la ecuación de ganancias
• ¿Los precios bajos son la nueva norma?
Cómo la tecnología ofrece estabilidad, y ganancias parejas, en la era de los precios bajos

2•2015
2•2015
16 17
Después de todo, así como los precios del petróleo
crudo han caído, también lo ha hecho la cantidad de
plataformas activas de Eagle Ford. En solo tres meses
desde noviembre de 2014, el total cayó alrededor de
un 27 %, pasando de 264 a 192, de acuerdo con los
datos de la Administración de Información sobre
Energía (EIA) publicados en marzo de 2015. Y
teniendo en cuenta la leve demanda de energía global
continua, las perspectivas de una rápida recuperación
en el conteo de plataformas parece improbable.
Pero no comencemos a lamentarnos todavía. Una
disminución en las plataformas no es necesariamente un
indicador de una producción en decadencia. De hecho,
durante la caída estrepitosa del precio del gas natural en
el 2008, la producción, en realidad, aumentó, incluso
cuando las plataformas dejaban de funcionar.
En resumen, los conteos de plataformas pueden
ser engañosos. Al menos esa es la visión del estratega
de materias primas del Citigroup, Anthony Yuen,
coautor de una nota de investigación del Citigroup
que compara los sucesos de 2008 con la caída actual en
los precios del petróleo crudo en los EE. UU., el cual
ha caído en más del 50 % desde el verano de 2014.
Yuen señala que el número total de plataformas
de gas natural de los EE. UU. llegó a un pico de
alrededor de 1,600 en el 2008 antes de caer a 672 para
julio de 2009.
Hoy en día, la cantidad de plataformas de gas
natural es menor que la mitad, cerca de 300. No
obstante, los datos indican que la producción es de
hasta el 50 % desde cuando el conteo de plataformas
estaba en su punto más alto.
Démosle crédito a las eficiencias de perforación y
funcionamiento para el impulso, dice el Citigroup.
¿Aumentar la eficiencia puede tener el mismo efecto
en Ford Eagle? ¿La tecnología (la automatización en
particular) puede mitigar la caída de los precios del crudo
por medio de la reducción de los costos operativos
y el aumento del flujo del producto y ayudar a
capturar los LGN y condensados comerciables?
Existe amplia evidencia de que estos tipos de
mejoras ya están en escena. Y están ejerciendo
un gran impacto en los estados de resultados de
los operadores.
Un paso vacilante en el conteo de
plataformas no significa que el
final está cerca
Antes de 2008, la formación del yacimiento
Eagle Ford, una franja angosta más o menos
en forma de medialuna que se extiende 650
kilómetros (400 millas) a lo largo de Texas, no
había atraído las miradas de muchas compañías
de gas y petróleo. Si bien el área era conocida por
tener hidrocarburos, la permeabilidad de la roca
era excepcionalmente baja. Se ponía en duda que
el petróleo y el gas pudieran fluir a través de un
pozo de producción.
Hasta que, por supuesto, sucedió.
La historia de éxito de Eagle Ford es
leyenda: la compañía de energía independiente
de 5 años de antigüedad Petrohawk combina dos
tecnologías comprobadas y explota un depósito de
energía anteriormente improductivo, demostrando
la viabilidad del área con un pozo que arroja una tasa
de flujo inicial de 7.6 millones de pies cúbicos de gas
natural por día. Para septiembre de 2014, la lista de
Eagle Ford incluye eminencias en la industria y otros
profesionales menos conocidos que, todos juntos,
están bombeando más de 1.5 millones de barriles de
petróleo crudo y condensado liviano al día. A fines
del 2014, Eagle Ford alcanza la marca de mil millones
de barriles, superando a su rival de Dakota del Norte,
Bakken. Y las proyecciones de crecimiento futuro son
impresionantes, con planes de que la región producirá
un equivalente a 1.8 millones de barriles de petróleo
por día en el 2015.
“Al compensar las
disminuciones
naturales a través
del uso de nuevas
técnicas de
recuperación, es
posible lograr una
mayor producción...”.
Eagle Ford ha pasado de ser una
compañía de capital intensivo
e impulsada por el precio a
ser intensiva en tecnología e
impulsada por la innovación.8M
6M
4M
2M
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
300
200
100
0
Producción de Eagle Ford frente a
conteo de plataformas
Producción Conteo de plataformas
Conteo de plataformas
Producción de gas
natural en mpcd
Producción de
petróleo en bd
Fuente: Administración de Información sobre Energía
ARTÍCULOPRINCIPAL
Además de los logros de Eagle Ford, está el hecho
de que el área produce el granel del condesado de los
EE. UU., el cual creció de 178 millones de barriles en el
2009 a 274 millones de barriles solo tres años después.
