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2 | PANORAMA EJECUTIVOCómo mejorar nuestro juego en la industria del gas y el petróleo

4 | PERSPECTIVA GLOBALPerspectiva sobre la industria alrededor del mundo

6 | ENFOQUE EN LA

TECNOLOGÍA Desarrollando el plan correcto para vencer “lo no inspeccionable”

8 | LA SEGURIDAD IMPORTAAnálisis sobre la licencia social y la construcción de relaciones

10 | PENSAMIENTO FUTUROPromoción de procesos alternativos de prueba de líneas

12 | INFORME DEL MERCADO Cómo beneficiarse de un entorno de bajos precios del petróleo

20 | PUNTOS DE ENCUENTROEventos de ductos, ponenciasy conferencias

28 | EN SECUENCIA5 razones para automatizar la inspección

14 | Pruebas y más pruebasProveyendo un entendimiento más comprensible de la integridad de los ductos al combinar pruebas de presión de eficacia probada con tecnología de inspección interna de ductos de vanguardia.

22 | Seguro y prevención de pérdidasConozca los beneficios adicionales de los programas de prevención de pérdidas que lo ayudarán a optimizar los costos del seguro.

D E P A R T A M E N T O S

EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganJEFE DE REDACCIÓN Waylon SummersDIRECTORA DE ARTE Kat EatonPRODUCCIÓN DE DISEÑO Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinFOTOGRAFÍA Adam Murphy, Scott Miller

T.D. WilliamsonAmérica del Sur y del Norte +1 918 447 5000Europa/África/Medio Oriente +32 67 28 3611Asia Pacífico +65 6364 8520Servicios costa afuera +47 5144 3240www.tdwilliamson.com

¿Desea compartir en nuestra revista su perspectiva sobre cualquier tema?Envíenos un correo electrónico: Innovations@tdwilliamson.com

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La revista Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.

® Marca 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.© T.D. Williamson, Inc. 2015 Se prohíbe la reproducción total o parcial sin permiso.

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PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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EN SECUENCIA

AUMENTO y REDUCCIÓN en las áreas correctas. Siga este ejemplo de cómo un operador del yacimiento de gas de esquistos Eagle Ford implementa la automatización de inspección para aumentar la eficiencia del sistema mientras reduce los costos.

Como el operador pudo cargar varias esferas con anticipación, programarlas y liberarlas automáticamente, requirió menos visitas por parte de los técnicos, lo que significó menos horas de conducción y menores riesgos operativos.

Un año después de haber implementado la automatización de la inspección, el operador redujo las emisiones de metano equivalente a las emisiones de 558 vehículos de pasajeros durante el mismo periodo.

85 % DE REDUCCIÓN EN HORAS/MILLAS

AUMENTO DE LA RENTABILIDAD debido a un marcado mejoramiento de la eficiencia del flujo, como resultado de múltiples opciones de carga de cochinos/herramientas, liberación automática y eliminación sistemática de líquidos.

AHORRO EN SALUD, SEGURIDAD Y MEDIOAMBIENTE gracias a la reducción de riesgos de lesiones durante las operaciones y de la frecuencia de conducción de vehículos; se disminuyeron las

emisiones de metano.

REASIGNACIÓN DE PERSONAL posible, ya que se requieren menos técnicos de campo para lanzar y recibir esferas, cochinos y herramientas de inspección.

DISMINUCIÓN DE LOS COSTOS OPERATIVOS debido a la reducción en el consumo de energía y combustible, mantenimiento y riesgo de cierre de la planta; menor ciclo de válvulas lo que prolonga su vida útil.

REDUCCIÓN PROACTIVA DE LOS COSTOS DE CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS, como la satisfacción de los requisitos del programa de reducción voluntaria de emisiones de metano Natural Gas STAR Methane Challenge de la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los EE. UU.

70 %reducido

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emisiones

de metanoreducidas

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después de la automatización

antes de la automatización

LANZADORES DUALES

ESFERA

No incluye completamente el ahorro en combustible

y energía.

MILLAS EQUIVALENTES A LA CONDUCCIÓN DE 558 VEHÍCULOS DE PASAJEROS DURANTE UN AÑO

riesgo

operativoreducido

LANZAMIENTO AUTOMÁTICO¿Cómo se automatiza la inspección?

» Carga de varias esferas al mismo tiempo

» Controlador lógico programable

» Sistema hidráulico de liberación

La automatización también ofrece los beneficios adicionales de menor uso de la puerta de cierre y ciclo de válvulas.

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razones para automatizar la inspecciónCinco

The Ageing Pipelines Conference is aimed at sharing knowledge and featuring the latest achievements relative to the assessment, use, and maintenance of both high-pressure (cross-country/offshore) transmission and low-pressure distribution ageing gas and oil pipeline systems.

Conference | 7-9 October, 2015Topics will include:• In-line inspection and defect-sizing accuracy• Material properties and test requirements• Code developments: vintage vs new codes• Girth welds: inspection and assessment• Crack-arrest capabilities• Fatigue testing• Routeing issues, third-party damage• Coating properties, cathodic protection, corrosion• Data management• Risk management.

Training courses preceding the conference | 5-6 October, 2015Advanced Pipeline Risk Management with Kent Muhlbauer of WKM ConsultingDefect Assessment in Pipelines with Dr Phil Hopkins of Phil Hopkins Ltd Pipeline Repair, Hot Tapping, and In-Service Welding with Bill Bruce of DNV GL

For more information or to register, visit www.ageingpipelinesconference.com

Register today!

ORGANIZERS

“El bajo rendimiento sumado a las excusas no es igual a buen desempeño. Al cliente no le importa cuál es tu excusa. Simplemente quiere que le resuelvan el problema”.

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Fallé más de 9,000 tiros en mi carrera. Perdí casi 300 partidos... Fracasé una y otra vez en mi vida. Y por eso triunfé. Michael Jordan, leyenda del básquetbol estadounidense

Es poco probable que alguien llame fracasado a Michael Jordan, figura del Salón de la Fama y quizás el mejor jugador de básquetbol. Sin embargo acá está, no solo admite que se equivocó reiteradas veces, sino que también atribuye su éxito a esos tropiezos.

La capacidad de abrirse paso a través de los fracasos, hacerse cargo de los errores y aprender de ellos, es una característica común de los atletas exitosos tanto de los de élite como de los aficionados. Y creo que es igual de importante en la industria de los ductos como en el campo de juego.

En mi experiencia, los equipos de negocios que alcanzan los mayores logros son aquellos que, como Jordan, se rehúsan a ser víctimas. No buscan excusas ni echan la culpa a los demás por su bajo rendimiento. En cambio, buscan arreglar las cosas asegurándose de tener éxito la próxima vez.

El bajo rendimiento sumado a las excusas no es igual a buen desempeño. Al cliente no le importa cuál es tu excusa. Simplemente quiere que le resuelvan el problema.

Sin embargo, “hacerse cargo” no es la única forma que tienen los atletas para mejorar su juego. Podemos aprender de sus otras estrategias también.• Establecer objetivos. Como el corredor que aumenta su ritmo todas

las semanas, el equipo de alto rendimiento también da lo mejor de sí continuamente. Si deben sobreponerse a algún contratiempo, no apuntan a la meta original: eso sería tratar de ponerse a la par. En cambio, se fijan una meta aún mucho más desafiante.