Y con la aprobación para la exportación de condensado
mínimamente procesado de la Oficina de Industria y
Seguridad (BIS) del Departamento de Comercio de los
EE. UU., el cielo parece ser el límite. Pero luego, el precio
del petróleo crudo cae. Una y otra y otra vez.
Sí, la caída ha causado un tropiezo en el conteo de
plataformas de Eagle Ford. Sin embargo, el consenso
entre los analistas internacionales es que Eagle Ford
no solo puede soportar un período de precios bajos
prolongado, sino que también puede progresar.
Por ejemplo, en diciembre, cuando el petróleo se
vendía a USD 60, el investigador de energía global Wood
Mackenzie dijo que la producción seguiría siendo rentable
incluso si los precios cayeran hasta cerca de USD 49 por
barril.
Los analistas de ITG Investment Research Inc. eran
aún más optimistas, y dijeron que en algunas áreas de
Bakken, Permian e Eagle Ford, los exploradores pueden
perforar pozos y obtener ganancias, incluso si el precio del
crudo cayera a USD 25 por barril.
Hasta ahora, las cifras de la producción justifican los
pronósticos prometedores. La producción de petróleo
en todos los Estados Unidos sigue creciendo a pesar de
la disminución del conteo de plataformas nacionales.
Durante la primera semana completa de enero, la EIA
informó que la producción creció en 60,000 barriles
adicionales por día.
“Estos aumentos han ocurrido a pesar de las
relativamente altas tasas de disminución de pozos en la
región (Eagle Ford)”, indicó un comunicado de la EIA.
“No obstante, al compensar las disminuciones naturales
a través del uso de nuevas técnicas de recuperación, es
posible lograr una mayor producción”.
Tal como lo sugiere la EIA, Eagle Ford ha pasado
de ser una compañía de capital intensivo e impulsada
por el precio a ser intensiva en tecnología e impulsada
por la innovación. Como tal, los operadores han podido
extraer más producto de esas formaciones intransigentes
y ahorrar dinero en el proceso. Entre los avances, las
mejores técnicas de finalización de trabajos han mejorado
las tasas de producción inicial. Los espacios entre pozos
más estrechos han ayudado a maximizar la producción y
aumentar las reservas, y las variables de alteración, como el
fluido de fractura y el agente apuntalante están generando
más producción. Los sistemas eléctricos y de control
incorporados han disminuido el consumo de energía, a la
vez que el monitoreo computarizado supervisa los datos
claves de los procesos, incluyendo tasas de flujo, presiones
y detección de fugas. De hecho, cualquier cosa que
pudiera detener o retrasar la producción. En resumen, la
automatización está ayudando tanto al flujo del producto
como de fondos en Eagle Ford.
Aun así, los operadores de Eagle Ford admiten que
debido a que la región es altamente variable, con pozos
en el mismo campo desempeñándose en forma diferente,
puede ser difícil generalizar los costos en un punto de
Sep.de 2013
Sep.de 2010
FECHA DE INICIO DEL PROYECTO
Costos de los pozos de Eagle Ford
COSTODELPOZO

2•2015
19
producción de Eagle Ford y venderlos a un precio
más elevado. Y la innovación (léase: automatización)
puede usarse para obtener más líquidos de manera
más fácil y rápida. Lo que es particularmente
importante teniendo en cuenta dos proyecciones:
el pronóstico para el 2017 de la Fundación para la
Investigación de Políticas Energéticas de que el 19 %
de todos los LGN producidos en los Estados Unidos
provendrán de Eagle Ford, y la predicción del
Citigroup de que las exportaciones de crudo ligero
y ultraligero de los Estados Unidos podrían llegar
a 1 millón de barriles por día para fines del 2015.
México, para comenzar, desea obtener algo de
eso, un décimo del total, para ser exactos.
Siguiendo la decisión de la BIS de permitir
la exportación de petróleo ultraligero, Petróleos
Mexicanos (PEMEX) solicitó ante el Departamento
de Comercio de los EE. UU. importar 100,000
barriles de crudo ligero por día. Si se aprueba,
esto le permitiría a México
aumentar su producción de
gasolina y mejorar el proceso
de refinación. A cambio,
PEMEX enviaría su petróleo
pesado a refinerías en la
Costa del Golfo de los Estados Unidos preparadas
para procesarlo.
La automatización es parte
de la ecuación de ganancias
En un contexto de precios bajos, impulsar más
producto es una opción sensata. Pero no es la
única. La reducción de costos y la eliminación de
ineficiencias también son opciones válidas.
La remoción de líquidos de gas húmedo cumple
con todas esas metas. Además de proporcionar
productos comercializables, ayuda en el
mantenimiento de los ductos. Los líquidos en las líneas
reducen el flujo óptimo de gas natural y aumentan
drásticamente el consumo de combustible y energía. El
hecho de capturarlos ayuda a evitar estos problemas.
“Uno de los principales elementos en el
funcionamiento de las líneas medianas y colectoras es
el costo del combustible para recolectar, deshidratar
ARTÍCULOPRINCIPAL
400
2014
2013
2012
2011
2010
2009
300
200
100
6 12 18 24 30 36 42
2009
2010
2011
2012
2013
-70 %
-68 %
-68 %
-64 %
-69 %
-30 %
-39 %
-47 %
-48 %
-20 %
-28 %
-27 %
-20 %
-42 %
Producción promedio de petróleo por pozo
Durante los primeros 48 meses de funcionamiento
Disminución interanual en la producción de pozos perforados
en la región de Eagle Ford de 2009 a 2013
MESES DE FUNCIONAMIENTO
BD
Primer mes completo
de producción
AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4
Mayor producción inicial de
~ 25 bd en el 2009
a
~ 375 bd en el 2014
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
EOG Resources
maximizando el valor neto
actual (NPV) de Eagle Ford
POZOS POR SECCIÓN 10 POZOS 16 POZOS DIFERENCIA
Reservas/pozo 450 MMbpce 400 MMbpce
Reservas/640 acres 4.5 MMbpce 6.4 MMbpce +1.9 MMbpce
Factor de recuperación = 6 % = 8 % + 2 % de
recuperación
CWC/pozo USD 6 MM USD 6 MM
Tasa total anual de
retorno directo/pozo 130 % 100 %
NPV10/640 acres USD 69 MM USD 98 MM +USD 29 MM NVP
Fuente: EOG Resources/Presentación de inversionistas de
marzo de 2013
640 ACRES ANTERIORES
10 POZOS POR SECCIÓN
(65 ACRES/POZO)
640 ACRES ACTUALES
16 POZOS POR SECCIÓN
(40 ACRES/POZO)
del petróleo de la actualidad, Zellou ve nuevas
oportunidades que emergen de Eagle Ford. Y esto
es especialmente debido a que, según Zellou, la
economía actual de las perforaciones favorece al gas
húmedo.
Como él lo explica, en el pasado, sobre la base
del contenido de la energía, el gas natural y el
petróleo crudo se valuaban en paridad.
“Ahora, incluso con la caída en los precios del
petróleo crudo a alrededor de USD 50 por barril y
del gas natural a alrededor de USD 3 por millón de
BTU, el gas natural tiene un precio de casi la mitad
del petróleo crudo sobre la base del contenido de
energía”, explica. En otras palabras, para el monto
de energía equivalente, el gas natural a un precio
de USD 3 por MMBTU es igual a unos USD 17 a
USD 20 por barril de petróleo. Con seguridad, eso es
considerablemente menos que los USD 50 a los que
se estaba comercializando el petróleo en el mes de
enero, pero la brecha es verdaderamente menor que
cuando el petróleo estaba a USD 100 por barril.
Zellou indica que esto significa que existe un
incentivo económico para sacar los líquidos de la
equilibrio financiero. Y nadie parece sentirse cómodo
apostando sobre cómo los precios bajos del petróleo
deberían bajar antes de que la producción comience a
nivelarse, o incluso decaer.
Condensados en marcha: incentivos
para eliminar líquidos de gas húmedo
El Dr. Abdel Zellou, experto en líneas colectoras
y medianas de mercado en los EE. UU. para
el proveedor global de servicios de ductos T.D.
Williamson (TDW), ha dedicado una considerable
cantidad de tiempo en los últimos años examinando
los matices de la productividad en la región de Eagle
Ford. De por sí, él entiende las presiones con las que
deben lidiar los operadores. Entre ellas, él cree que
la principal son las bajas tasas de recuperación y las
altas tasas de disminución comparadas con los pozos
convencionales y la necesidad de controlar los gastos
operativos, a la vez que se sigue garantizando la
seguridad del personal y la integridad de los ductos,
lo que puede ser particularmente engorroso dado el
alto contenido de parafina en el crudo de Eagle Ford.
Pero incluso a pesar de los bajos precios
18

2120
2•2015
2•2015
Entregas de los expertos de TDW: proporcionan presentaciones
técnicas y demostraciones prácticas alrededor del mundo.
Para obtener más información: tdwontour@tdwilliamson.com.