• Concentrarse. Hay un principio económico que dice: “el 80 % de sus resultados proviene del 20 % de sus aportes”. Para lograr grandes objetivos, los equipos exitosos se concentran principalmente en las tres cosas más importantes que podrían impedirles alcanzar sus metas.

• Ejecutar y repetir. Probablemente ha escuchado a los atletas decir que están “en la zona”, cuando su desempeño es excepcional, consecuente y casi automático. En los equipos de negocios, esta sensación surge al establecer una cadencia: lograr las metas del día, de la semana y del mes.

• Creer. Los equipos de alto rendimiento creen en su éxito y lo celebran. Después cambian de expectativas para mejorar todavía más.

No todos pueden tener la destreza física de un atleta del Salón de la Fama. Pero aplicando algunos de los mismos principios que los llevaron a su prominencia, nosotros, como industria, podemos lograr más fácilmente las metas de seguridad y desempeño que compartimos.

LEON WOLMARANSVICEPRESIDENTE DE

FABRICACIÓN GLOBAL Y CADENA DE SUMINISTRO DE

T.D. WILLIAMSON

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Mejora tu juego

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LOS DUCTORS NECESITAN MÁS CERTEZAS EN EL PROCESO DE TRAMITACIÓN DE PERMISOS

Martin Edwards

VICE PRESIDENTE – DIRECTOR DE ASUNTOS LEGISLATIVOS DE LA

ASOCIACIÓN INTERESTATAL DE GAS NATURAL DE LOS ESTADOS UNIDOS

NOTA TÉCNICA SOBRE EL ESTADO DE LAS END

Las buenas prácticas de gestión de integridad de ductos son cruciales para garantizar la seguridad de las operaciones. En la actualidad, la evaluación del estado de los ductos se realiza combinando los datos de una o más tecnologías de sensores para la inspección interior de ductos (ILI), como la fuga de flujo magnético (MFL), y una o más modalidades de medición ultrasónica con algunos muestreos de ensayos de dureza con penetrador en zanja y, potencialmente, una cantidad limitada de pruebas destructivas y de corte.

Lo ideal sería contar con un mapa de parámetros de resistencia local en todos los puntos a lo largo del ducto, similar a aquellos de espesor de paredes, pero con valores de límite de elasticidad, resistencia a la tracción, temperatura de transición y resistencia a la fractura. Actualmente, no se dispone de ninguna tecnología con el fin de incorporarse al juego de herramientas para ILI que pueda proporcionar dichos datos. Durante décadas, la medición no destructiva de las propiedades mecánicas se ha considerado uno de los “Santos Griales” de las pruebas no destructivas (NDT). Ahora, tenemos la esperanza de que algunas tecnologías puedan cerrar (al menos de manera parcial) esa brecha en la caracterización y proporcionar el estado del material para complementar los mapas de defectos.

Varios grupos informaron que cuando se analizan los datos actuales de las herramientas para ILI, por ejemplo para una inspección de MFL, se aprecian diferencias distintivas en la respuesta (como se ven en el color de fondo o el nivel de sonido) entre las secciones de una tubería con diferentes propiedades mecánicas. Resta saber cuál es la importancia de estas diferencias y cómo se cuantifican y además, de qué manera estos indicios (junto con los futuros conjuntos de sensores adecuadamente optimizados) podrían potencialmente proporcionar datos que permitan relacionarlos con las propiedades de la tubería, como el límite elástico, y calcularlas.

Continúa la investigación para identificar las características microestructurales del acero de los ductos que son las más relevantes para determinar las propiedades mecánicas de interés, y para identificar o desarrollar técnicas de medición de las evaluaciones no destructivas (END) para caracterizar estos aspectos, que pueden formar la base para la evaluación del estado de los materiales en la zanja. Se están evaluando varios métodos ultrasónicos y electromagnéticos.

Si desea consultar más información u ofrecerse a proporcionar muestras de acero caracterizado de ductos, póngase en contacto con el Centro de evaluaciones no destructivas de la Universidad Estatal de Iowa – bondlj@iastate.edu.

Leonard J. Bond, F.AAAS., F.Inst.P.DIRECTOR DEL CENTRO DE EVALUACIONES NO DESTRUCTIVAS, UNIVERSIDAD ESTATAL DE IOWA

Perspectiva sobre la industria en todo el mundo

Los operadores de ductos de gas natural interestatales (y sus clientes) necesitan mayores certezas con respecto al proceso de tramitación de permisos si deseamos construir la enorme cantidad de infraestructura necesaria para que la nueva producción nacional pueda satisfacer la demanda creciente. La Asociación Interestatal de Gas Natural de los Estados Unidos (INGAA) apoya firmemente toda legislación que dé transparencia y seguridad al proceso cada vez más extendido de aprobación y tramitación de permisos para el emplazamiento de ductos.

Un estudio de la Fundación INGAA publicado en el 2014 reveló que se necesitaría una inversión de USD 313,000 millones en proyectos de infraestructura para gas, que incluyen ductos, estaciones de compresión, almacenamiento y procesamiento, en los

próximos 20 años, en gran medida para alimentar la creciente generación de electricidad y la demanda industrial. Estos proyectos son absolutamente necesarios para que el público estadounidense pueda disfrutar de los beneficios de un gas natural de uso doméstico económico y abundante y para hacer crecer su economía.

Si bien la Comisión Federal Reguladora de Energía (Federal Energy Regulatory Commission, FERC) es el principal regulador económico de los ductos de gas natural interestatales y determina si el proyecto es de interés público, es necesario tramitar una innumerable cantidad de permisos federales y estatales antes de que se pueda iniciar la construcción de los ductos. El proceso de la FERC funciona relativamente bien, con un buen nivel de certeza, pero la tramitación de esos otros permisos se está convirtiendo cada vez más en fuente de demoras para los proyectos recientes.

El gobierno de Obama recientemente publicó su Revisión Cuatrienal del Sector Energético (Quadrennial Energy Review, QER), que se enfocó en todas las formas de transporte de energía, incluidos los ductos. La QER recomienda una mayor coordinación entre los organismos y una recuperación del costo para la modernización de los ductos, dos cuestiones que nosotros en INGAA apoyamos a ultranza. También apreciamos la convocatoria a que se asignen mayores recursos a los organismos federales claves relacionados con la localización, tramitación de permisos y revisión de los proyectos de infraestructura, incluso los ductos, y el reconocimiento de la necesidad de reformas legales que mejoren la coordinación entre los organismos involucrados en la autorización y tramitación de permisos para los proyectos de infraestructura energética.

Es esencial que la tramitación de permisos y la localización sean eficaces para la construcción de la infraestructura energética que nuestra nación necesita. Esto es igualmente cierto en lo que respecta al cumplimiento de las expectativas ambientales y de seguridad tanto para la infraestructura reciente que debe satisfacer nuevas demandas como para la modernización.

La industria de la transmisión de gas natural continúa trabajando con las autoridades responsables para mejorar el proceso de tramitación de permisos. Esto asegurará que los operadores puedan construir una importante infraestructura energética lo más rápido posible, mientras mantienen las medidas de seguridad apropiadas para proteger al público y al medioambiente.

Mapa y arte global de freevectormaps.com

Estos proyectos son absolutamente necesarios para que el público estadounidense pueda disfrutar de los beneficios de un gas natural de uso doméstico económico y abundante y para hacer crecer su economía.

PerspectivaGlobal

MUESTRAS DE DATOS DE END

Datos de límite de elasticidad – Curva de esfuerzo-deformación

Datos del espesor real de pared (AWT)

Fases múltiples

Datos de límite de elasticidad – Carga vs profundidad

Además de la obstrucción monumental –que había causado la lenta circulación del producto en el mejor de los casos– el ducto hizo caer dos mitos asociados con la imposibilidad de inspección: la antigüedad, construido alrededor de 1970, y un diseño interior con ocho codos de inglete que hacían imposible que los cochinos se desplazaran en la línea, la limpiaran o inspeccionaran.

Para poder superar este verdadero desafío, el operador contrató al proveedor de servicios de integridad de ductos T.D. Williamson, que le brindó una solución de múltiples etapas que incluyó:

• La instalación de lanzadores y receptores de herramientas “cochinos” diseñados a medida en puntos estratégicos a lo largo de la línea;

• La extracción de secciones con codos de inglete y su reemplazo con tuberías que puedan alojar cochinos de limpieza e inspección;

• La pasada de un cochino de calibración para asegurar que las herramientas de limpieza e inspección pudieran sortear el ducto;

• El empleo de técnicas de limpieza progresiva para limpiar la línea con 24 cochinos especialmente seleccionados;

• La inspección interior de ductos con herramientas de alta resolución: tecnología de deformación (DEF) para definir anomalías geométricas, tecnología de fuga de flujo magnético de gas (GMFL) para localizar la corrosión, y unidad de medición inercial XYZ para realizar el mapeo del ducto por GPS;

• La validación y el análisis de los datos.

Debido a que se seleccionaron los cochinos correctos para cada etapa de la limpieza, el ducto quedó inmaculado antes de que se hicieran las pasadas de inspección. Esto significó que las herramientas de inspección interior de ductos pudieron entregar datos de la más alta calidad; información que el operador está utilizando para planificar las reparaciones y otros trabajos.

Pero el aseguramiento de la integridad no fue el único beneficio que obtuvo el operador gracias al programa de inspección.

Según el experto en soluciones de inspección Stephen Miska, el ducto ahora es más productivo (es decir, rentable) y ha aumentado su vida útil.

“El programa de inspección maximizó la cantidad de producto que puede circular a través del sistema y redujo los costos de producción relacionados”, explica Miska. “Y en cuanto a la vida útil, aún los ductos que tienen 30, 40 o 50 años, con limpieza, inspección y controles de corrosión regulares, pueden funcionar sin una limitación de tiempo”.

Como en Don Quijote, es inútil luchar contra enemigos inventados. Pero, tal como sugiere la experiencia de los ductos de Polonia, elegir sabiamente las batallas puede producir resultados extraordinarios.

¿QUÉ COCHINO ELEGIR PARA LOGRAR LA MEJOR LIMPIEZA?

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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

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Quizás haya un poco de don Quijote en todos nosotros.Como la figura literaria española que luchaba contra los molinos de

viento que él confundía con gigantes, todos nosotros luchamos contra enemigos imaginarios, incluso en el mundo real de la integridad de ductos. Por ejemplo, ahora mismo algunos operadores de ductos están preocupados porque sus líneas antiguas no inspeccionables les impedirán cumplir con las extendidas normas reglamentarias sobre inspección interior de ductos.

Pero la idea de que una línea no sea inspeccionable puede ser nada más que una fantasía.

Sí, puede ser difícil inspeccionar ductos: algunos carecen de lanzadores y receptores, y otros poseen problemas de diseño o daños que afectan la inspección. Es posible que algunos otros estén obstruidos con parafina (por ejemplo, el yacimiento de esquistos Eagle Ford) o residuos (volveremos sobre esto más adelante). En el caso de la adquisición de ductos, la falta de registros o las suposiciones acerca de las prácticas de inspección pueden convencer a un operador de que la línea simplemente es imposible de inspeccionar.

Sin embargo, con esfuerzo (reconstrucción, modificación, quizás una buena limpieza) prácticamente no hay ninguna razón para que un sistema de ductos no pueda ser inspeccionable.

Y lograr que sí lo sea puede hacer realidad el cumplimiento de las normas.

La eliminación de acumulaciones no solo hace posible atravesar un ducto de Polonia sino que también lo hace más productivoEn el caso de algunos operadores, la preocupación de que un cochino de limpieza o una herramienta de inspección queden atascados es suficiente para disuadirlos de inspeccionar sus ductos. Después de todo, recuperar una herramienta atrapada es una iniciativa costosa en tiempo y dinero, que puede afectar la producción y el flujo.

El verano pasado, sin embargo, el operador del sistema nacional de transporte de gas de Polonia afrontó sus temores y limpió e inspeccionó una sección de ducto de 28 pulgadas tan atascada que al final se eliminó la sorprendente cantidad de 3.5 TONELADAS de distinta clase de residuos de sus 11 km (6.8 millas) de longitud.

Cómo limpiar las líneas no inspeccionables

Con esfuerzo (reconstrucción,

modificación, quizás una buena limpieza)

prácticamente no hay ninguna razón para que un sistema de

ductos no pueda ser inspeccionable.

Un ducto limpio no solamente puede ayudarlo a cumplir las normas, también puede mejorar el rendimiento y el control de la corrosión, lo que aumenta los ingresos y reduce el riesgo de fugas o rupturas. Pero ¿cómo saber qué cochino elegir?

LOS CEPILLOS MONTADOS SOBRE

RESORTES eliminan los depósitos internos rígidos como las incrustaciones y la corrosión.

LOS DISCOS empujan los sólidos, incluso los residuos, y pueden desplazarse hacia ambos lados.

LAS CUCHILLAS DE URETANO QUE CORTAN CERAS pueden eliminar los depósitos blandos de parafina y lodo.

Aunque se emplean principalmente para sellar el cochino dentro del ducto, LAS COPAS CÓNICAS DE SELLADO HERMÉTICO también se utilizan para limpieza y drenaje.

LAS CONFIGURACIONES A MEDIDA pueden resolver problemas especiales de limpieza: se puede modificar la longitud del cochino y se pueden reacomodar los discos y copas en series específicas. Además, algunos cochinos se pueden modificar para utilizarse en tuberías de paredes muy gruesas o se pueden equipar con transmisores para un mejor seguimiento.

Un sistema de inspección que pueda alojar herramientas para la inspección interior de ductos permite al operador ejecutar un plan de gestión de la integridad completo reconocido por la mayor parte de los organismos reguladores gubernamentales.

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No más caminos pedregosos Cuando se vinculó el brote de listeriosis, una enfermedad potencialmente mortal causada por una bacteria presente en los alimentos, con la fábrica de helados Blue Bell®, la reacción pública fue rápida y segura... y probablemente distinta a lo que uno esperaría.

En lugar de indignarse con la contaminación, que forzó a la empresa a cerrar temporalmente las instalaciones y retirar los productos, florecieron carteles con la leyenda Dios bendiga a Blue Bell como lupines en primavera kilómetros a la redonda de las oficinas principales de la compañía en el sudeste de Texas, Estados Unidos. Los compradores garabatearon homenajes en los avisos de retiro adheridos a las cajas de helados en los congeladores de los supermercados. La respuesta en el Facebook de la compañía ante la imagen de lo que eran en realidad camiones de entrega vacíos despertó casi 20,000 me gusta y se compartió más de 11,000 veces, una efusión de devoción semejante a la de un culto.