Eventos, ponencias y conferencias de TDW
Puntos de encuentro
Arenas petrolíferas
15 y 16 de SEPTIEMBRE | Fort McMurray,Alberta | Canadá
SEPTIEMBRE DE 2015
31 DE AGOSTO AL 2 DE SEPTIEMBRE
NACE Central Area Conference
St. Louis, Misuri
15 y 16 Oil Sands
Fort McMurray,Alberta
19 al 22 Arkansas Gas Association 2015
Hot Springs,Arkansas
21 al 23 North American Pipelines Congress
Chicago, Illinois
22 al 24 Rio Pipeline
Río de Janeiro, BRASIL
Rio Pipeline
22 al 24 de SEPTIEMBRE | Río de Janeiro |
Brasil
DUG East
23al25deJUNIO | Pittsburgh,Pensilvania |
EE. UU.
MEA Gas OperationsTechnical
& Leadership Summit
11al13deAGOSTO | Rochester,Minnesota | EE. UU.
The Pipeline & Energy Expo
25al26deAGOSTO |Tulsa,Oklahoma | EE. UU.
NACE CentralArea Conference
31deAGOSTOal2deSEPTIEMBRE | St.Louis,Misuri | EE. UU.
Arkansas GasAssociation
19al22deSEPTIEMBRE | HotSprings,Arkansas | EE. UU.
NorthAmerican Pipelines Congress
21al23deSEPTIEMBRE | Chicago,Illinois | EE. UU.
No se pierda la presentación de un informe técnico de los expertos
en tecnología de perforación y obturación en línea viva Frank Dum
y Niyaz Garaev en RIO PIPELINE.
Cuantificación y mejoramiento de la eficiencia de los sellos:
Aislamiento de tuberías con obturación de doble bloqueo y purga
A menudo, impulsados por un mercado exigente y expectativas incesantes por parte de los
accionistas, los operadores trabajan duro y con dedicación para lograr el 100 % de éxito en
el campo. Esto se aplica especialmente a la obturación de ductos y la seguridad operativa.
Este documento demostrará cómo la tendencia hacia la obturación de doble bloqueo y purga
probada en el campo está maximizando la eficiencia de los proyectos y proporcionando a los
operadores de ductos costos significativamente menores y mucha mayor seguridad.
Dado que las obturaciones conforman un aspecto rutinario del mantenimiento de ductos
presurizados, la metodología de obturación de doble bloqueo y purga se desarrolló para
ayudar a los operadores, de todos los lugares e industrias, a alcanzar el 100 % del éxito en
cuanto a obturaciones de líneas sin filtraciones detectables y sin detener la producción.
Stand D6 T.D.Williamson 22 al 24 de sep. de 2015
JUNIO DE 2015
1.° al 5 World Gas Conference
París, Francia
2 al 5 Oil & Gas Asia
Kuala Lumpur, Malasia
23 al 25 DUG East
Pittsburgh, Pensilvania
AGOSTO DE 2015
11 al 13 MEA Gas Operations Technical &
Leadership Summit
Rochester, Minnesota
25 y 26 The Pipeline & Energy Expo
Tulsa, Oklahoma
Oil & Gas Asia
2 al 5 de JUNIO | Kuala Lumpur | Malasia
World Gas Conference
1.°al 5 de JUNIO | París | Francia
Indica que TDW presentará
un caso en este evento

2•2015
23
2•2015
22
ARTÍCULOPRINCIPAL
• PIMS, PIMSS e IMPS: los
cimientos de la integridad
de los ductos
• Una tecnología en
constante evolución
• Preciso y alineado: el
panorama completo
• Reconocer el valor
La gestión adecuada de la integridad de los
ductos produce información esencial, lo que
permite tomar decisiones inteligentes.
Pregúnteles a los operadores de ductos cuáles
son sus prioridades y verá que mantener funcionando
sus sistemas de ductos en forma óptima es una de las
prioridades de la lista. Siempre están buscando formas
innovadoras de hacer ajustes a sus operaciones para
beneficiar a los clientes y el público. Incluso están
dispuestos a compartir las mejores prácticas para fortalecer
la industria como un todo. Este método de cooperación
creativo para optimizar las operaciones de los ductos
adquiere aún más importancia cuando el precio del
petróleo es bajo y el control de los costos se torna esencial.
Todo se trata de los
datos
Uno de los medios más poderosos para crear o
impulsar eficiencias se encuentra justo al alcance de
la mano de los operadores: al analizar la cantidad de
información recopilada por medio de los sistemas
de gestión de la integridad de ductos, los operadores
pueden proyectar de mejor manera la necesidad de
reparaciones, así como también controlar los costos.
Es verdad que proteger la integridad de los
ductos, a menudo, es una parte del trabajo estándar
por orden del gobierno para los operadores. Pero el
proceso de detectar, corregir y prevenir fugas y fallas
en los ductos es mucho más que un simple conjunto
de tareas a realizar en la lista de verificación de los
operadores.