La reacción fue especialmente sorprendente dado que se trató de algo más que un pequeño desliz en la seguridad: se cree que el helado contaminado de Blue Bell fue responsable de la muerte de tres personas y enfermó a otras 10 en varios estados.

Entonces, ¿por qué hubo una reacción más marcada de la comunidad frente al retiro de los productos de la marca durante un breve período que frente a las condiciones de insalubridad de la compañía?

Y, más específicamente, ¿qué tendríamos que hacer para que las empresas de ductos lográramos esa misma clase de validación pública?

Dos palabras: licencia social.

Mínimo impacto, máxima seguridadLa licencia social marca el nivel de confianza y aceptación que una compañía ha logrado en su comunidad y en las partes interesadas. En esencia, es lo que el público piensa de uno. En el caso de Blue Bell, obtuvo la licencia social a través de un comportamiento impecable en lo que

respecta a la seguridad para el consumidor, esmerada responsabilidad social empresarial y una imagen de fabricación artesanal bien aceitada durante 108 años.

Pero la licencia social no se aplica solamente a los productos de consumo. De hecho, procurar la licencia social es esencial para los operadores de ductos que dependen del apoyo de las comunidades y gobiernos locales para el logro de los proyectos propuestos. La controversia acerca del ducto Keystone XL ilustra lo dificultoso que es el avance sin la aceptación pública. Y con la gente cada vez más cautelosa con respecto a la seguridad de los ductos, aun cuando el número de incidentes ha disminuido, obtener la licencia social puede parecer el objetivo más difícil de alcanzar.

Pero puede lograrse, según el experto en líneas colectoras y medianas Dr. Abdel M. Zellou. La clave, sostiene, es

“realizar un abordaje proactivo integrado que minimice el impacto en la comunidad y maximice la seguridad de la comunidad durante la construcción y la operación del ducto”.

Como ejemplo, Zellou señala las actividades de Spectra Energy mientras se preparaba para la expansión de 20 millas de los ductos de transporte de gas que unen Linden, Nueva Jersey con Manhattan, Nueva York.

Años antes de comenzar el proyecto, la empresa lanzó una iniciativa informativa que, es de destacar, incluía unos 350 encuentros con grupos comunitarios, ambientalistas y líderes locales. Estos encuentros brindaron la oportunidad para que el público no solo conociera acerca del proyecto, sino también pudiera hacer oír sus inquietudes, principalmente sobre la seguridad, el derecho de expropiación y las interrupciones de tránsito.

Como resultado, Spectra Energy no solo resolvió sino que evitó completamente algunos problemas, por ejemplo, diseñó la ruta evitando pasar por propiedades residenciales y realizó perforaciones horizontales debajo de una autopista interestatal para evitar extensas congestiones viales. Procurando la participación pública y respondiendo a ella, Spectra Energy vio como el apoyo para su proyecto creció considerablemente con el paso del tiempo.

Construcción de la confianza a través del diálogo Con esto no quiero sugerir que la aceptación pública de la ampliación del gasoducto fue total. La aceptación absoluta es una meta inalcanzable, aún para el gusto de Blue Bell que sigue estando sometida a escrutinio por las violaciones al código de higiene.

Pero, según Zellou, incluir a las comunidades en las conversaciones contribuyó en gran medida a que Spectra Energy obtuviera su licencia social.

“La gente tiene derecho a saber que los ductos que atraviesan sus comunidades se operan con seguridad”, afirma. “Mostrarle al público cómo las acciones para evitar peligros logra que haya cero incidentes ayudó a construir la confianza, lo que finalmente conduce a la licencia social”.

Es posible que la industria de los ductos nunca logre la misma clase de fidelidad que el helado de menta con chispas de chocolate. Pero al satisfacer las expectativas del público, los operadores de ductos encontrarán que el camino hacia el apoyo de la comunidad y la licencia social es mucho menos pedregoso.

L A S E G U R I D A D I M P O R TA

De qué manera la obtención de la

licencia social puede facilitar el camino a los operadores de ductos.

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En el ecosistema operativo, todos están involucrados en la obtención de la licencia social

La licencia social normalmente hace referencia a la aceptación o aprobación por parte de la comunidad local de un proyecto de una compañía o una presencia continua en una zona. Si bien no forma parte de los permisos formales o del proceso regulatorio, obtener la licencia social se considera obligatorio para el desarrollo de recursos, transporte, producción y distribución de hidrocarburos.

La licencia social existe fuera de todo proceso normativo formal. Los organismos no la conceden; los negocios deben ganársela.

Pero los organismos reguladores desempeñan un papel importante para ayudar a los operadores de ductos a promover la licencia social. Según el experto en líneas colectoras y medianas Dr. Abdel M. Zellou, las compañías de servicios, los operadores de líneas medianas y los organismos reguladores todos forman parte de una red interdependiente que hace que los ductos sean el modo más seguro de transportar hidrocarburos. Significa que cada uno de ellos ayuda a formar la opinión y la aceptación públicas.

Zellou dice que, para los operadores de ductos, obtener la licencia social “es una necesidad, no una opción”. También señala que el trabajo conjunto es necesario para que el ecosistema alcance un equilibrio.

“Si hay inquietudes sobre la seguridad, no podemos tirar la pelota afuera y culpar a alguien más”, dice Zellou. “Las personas deberían poder confiar en que todos están haciendo lo correcto, en cada etapa”.

COMUNIDADES

ORGANISMOS REGULADORES

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Los operadores costa afuera procuran

evadir las pruebas hidrostáticas mediante

procesos alternativos de prueba de líneas.

Si los gobiernos involucrados lo aprueban, el proyecto de ductos multipropósito en aguas profundas entre Omán e India (OIDMPP) de USD 5,600 millones podría transformarse en el ducto costa afuera más largo y más profundo del mundo. Esta enorme línea se extenderá a lo largo de 1,600 km (994 millas) entre Omán e India sobre el lecho del mar Arábigo, transportando gas natural y otros productos derivados del petróleo desde Medio Oriente hasta la India a profundidades mayores que 3400 metros (11,154 pies).1

Es un proyecto ambicioso que requerirá medidas de prueba de líneas meticulosas para identificar los defectos antes de que resulten una amenaza para la seguridad humana o produzcan daños medioambientales y económicos generalizados.

Los operadores normalmente realizan pruebas de máxima presión de operación permitida (MAOP) en los ductos de petróleo y gas nuevos llenando las líneas con agua de mar tratada con inhibidores y aumentando la presión para ver si se presentan fugas o fallas. Este proceso, conocido como prueba de presión hidrostática o simplemente, prueba hidrostática, se utiliza desde la década de 1950 por exigencia de los organismos reguladores de todo el mundo antes de poner en servicio los ductos.

Décadas después, todavía se considera que esta prueba es extremadamente efectiva y valiosa. Pero imagine los desafíos que presenta la prueba hidrostática en un proyecto submarino de la escala de la línea entre Omán e India; desde la localización de fugas hasta la disposición de 500 millones de litros de agua

marina tratada con inhibidores químicos. Y si bien este es un ejemplo algo impresionante, aún los proyectos relativamente más pequeños pueden presentar desafíos similares, especialmente en aguas profundas.

Ningún actor de la industria cuestiona la importancia de identificar y abordar los defectos antes de que los ductos comiencen a funcionar. La cuestión es: cuando se consideran los costos y desafíos relacionados con la prueba hidrostática submarina, ¿hay otra forma de lograr lo mismo?

Una cantidad cada vez mayor de operadores submarinos y empresas de construcción dicen que hay otra manera: han estado solicitando a los organismos reguladores que les permitan evadir la prueba hidrostática e implementar un proceso de prueba de línea alternativo.

Y poco a poco, la industria parece estar aceptando alternativas a la prueba hidrostática. Los organismos reguladores han otorgado exenciones en varios casos siempre que los operadores puedan realizar pruebas alternativas que garanticen la seguridad. Y estos organismos pueden ser aún más receptivos en los próximos años cuando los métodos alternativos que se han aprobado de manera limitada, demuestren ser más confiables.

GRANDES BENEFICIOS, ALTO PRECIO

Peter Carr, gerente de Riesgo, Confiabilidad e Integridad de Activos para INTECSEA en Houston, Texas, y Ian Nash, director de Operaciones y Adquisición de Negocios de Peritus International Ltd. en Woking, Inglaterra, exploran la posibilidad de eliminar las pruebas hidrostáticas antes de la puesta en servicio de los ductos submarinos en su ponencia del 2014, “Eliminación de la prueba hidrostática antes de la puesta en servicio de los ductos de gas de aguas profundas” (“Eliminating the Precommissioning Hydrotest for Deepwater Gas Pipelines.”)

“Al comienzo, las fallas en las pruebas eran comunes y, estos ensayos tenían un valor considerable para identificar los defectos antes de poner en servicio los ductos”, señalan los autores.

Carr y Nash reconocen que la prueba hidrostática todavía sigue siendo la mejor opción en ciertos casos, especialmente si un equipo de construcción tiene dudas respecto de la integridad de su nueva línea.

“Si se elimina la prueba hidrostática, el ducto puede fallar cuando se lo lleve a presión operativa por primera vez”, expresan Carr y Nash. “Los costos de una falla en esta etapa del proyecto pueden ser considerables en función de los mayores costos de reparación como también de las pérdidas y los aplazamientos de la

producción. A menos que uno esté muy seguro de que una prueba hidrostática no revelará defectos, puede ser prudente seguir realizándola”.

Los beneficios de la prueba hidrostática, sin embargo, pueden resultar sumamente costosos en un ambiente submarino. Si la prueba desencadena fallas, por ejemplo, el proceso de extraer y reemplazar una sección de la tubería en el lecho marino es considerablemente más complejo, costoso y lento que si se tratara de una tubería en tierra. Además, están los riesgos propios de los ductos de gas que se extienden a lo largo del lecho marino.

“El lecho marino es ondulado”, dice George Lim, director de Desarrollo del Mercado Costa Afuera para T.D. Williamson (TDW). “No es recto ni está nivelado, hay rocas y hasta formaciones montañosas, entonces, una vez que se tiende el ducto, hay tramos donde la línea no queda apoyada”.

Cuando una línea de gas pesada, llena de agua, se tiende sobre el lecho rocoso, hay tramos que no quedan apoyados; esos tramos pueden experimentar una tensión excesiva.

Y este es solamente uno de los problemas de los ductos submarinos. Desechar el agua que se utiliza para las pruebas hidrostáticas, a menudo contaminada con productos químicos, es costoso y lento.

TRABAJOS EN EJECUCIÓN

A estas alturas, la industria de los ductos submarinos realmente no cuenta con una “guía básica” para el desarrollo de programas de pruebas de línea alternativos, porque los organismos reguladores todavía deben establecer las prácticas recomendadas para el proceso en su conjunto. Sin embargo, DNV GL, que ha creado una cantidad de normas, especificaciones de servicios y prácticas recomendadas en conjunto con la industria de los ductos y que cuenta con reconocimiento internacional, ha desarrollado una norma a fin de aprobar las solicitudes de exención para uso de los organismos reguladores de todo el mundo.

Esta norma, la DNV-OS-F101*, enumera varios requisitos para otorgar las exenciones que incluyen:

• Cumplimiento de los requisitos para la prueba de presión en planta.

• Establecimiento de un régimen de pruebas e inspección para el sistema de ductos submarinos en su totalidad y demostración de que proporciona el mismo nivel de seguridad que la prueba de presión del sistema.

Podría haber nuevas exenciones para las PRUEBAS HIDROSTÁTICAS EN LOS DUCTOS DE AGUAS PROFUNDAS

P E N S A M I E N T O F U T U R O

CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

Proyecto de ductos multipropósito en aguas profundas entre Omán e India (OIDMPP)

Recalada de Omán

Recalada de Guyarat

Recalada de Irán

1 Nota del editor: El proyecto de ductos submarinos entre Omán e India descrito en este artículo es la reencarnación del postergado Proyecto de ductos de aguas profundas entre Medio Oriente e India.

*Consulte todas las normas DNV GL en www.dnvgl.com/rules-standards.

PÁGINA 14: Conozca más acerca de las pruebas

hidrostáticas en el artículo principal PRUEBAS Y

MÁS PRUEBAS.

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POR EL DR. ABDEL M. ZELLOU.DIRECTOR DE

DESARROLLO DE MERCADO, LÍNEAS MEDIANAS Y COLECTORAS

DE T.D. WILLIAMSON

viendo ahora. Las empresas de líneas medianas probablemente continúen consolidándose mientras expanden sus asociaciones de servicio estratégicas. Y, como en el sector de extracción y producción, cuando comience a enfocarse en sus productos principales, los proveedores de servicios estratégicos comenzarán a desempeñar un papel más integrado en el desarrollo de tecnología.

Históricamente, los operadores han trabajado con compañías de servicios de ductos cuando necesitan soluciones específicas, de menor escala, como la aislación y bypass para reparar un sector corroído del ducto. Una mayor asociación con empresas de servicio, sin embargo, provocará un cambio en proyectos de mayor escala y facilitará contar con soluciones más integrales más allá de las necesidades inmediatas o a corto plazo. En este nuevo clima económico enfocado en la subcontratación, los sectores de servicio y líneas medianas trabajarán en conjunto para afrontar desafíos más importantes tales como lograr mayor eficiencia en redes completas de ductos.

Los proveedores de servicios se ajustarán a este nuevo paradigma, en parte, proporcionando I+D directamente a los operadores del sector de líneas medianas. De manera similar al cambio experimentado para enfocarse en las principales áreas de especialización, la subcontratación de I+D simplemente tiene sentido desde el punto de vista económico: al brindar I+D a múltiples operadores, las compañías de servicios ampliarán su tecnología y la proporcionarán a costos totales menores.

Por ejemplo, un ingeniero de I+D que trabaja para Exxon solo produce tecnología para esa compañía. Pero si ponemos a ese ingeniero en una compañía de servicios de ductos, ahora está realizando I+D para el beneficio de

toda la industria, no de una sola empresa. El costo se distribuye, múltiples operadores obtienen acceso a la última tecnología y todo por una fracción de lo que costaría desarrollar esa tecnología dentro de la compañía.

Este cambio hacia asociaciones enfocadas en las soluciones y subcontrataciones aumentará la eficiencia general de la industria del gas y el petróleo, y resultará más fácil y más rentable afrontar los desafíos y superarlos en áreas

tales como higiene, seguridad, integridad de ductos, aseguramiento de flujo, reglamentación y relaciones con la comunidad.

A medida que avance la industria, espero que estas asociaciones fortalezcan ambos sectores a través de progresos tecnológicos más rápidos y más eficientes.