Cuando se hace correctamente, la gestión de la
integridad de los ductos es una gran oportunidad para
que las compañías
recojan datos
esenciales: datos
precisos y alineados
que les permitirán tomar
las mejores decisiones
posibles para salvaguardar
al público, proteger sus activos
y controlar costos. Y gracias a desarrollos recientes
con acrónimos que se asemejan a trabalenguas como
PIMS, PIMSS e IMPS, hay cada vez más herramientas
y recursos disponibles que nunca antes para los
operadores.
PIMS, PIMSS e IMPS: los cimientos
de la integridad de los ductos
Incluso los operadores con experiencia tienden a
confundirse acerca de la diferencia entre programas
para mantener los ductos con un funcionamiento
óptimo (sistemas de gestión de integridad de los
ductos, PIMS) y el software de sistema de gestión de
integridad de ductos (PIMSS), que suena igual y el
cual está disponible para mejorar el proceso del PIMS.
“El sistema de gestión de PIMS es un proceso y lo
lleva a cabo gente de verdad: operadores, empleados
o personas particulares, que trabajan para asegurar
que el sistema del ducto pueda realizar la función
para la que fue creado según su diseño o vida útil”,
indica el Dr. Mike Kirkwood, experto en mercado de
transmisión para el proveedor global de servicios de
ductos T.D. Williamson (TDW).
“PIMSS es un programa de software compatible
con PIMS; en realidad, es una digitalización del
proceso de gestión de integridad de ductos y ayuda
a los operadores a mantener la conformidad con ese
proceso”, agrega.
Pero Kirkwood rápidamente señala que el software
de los sistemas de gestión de integridad de ductos
depende completamente de la implementación de un
sistema de gestión de integridad de ductos exhaustivo
y bien planificado. Sencillamente, no se puede tener
un PIMSS sin un PIMS.
Entonces, ¿cómo es un PIMS exhaustivo? En
los Estados Unidos, por lo general, el PIMS toma la
forma de lo que los operadores denominan un plan
de gestión de la integridad (IMP). El proceso de
desarrollo de un IMP comienza con la recolección de
toda la información disponible sobre los sistemas de
ductos: materiales, diámetros, registros de inspecciones
interiores de ductos, medidas de prevención de
corrosión activa y demás. Luego de que el operador ha
recopilado e ingresado todos los datos, la información
puede usarse para ayudar a predecir problemas
potenciales.
Cuando se hace correctamente, la gestión de la integridad de los
ductos es una gran oportunidad para que las compañías recojan
datos esenciales: datos precisos y alineados que les permitirán tomar
las mejores decisiones posibles para salvaguardar al público,
proteger sus activos y controlar costos.

ARTÍCULOPRINCIPALINNOVATIONS•VOL.VII,N.O
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2•2015
24 25
En primera instancia,
los operadores utilizan los
datos para identificar áreas
de alta consecuencia (HCA)
a lo largo del recorrido del
ducto. Los criterios para
las HCA difieren para las
líneas de gas natural y las
líneas de líquidos peligrosos
debido a la gravedad de las
consecuencias potenciales.
Las HCA para ductos de
transporte de gas natural
se centran solamente en
áreas pobladas; las consecuencias medioambientales
y ecológicas, por lo general, son mínimas por la
liberación de gas natural. Para los ductos de líquidos
peligrosos, la identificación de HCA se centra en las
áreas pobladas, los recursos de agua potable
y raramente en los recursos ecológicos
sensibles.
Una vez completadas
estas tareas, el operador
pasa a la evaluación
de la integridad. Esto podría involucrar pruebas
hidrostáticas, inspecciones interiores de ductos
o evaluaciones no destructivas (END): todos los
procesos que revelan la condición actual del sistema
de ductos. Cuando el operador ya conoce el estado
del ducto, es posible tomar decisiones acerca de qué se
debe hacer y cuándo a fin de restaurar y mantener la
integridad del ducto.
A partir de aquí, el operador desarrolla su gestión
de procesos de control de calidad y cambios. Toda esta
información ayuda al operador a decidir si necesita
realizar cambios al PIMS, tales como capacitación
adicional o diferentes maneras de realizar inspecciones,
para proteger mejor el ducto y promover una función
óptima.
Los procesos restantes comprenden la
comunicación de cualquier cambio que el operador
implemente tanto dentro de la compañía como entre
los miembros de la comunidad, y la creación de algún
tipo de sistema de medición del rendimiento. El paso
final, por lo general, involucra la fijación de intervalos
de reevaluación y el establecimiento de medidas
preventivas y de mitigación, tal como la reducción de
la corrosión para lograr tener cero fallas.
Es un proceso complicado de múltiples pasos
y Kirkwood admite que puede ser un poco
desalentador para los operadores, pero las
recompensas en términos de seguridad,
eficiencia y retorno financiero demuestran que
vale la pena la curva de aprendizaje.