Dado que el precio del petróleo permanece bajo, la mayor parte de los operadores están buscando maneras de reducir los costos para seguir siendo rentables. Pero unos pocos entendidos están gastando más en realidad... comprando a la competencia. En el primer trimestre del 2015, gigantes de los ductos como Kinder Morgan y Energy Transfer Partners gastaron miles de millones en adquisiciones con la esperanza de dar mejor uso a sus activos.

Energy Transfer Partners, por ejemplo, demostró que los competidores más sólidos pueden prosperar en este entorno de precios bajos. Aunque el operador de líneas medianas realizó una serie de adquisiciones estratégicas antes del colapso del petróleo, fue su fusión de USD 18,000 millones con Regency Energy Partners en enero del 2015 (seis meses después del colapso) la que demostró la fortaleza de la compañía.

En el primer trimestre del 2015, se registró un total de 32 fusiones y adquisiciones en el segmento de líneas medianas por un total de USD 30,700 millones. Lo que estamos viendo aquí es la típica consolidación de la industria durante la época de precios bajos del petróleo. Es una situación sorprendentemente familiar, una que ya viví durante mi época en el sector de extracción y producción en una empresa francesa de gas y petróleo durante las décadas de 1990 y del 2000. En un momento en la que la eficiencia económica significa todo, este sector se consolidará, se enfocará y se asociará.

Una breve historia de supervivencia a la recesión Antes de las décadas de 1990 y del 2000, las organizaciones de exploración y producción se dedicaban a mucho más que a estas dos actividades; eran negocios centralizados, manejaban todo dentro de la compañía desde la investigación y el desarrollo (I+D) hasta la refinación y la distribución. Cuando cayó el precio del petróleo, grandes empresas como BP y Total adquirieron otras compañías más pequeñas (y más grandes también).

Con esa consolidación llegó una nueva perspectiva de sentido común respecto de la economía que comenzó a cambiar completamente la industria. Las grandes empresas dedicadas a la extracción y producción comenzaron a enfocarse en sus principales áreas de especialización: gestión de activos (es decir, gestión de los campos de gas y petróleo). Todo lo demás (servicios de perforación, inspección, cumplimiento de normas) fue subcontratado.

Básicamente, la industria del gas y el petróleo comenzó a aplicar los principios económicos fundamentales del intercambio: enfóquese en lo que hace bien e intercambie con los demás para mejorar la efectividad.

La economía de la subcontrataciónEn mi experiencia, el sector de líneas medianas sigue la tendencia del sector de extracción y producción con un retraso de 20 años; y esto es lo que estamos

Los beneficios económicos de la consolidación, el enfoque y la asociación

I N F O R M E D E L M E R C A D O

En respuesta al mercado actual, el objetivo más importante de la industria es aumentar la eficiencia de la forma más segura posible, en cualquier punto a lo largo de la cadena de producción. Cuanto más eficientes sean los procesos de producción, más puede caer el precio del petróleo antes de que haya que decir basta.

Para las líneas medianas, la optimización del flujo y la reducción de los costos operativos y de mantenimiento son los pases para la eficiencia.

Para lograr estos objetivos, las organizaciones de líneas medianas buscan proveedores de servicios que puedan ayudarlos a crear una solución completa para su ducto específico. Un ejemplo es implementar un sistema de inspección de ductos automático para reducir los costos asociados con el personal, la higiene, la seguridad y el medioambiente (HSE), el mantenimiento y la reglamentación a la vez que aumenta el rendimiento.

LOS PRECIOS BAJOS DEL PETRÓLEO Y SU EFECTO EN LÍNEAS MEDIANAS

Dr. Abdel M. Zellou.

... a medida que el sector [de líneas medianas] comience a enfocarse en sus productos principales, los PROVEEDORES DE SERVICIOS ESTRATÉGICOS comenzarán a desempeñar un papel más integrado en el desarrollo de tecnología.

Consulte más información en EN SECUENCIA en las páginas 28 y 29.

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Es casi imposible hablar de la integridad de ductos sin hacer referencia a las pruebas de presión, como se las ha venido ejecutando de alguna forma u otra desde la década de 1950. En su forma más primitiva, los operadores usaban gases inertes como el nitrógeno para realizar pruebas de integridad de los ductos; una década después el trabajo de Battelle, el centro de investigación y desarrollo con sede en Columbus, Ohio, sentó las bases para la utilización de pruebas hidrostáticas que permiten establecer la máxima presión de operación permitida (MAOP) para los ductos de gas natural.

La prueba hidrostática implica llenar un ducto con agua y luego elevar su presión interna para establecer un margen de operación seguro. El proceso también identificará fugas si hay defectos importantes de fabricación, construcción u operación. Es una clase de ensayo único en el sentido de que la falla en el ducto, si bien no es exactamente un resultado deseable, es mejor que otros: por razones evidentes, es preferible que un ducto presente fugas o rupturas durante la prueba hidrostática a que falle cuando transporta producto.

Cuando se formalizaron los fundamentos técnicos para la gestión de la integridad a principios de la década del 2000, la prueba hidrostática fue reconocida como uno de los tres métodos de evaluación para verificar la integridad de los ductos en áreas de alta consecuencia (HCA); las otras son la inspección interior de ductos (ILI) y la evaluación directa.

Pero ¿las pruebas hidrostáticas seguirán desempeñando un papel clave en los próximos años?

PRUEBAS YMÁS PRUEBAS

Las pruebas de presión y la inspección interna de ductos profundizan el conocimiento

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Sin dudas, la prueba hidrostática seguirá siendo el método principal para establecer la MAOP para el gas natural y la máxima presión de operación (MOP) para los ductos de crudo y otros productos. Después de todo, es difícil discutirlo con los clarísimos resultados de aprobado/desaprobado del método y sus sólidos antecedentes. Al mismo tiempo, sin embargo, la prueba hidrostática no es perfecta: a pesar de todas sus ventajas, también posee su propio conjunto de desventajas. A medida que las nuevas tecnologías y métodos de evaluación entran en escena, y Estados Unidos se prepara para infundir confianza en sus antiguos ductos de productos, crudo y gas natural, la industria del gas y el petróleo está analizando de cerca las pruebas hidrostáticas y considerando lo bueno, lo malo y las alternativas.

Confianza e información irrefutable: los beneficios de la prueba hidrostática Uno de los mayores beneficios de la prueba hidrostática es que brinda a los operadores información instantánea e irrefutable acerca de los defectos críticos, señala Jerry Rau de la consultora de energía RCP Inc. con sede en Houston, Texas.

Antes de que Rau iniciara su carrera como consultor en RCP después de jubilarse, trabajó durante cuatro décadas en la industria del gas y el petróleo; la mayor parte de ese tiempo se dedicó a la gestión de la integridad y el control de la corrosión. Conoce exactamente la importancia de identificar y reparar los defectos críticos de los ductos (aun cuando la

identificación de estos defectos implique la falla del ducto).

Otro beneficio de la prueba hidrostática: es ampliamente considerada como un método probado y confiable de verificar la MAOP y comprobar la integridad de los ductos. Como explica Mark Hereth, consultor especialista en ductos/gas y petróleo de The Blacksmith Group, la aceptación universal del método se debe a la confianza: hay más datos que evidencian que la prueba hidrostática es efectiva y confiable. Existe una extensa biblioteca de historias de éxito a la que se puede recurrir. Y esto significa que, aunque ha habido un considerable y creciente interés en explorar otros métodos, la cuestión no es tan simple. Cuando se trata de demostrar que existen alternativas a la prueba hidrostática, “la carga de la prueba recae sobre los operadores y las compañías de gas y petróleo”, apunta Hereth.