Una tecnología
en constante evolución
En lugar de centrarse en las complejidades del
PIMS, puede resultar útil que los operadores
lo vean como un proceso continuo de recolección
de tanta información relevante como sea posible
sobre sus ductos, compartir esa información con
las partes interesadas como los empleados y las
comunidades, y usarla para guiar sus decisiones sobre
el mantenimiento y las reparaciones de los ductos.
“Todo se trata de reunir datos, almacenar datos y
administrar información dentro de una arquitectura
que es fácil de usar, fácil de acceder y que está
disponible para los que la necesitan”, señala Kirkwood.
Esa arquitectura idealmente debe tomar la forma
de un sistema de software, que no solo hace que los
procesos del PIMS sean fácilmente accesibles para
Un programa móvil de PIMSS
incluso le permite solicitarle al
sistema que evalúe un nuevo conjunto
de datos mientras
está camino a la oficina. Es un proceso complicado de múltiples
pasos y puede ser un poco desalentador
para los operadores, pero las
recompensas en términos de
seguridad, eficiencia y retorno
financiero demuestran que vale la
pena la curva de aprendizaje.
todas las personas involucradas, sino que también
ayuda con el extremadamente importante proceso
de análisis y aprovechamiento al máximo de la
información que usted reúne.
¿Un área del ducto requiere más reparaciones
que otras? ¿Una sección del ducto ha mostrado más
propensión a la corrosión? El PIMSS pueden ayudarlo
a reconocer estas tendencias y diseñar un plan para
abordarlos.
Y la tecnología del PIMSS crece y evoluciona
continuamente, por lo que incluso opciones más
valiosas se han introducido recientemente y hay
más en camino. Un desarrollo reciente es la llegada
del almacenamiento de datos en la nube, lo que
proporciona otra opción conveniente para acceder a
los datos sobre los ductos y hacer copias de seguridad.
Otra nueva tendencia: opciones móviles
que permiten a los operadores realizar
tareas relacionadas con el PIMS desde sus
dispositivos portátiles. La tecnología es similar
a los productos para el consumidor que
permiten a las personas encender el automóvil
desde adentro de sus casas en un día frío. Un
programa móvil de PIMSS incluso le permite
solicitarle al sistema que evalúe un nuevo
conjunto de datos mientras está camino a la
oficina.
Pero Kirkwood advierte a los usuarios
que no se dejen deslumbrar demasiado rápido por la
tecnología de PIMSS.
Antes de comprar un sistema, es esencial
comprender exactamente qué se está comprando y qué
es capaz de hacer y qué no. El PIMSS, por ejemplo,
proporciona “fotos instantáneas”
del estado de los ductos, pero
la tecnología actual no explota
los conceptos de “grandes
cantidades de datos” que pueden
analizarse para identificar
patrones o tendencias mayores.
Preciso y alineado:
el panorama completo
Para sacar el mayor provecho de la tecnología
de PIMSS, y la gestión del PIMS en general, los
operadores no solo deben recopilar datos, sino
también tomar medidas para asegurarse de que están
obteniendo datos precisos y alineados. En otras
palabras, todas las piezas del rompecabezas deben
tener sentido cuando se unen y mostrar exactamente
lo que está sucediendo dentro del sistema de ductos.
En la mayoría de los casos, la alineación requiere
un esfuerzo adicional, dado que la información que
los operadores reúnen acerca de sus sistemas de ductos
comúnmente se obtiene de múltiples fuentes. Poner
todo junto para obtener un panorama completo que
muestre el ducto, los riesgos y las mejores medidas
para gestionarlo puede resultar un poco difícil. Y si
las compañías necesitan asistencia en esta área, los
proveedores de servicios especializados, como T.D.
Williamson, están disponibles para guiarlos.
“Imagínese tener dos hojas de papel de calcar”,
dice Kirkwood. “En una hoja, tengo el ducto, y en la
otra, tengo las fallas. Pongo una sobre la otra e intento
superponerla para ver dónde se encuentran todos las
fallas en mi ducto. Sin embargo, el problema es que
las hojas son de dos tamaños diferentes, entonces el

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ducto no encaja en las fallas o las fallas no encajan
en el ducto”.
No obstante, existen tecnologías como la
plataforma de inspección interior de ductos Multiple
Dataset (MDS) que recopila conjuntos de datos sobre
la integridad de los ductos simultáneamente desde
una sola fuente, incluyendo información esencial
sobre corrosión, abolladuras, fallas de fabricación,
cambios de material y demás.
“Con plataformas como estas, obtiene una
alineación absoluta porque todo viene de la
misma herramienta al mismo tiempo”,
afirma Kirkwood.