Esto plantea una pregunta importante: ¿por qué la industria debería molestarse en explorar alternativas o métodos complementarios para comprobar la integridad de los ductos y establecer la MAOP?

¿Por qué complicar las cosas al abandonar una prueba que ha sido leal y confiable durante décadas? Tiempo, agua y dinero: desventajas de la prueba hidrostáticaLa prueba hidrostática es confiable, precisa y universalmente aceptada, pero lleva tiempo (especialmente cuando se la realiza en un ducto que ya está funcionando). El proceso requiere sacar de servicio el ducto en funcionamiento durante

el período de prueba; el lapso exacto puede variar desde un par de días a varias semanas, dependiendo de múltiples factores, entre ellos, la antigüedad del ducto, el propósito de la prueba y la presencia de fallas. Desde el punto de vista del operador, esto significa esencialmente cerrar la “caja registradora” y causar potenciales inconvenientes a los clientes hasta que finaliza la prueba, se reparan las fallas y se vuelve a probar el ducto.

¿Otra desventaja? No se puede hacer sin agua… se requiere mucha agua.

En comparación con los operadores de otras zonas como por ejemplo, los áridos desiertos de Medio Oriente o los pantanos congelados de Siberia, a los operadores de Norteamérica normalmente les resulta más fácil conseguir agua para la prueba hidrostática. Aún en los lugares propensos a la sequía como el oeste de Texas o California, por lo general hay alguna manera de obtener agua, aunque podría costar un poco más enviarla o transportarla. Pero llevar agua al sitio de la prueba es solamente la mitad de la batalla.

“Una vez que se realiza la prueba, hay que retirar el agua del ducto”, señala Rau. “Luego hay que analizar el agua y puede ser necesario filtrarla o tratarla antes de almacenarla o restituirla. Esto puede ser lento y resultar costoso”.

Y luego, está la desventaja más evidente: la prueba hidrostática es intencionalmente destructiva. Sin embargo, para los ductos más antiguos, esta desventaja es una especie de beneficio. Después de todo, si una línea antigua va a fallar, sería ideal que lo haga durante la prueba hidrostática, cuando no hay riesgos de daños a las personas o al medioambiente ni pérdidas de producto. En cuanto a las fallas, son en realidad el mejor de los casos, ya que constituyen una oportunidad para encontrar y reparar problemas antes de que se conviertan en costosos desastres.

Ductos antiguos:cómo garantizar la integridad y la seguridadEn los últimos años, un puñado de fallas muy publicitadas ocurridas en ductos antiguos captaron la atención internacional tanto de los actores de la industria como del público en general. Los incidentes, aunque son bastante raros, renovaron el interés

sobre el aseguramiento de la integridad y la futura operatividad de los ductos más antiguos de Estados Unidos, particularmente los 290,000 km (180,000 millas) aproximadamente de ductos terrestres de transporte de gas natural instalados antes de 1970, cuando el Departamento de Transporte de los Estados Unidos (U.S. Department of Transportation, DOT) y la Oficina de Seguridad de Ductos (Office of Pipeline Safety, OPS) publicaron las normas para la ejecución de pruebas de presión hidrostática de las líneas de transporte de gas natural.

El Código de Normas Federales (Code of Federal Regulation, CFR), título 49, artículo 192 (“Transporte de gas natural y otros gases por ductos: estándares federales mínimos de seguridad” [Transportation of Natural and Other Gas by Pipelines: Minimum Federal Safety Standards]) entró en vigencia en noviembre de 1970 y exigió que se sometiera a todos los ductos de transporte nuevos a ocho horas de prueba de presión hidrostática para validar la MAOP.

Las líneas de transporte instaladas antes de 1970, sin embargo, fueron exceptuadas de este nuevo requisito: en lugar de realizar la prueba hidrostática en las líneas antiguas, los operadores podían utilizar el desempeño pasado para determinar la MAOP. Según esta cláusula de exención, era posible determinar la MAOP para los ductos anteriores a 1970 analizando la máxima presión de operación durante los cinco años anteriores a la entrada en vigencia de la nueva norma. En tanto los ductos anteriores a 1970 hubiesen funcionado de forma segura entre 1965 y 1970, no era necesario realizar la prueba de presión hidrostática. Pero, a medida que los ductos exceptuados en los Estados Unidos siguen envejeciendo, legisladores, grupos industriales y operadores siguen buscando la mejor manera de garantizar la seguridad e integridad de los ductos (y evitar futuras fallas).

Una respuesta a estas inquietudes fueron las inminentes normas para el proceso de verificación de la integridad (Integrity Verification Process, IVP) de la Administración de Seguridad de Ductos y Materiales Peligrosos (Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA). Según el IVP, es necesario realizar la prueba hidrostática para verificar la MAOP en los ductos exceptuados anteriores a 1970, como también en los ductos de cualquier antigüedad sin

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“LOS MÉTODOS ALTERNATIVOS Y LASNUEVAS TECNOLOGÍAS (USADOS INDIVIDUALMENTE O EN COMBINACIÓN CON PRUEBAS HIDROSTÁTICAS) PUEDEN CONTRIBUIR A PROPORCIONAR UN PROCEDIMIENTO MÁS INTEGRAL QUE PERMITA A LOS OPERADORES IDENTIFICAR Y ABORDAR LOS PROBLEMAS POTENCIALES”.

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registros o con registros incompletos de las pruebas (este es un punto especialmente importante, ya que muchos datos sobre los ductos se perdieron durante el cambio de registro en papel a electrónico a fines de la década de 1990).

Otra respuesta es el artículo 23 de la Ley del 2011 de Seguridad de Gasoductos, Certeza Normativa y Generación de Empleos (Pipeline Safety, Regulatory Certainty, and Job Creation Act), que exige a los operadores “confirmar la resistencia del material de los ductos de transporte de gas natural no probados con anterioridad en áreas de alta consecuencia y hacerlos funcionar a una presión mayor del 30 % del límite de elasticidad mínimo especificado”. Todavía se están evaluando métodos de prueba aceptables para cumplir con el artículo 23 y se espera que la PHMSA publique un conjunto final de normas sobre pruebas a finales de este año. Es probable que la prueba hidrostática esté entre los métodos aprobados.

Pero es posible que no sea el único. Los métodos alternativos y las nuevas tecnologías (usados individualmente o en combinación con pruebas hidrostáticas) pueden contribuir a proporcionar un procedimiento más integral que permita a los operadores identificar y abordar los problemas potenciales antes de que se salgan de control.

“Si hacemos esto, podemos evitar aquello”: prueba hidrostática, inspección interior de ductos y el futuro de la integridad de los ductosJerry Rau indica que la respuesta a las inquietudes acerca del envejecimiento de los ductos es similar a lo que ocurre en cualquier industria después de un incidente importante como un accidente aéreo o el descarrilamiento de un tren.

“Lo que sucede en muchas industrias es que hay alguna clase de accidente y luego, después de una investigación, se determina que el accidente era, al menos, en parte, evitable”, sostiene Rau. “Entonces, se dice: ‘Si hacemos esto, podemos evitar aquello’”.