Reconocer el valor
Una tendencia emocionante en el PIMS se encuentra
en el área de la reglamentación, en especial en
Europa, donde los gobiernos están otorgando a los
operadores
un papel más
importante en la decisión de cómo proteger la
integridad de los ductos. En lugar de presentarles a
los operadores una larga lista de “qué hacer y qué no
hacer” para evitar fallas en los ductos, cada vez son
más los gobiernos que están pidiendo, “muéstrenme
lo que están haciendo para proteger la integridad de
sus ductos”. El resultado ha sido mayores niveles de
innovación y una mayor apreciación de los muchos
beneficios de los PIMS.
Esta tendencia es alentadora. La práctica de
procesos de PIMS bien diseñados, con la asistencia
de soluciones de software bien elegidas, está
demostrando ser una propuesta de valor agregado
para los operadores de ductos. Cada dato preciso y
alineado que los operadores escogen de sus procesos
de PIMS los ayuda a tomar mejores decisiones,
opciones que en última instancia los ayuda a
lograr sus metas esenciales para la misión de mayor
seguridad en los ductos y una mayor eficiencia.
Las áreas pobladas incluyen tanto
a las áreas de mucha población
(denominadas “áreas urbanas” por la
Oficina del Censo de los Estados Unidos) y
otras áreas pobladas, denominadas por la Oficina
del Censo como “lugar designado”.
Las fuentes de agua potable incluyen esas áreas con
suministro de agua de superficie o pozos, y donde una fuente secundaria de
suministro de agua no está disponible. El área terrestre en la que los líquidos
peligrosos derramados podrían afectar el suministro de agua también se
considera como una HCA (Área de consecuencias importantes).
Áreas ecológicas atípicamente sensibles incluyen ubicaciones donde pueden
hallarse especies en peligro; áreas donde se encuentran múltiples ejemplos
de especies amenazadas y en peligro de extinción que están en los listados
federales, y áreas donde se concentran aves acuáticas migratorias.
HCA para ductos de transporte
de gas natural
Se ha desarrollado una ecuación basada en investigaciones y experiencia que
estima la distancia desde una explosión potencial en la cual podrían ocurrir
lesiones, daños significativos a la propiedad o la muerte. Esta distancia se
conoce como el “radio de impacto potencial” (PIR) y se usa para representar
círculos de impacto potencial.
Los operadores deben calcular el radio de impacto potencial para todos los
puntos a lo largo de sus ductos y evaluar los círculos de impacto correspondientes
a fin de identificar qué población está comprendida en cada círculo.
Los círculos de impacto potencial que contienen 20 o más estructuras para
ocupación humana; edificaciones que alojan a poblaciones con movilidad
reducida; edificaciones que serían difíciles de evacuar (por ej., asilos de
ancianos, escuelas) o edificaciones y áreas externas ocupadas por más de
20 personas en una cantidad mínima específica de días cada año, todos se
consideran como HCA.
y comprimir el gas”, explica Zellou. “La remoción
eficiente de líquidos no solo crea una oportunidad
de ingresos, sino que también ayuda al operador a
minimizar costos”.
“Los operadores ya conocen esta simple
ecuación: ganancias es igual a ingresos menos
costos”, agrega. “El uso de la tecnología para generar
ingresos adicionales y controlar costos hace que el
desarrollo de los yacimientos sea menos sensible a los
vaivenes de los precios y aumenta la rentabilidad”.
Entonces, ¿dónde entra exactamente la
automatización en el cálculo? Para Zellou, entra
tanto en la condición como en la riqueza de un
ducto. Y el impacto potencial es enorme.
Aunque aún está trabajando para poner números
concretos a los beneficios que los operadores de
Eagle Ford pueden acumular, por ejemplo, pasando
al lanzamiento automatizado de marranos (usando
equipamiento que puede programarse en forma
remota para desplegar esferas múltiples o marranos
en forma periódica), las cifras preliminares señalan
ahorros de cientos de miles de dólares.
Y este es el beneficio: los sistemas automatizados
no solo pueden lanzar esferas para capturar LGN
valiosos de forma más eficiente y optimizar el flujo del
producto (esta es la parte de la riqueza mencionada
por Zellou), sino que también pueden despachar
marranos de limpieza de tuberías para eliminar la
parafina, la cera que crea un ambiente donde se
desarrollan microbios letales productores de H2S que
causan la corrosión (la parte de la condición).
La automatización también puede reducir la
purga asociada con la apertura y cierre de puertas
(tapas) durante una operación de limpieza normal
en hasta un 90 %. Y prolonga la vida útil de las
válvulas utilizadas en el sistema debido a que
trabajan menos.
Pero más allá de esos beneficios, el
funcionamiento automatizado sin personal reduce
las horas de trabajo y ayuda a proteger la seguridad
del personal. Y en Eagle Ford, el bienestar de la
fuerza de trabajo se ha convertido en un desafío
significativo.
Esto es porque como la región ha prosperado,
el desplazamiento a lo largo de los caminos angostos
y remotos de Eagle Ford se ha vuelto más peligroso.
Las cuadrillas que necesitan cargar y recuperar
marranos o esferas desde un sistema de limpieza
con marrano no automatizado hacen viajes diarios
a esas líneas, pudiendo tardar hasta siete horas.
Pero con el lanzamiento automático, el personal de
campo está en el sitio de trabajo solamente dos veces
durante todo el ciclo de una semana o más, lo que
reduce significativamente el tiempo de traslado del
personal.
¿Los precios bajos son la nueva
norma?
Se podría decir que para los operadores de gas y
petróleo, no existe eso de vivir en el presente. Incluso
la estructura de fijación de precios de las materias
primas se construye en base a los futuros.
Por lo tanto, ¿qué traerán los años venideros
para Eagle Ford? ¿Qué será lo nuevo normal? Dada
la complejidad del mercado energético global, los
impulsos de la Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEC), y la continua prohibición a las
exportaciones de crudo de los EE. UU., no resulta
fácil predecirlo con total certeza.
Pero sí sabemos esto: la automatización sigue
trayendo nueva vida, condiciones y riqueza a la
región.
Definiciones
de HCA
La economía de la eficienciaVIENE DEL ARTÍCULO PRINCIPAL DE LA PÁGINA 19

28 29
Fije el doble bloqueo
y la herramienta de
monitoreo en el lugar
EN
SECUENCIA
Purgue el lado de presión baja al 50 % del lado de presión alta
Purgue el lado de presión baja a presión ambiente
El mantenimiento de los ductos costa afuera, por lo general, pertenece a
una de estas cuatro categorías: reemplazo de válvula, interconexión,
reparación de riser o protección para izaje de cargas pesadas. Durante
estos tipos de mantenimiento, los operadores utilizan métodos de obturación
interior de ductos no invasivos para proteger a su gente, cumplir con las
normas y mitigar la disminución de producción. La obturación más común es el
método de doble bloqueo y monitoreo con certificación DNV, como se ve aquí.
Cincopasos para la
obturación no invasiva
Método de obturación de
doble bloqueo y monitoreo
con certificación DNV
28
1
2
3
4
5
PRESIÓN
BAJA EN LA LÍNEA
PRESIÓN
ALTA EN LA LÍNEA
PRESIÓN ANULAR
Módulo de monitoreo
y seguimiento
MonitoreadoporDP*MonitoreadoporDP*
MonitoreadoporDP*
*
Presión diferencial
Módulo de
obturador N.o
1
Módulo de
obturador N.o
2
Módulo de
control
Presión anular monitoreada
para verificar ambos sellos Presión en la línea al 50 %
Práctica recomendada por DNV para los criterios
de reparaciones submarinas de ductos (DNV-RP-F113/3):
. Cada barrera debe tener capacidad para retener
la presión de la línea completa
. Sistema de bloqueo independiente
. El sello se debe examinar por separado
. Capacidad para monitorear la
integridad de la línea
. Los sellos deben ser independientes
unos de otros
Por medio del uso de
barreras de obturación operadas de
forma independiente y el monitoreo
continuo, el sistema permite a los
operadores de ductos de alta presión
realizar trabajos de reparación en los
ductos en un entorno seguro, controlado
y monitoreado.

Lo que no puede
dejar de saber.
IVP.
TDW-IVP.com
DESCARGUE ESTE LIBRO ELECTRÓNICO PARA OBTENER INFORMACIÓN.
8
According to PHMSA,
that amounts to
76,000
MILESof gas transmission
pipeline.
The new regulations apply to all steel gas transmission
lines — Class 3; Class 4; all high consequence areas
(HCAs); and Class 1 and 2 pipe in higher risk locations,
also known as moderate consequence areas (MCAs).
Eventually, these regulations will also apply to hazardous liquids pipelines.
Are your
pipelines included?
PHMSA defines ‘Moderate
consequence’ as “an onshore
area that is within a potential
impact circle, containing one
or more buildings intended for
human occupancy, an occupied
site, or a designated Federal
interstate, expressway, or 4-lane
highway right-of-way, and does
not meet the definition of high
consequence area.”
HCA MCA
CLASS 1 1,660 (est.) 24,177
CLASS 2 1,412 (est.) 14,750
CLASS 3 15,854 (est.) 17,097
CLASS 4 752 (est.) 210
TOTAL 19,768 (est.) 56,234
HCAs and Est. MCA Mileage
Total Estimated HCA + MCA Mileage = ~ 76,000 miles
Scope of Proposed IVP Process Estimated to Apply
to Approximately 76,000 miles of GT Pipeline

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