Y en el caso de los ductos anteriores a 1970, la industria del gas y el petróleo en su conjunto todavía no se pone de acuerdo acerca de la mejor manera de evitar el peor de los casos. En la industria, todos quieren lo mismo: evitar accidentes y garantizar la seguridad de los trabajadores de los ductos, del público y del medioambiente.

Rau se apresura a señalar que el objetivo de la prueba de integridad no es ahorrar tiempo y dinero: es garantizar la seguridad. Los operadores lo comprenden y por eso, están dispuestos a cerrar sus “cajas registradoras” durante el tiempo que sea necesario. Al mismo tiempo, sin embargo, puede ser frustrante para los operadores que terminan atrapados en un círculo de pruebas.

“La prueba está diseñada para hacer que el ducto falle si hay defectos, y, en muchos casos, no se sabe cuántos defectos existen y entonces, se terminan ejecutando múltiples pruebas de presión”, señala.

“He visto casos en las que el proceso llevó meses porque había 20 o 30 fallas. Esto puede ser preocupante dada la pérdida de ingresos y el dinero gastado”.

Una forma de cortar este círculo es identificando los potenciales problemas antes de realizar la prueba hidrostática. Esta es un área en que la prueba de presión hidrostática está en desventaja: si bien puede mostrar defectos críticos en forma de fallas, realmente no puede predecir defectos subcríticos, la clase de defectos que podrían no aparecer durante la primera prueba hidrostática, pero que en cambio, podrían hacerlo durante la repetición de la prueba o, peor aún, después de completadas todas las pruebas, cuando la línea está nuevamente en funcionamiento. Es por esto que la evaluación de la integridad de los ductos no es un proceso de un solo paso. Los operadores combinan la información de mantenimiento y las operaciones críticas y utilizan prácticas de gestión de riesgo para determinar si se deben realizar evaluaciones adicionales y cuándo hacerlas.

Entonces, ¿cómo se garantiza que los ductos antiguos sean seguros y operables (sin que demoren meses ni que haya que repetir las pruebas)? Es una pregunta que las organizaciones y los expertos de la industria han tratado de responder invirtiendo mucho dinero y horas de investigación.

En el 2013, la Asociación Interestatal de Gas Natural de los Estados Unidos (INGAA) publicó un informe oficial titulado “Consideraciones técnicas, operativas, prácticas y de seguridad de las pruebas de presión hidrostática en ductos ya existentes” (Technical, Operational, Practical, and Safety Considerations of Hydrostatic Pressure Testing Existing Pipelines). Este informe se anticipa a las nuevas normas federales para ductos antiguos, con el objetivo de ayudar a los operadores y organismos reguladores a identificar las mejores prácticas para verificar la MAOP y la resistencia de los materiales de estos ductos.

Una recomendación del informe de la INGAA es combinar la inspección interior de ductos (ILI) y la prueba hidrostática para “identificar potenciales puntos de falla”, especialmente si el ducto en cuestión tiene antecedentes “importantes” de fugas o daños.

La realización de la ILI antes de la prueba hidrostática puede proporcionar a los operadores información valiosa acerca de los defectos críticos y subcríticos. Los operadores pueden emplear estos datos para efectuar reparaciones en los dos tipos de defectos antes de comenzar la prueba hidrostática, lo que puede reducir la probabilidad de que un ducto antiguo necesite varias series de pruebas. Más aún, se puede realizar la ILI sin sacar de servicio el ducto, lo que es una buena noticia tanto para clientes como para operadores.

Ilustración de defectos tipo grieta que pueden desaprobar/pasar la prueba de presiónINQUIETUDES SOBRE LA SEGURIDAD

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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

NOVIEMBRE DEL 2015OCTUBRE DEL 2015

4 al 6 1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and Petrochemical Logistics

Veracruz, México

17 y 18 Operational Pipeline Pigging Aberdeen, Escocia, Reino Unido

17 al 19 Peru Oil & Gas Congress Lima, Perú

5 al 9 Ageing Pipelines Conference Ostende, Bélgica

6 al 9 St. Petersburg International Gas Forum San Petersburgo, Rusia

13 al 15 Road Expo Moscú, Rusia

17 al 20 Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

Gold Coast, Queensland, Australia

21 y 22 Offshore Pipeline Technology Asia Kuala Lumpur, Malasia

21 y 22 Offshore Technology Days Stavanger, Noruega

25 al 27 DUG Eagle Ford San Antonio, Texas, EE. UU.

26 al 29 ASNT Annual Conference Salt Lake City, Utah, EE. UU.

1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and

Petrochemical Logistics 4 al 6 de NOVIEMBRE | Veracruz | México

Peru Oil & Gas Congress17 al 19 de NOVIEMBRE | Lima | Perú

Ageing Pipelines Conference5 al 9 de OCTUBRE | Ostende | Bélgica

Offshore Pipeline Technology Asia 21 y 22 de OCTUBRE | Kuala Lumpur | Malasia

DUG Eagle Ford 25 al 27 de OCTUBRE | San Antonio, Texas | EE. UU.

ASNT Annual Conference26 al 29 de OCTUBRE | Salt Lake City, Utah | EE. UU.

Indica que TDW presentará un caso en este evento.

St. Petersburg International Gas Forum6 al 9 de OCTUBRE | San Petersburgo | Rusia

Road Expo13 al 15 de OCTUBRE | Moscú | Rusia

Offshore Technology Days 21 y 22 de OCTUBRE | Stavanger | Noruega

Operational Pipeline Pigging17 y 18 de NOVIEMBRE | Aberdeen, Escocia | Reino Unido

Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

17 al 20 de OCTUBRE | Gold Coast, Queensland | Australia

Stavanger, Noruega

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Seguro y prevención de

pérdidas¿Alguna vez solicitó la cotización del seguro de su hogar? En algún momento, un vendedor o un sitio web probablemente le haya preguntado si tiene alarma antirrobo, detector de humo o cerraduras de seguridad en su propiedad. Eso es porque las compañías de seguros desean premiar a los clientes con primas más bajas cuando toman medidas para reducir la probabilidad o la magnitud de un siniestro. De hecho, invertir en productos y servicios de prevención de pérdidas puede reducir significativamente el costo del seguro del hogar.

Por supuesto, los consumidores no son los únicos que tienen que lidiar con los costos del seguro: las primas de los seguros cuestan a los operadores de ductos miles, posiblemente millones de dólares al año.

La buena noticia es que, como en el hogar, los propietarios y operadores de ductos pueden tomar medidas específicas para reducir el riesgo de pérdidas, que incluyen prácticas de gestión de integridad habituales que ayuden a evitar daños a los ductos e interrupciones del servicio. Y cuando los operadores de ductos realizan esta clase de inversiones estratégicas en sus activos, pueden lograr una reducción de costos, reducción que puede ser vital durante la recesión de la industria del gas y el petróleo.

Si bien no hay garantías de que, frente a las medidas de prevención de pérdidas, una compañía de seguros vaya a responder con descuentos en las primas, estos esfuerzos seguramente lo beneficiarán cuando llegue el momento de negociar las tarifas, asegura Mike Mitchell, propietario de la compañía de seguros Mitchell Insurance Agency del norte de Colorado, que trabaja regularmente con compañías de gas y petróleo y con proveedores del sector

Un beneficio adicional de los programas de prevención

de pérdidas: pueden ayudarlo a optimizar los

costos del seguro.

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de construcción de ductos.“Prevención, prevención, prevención”, indica

Mitchell. “Es importante para todos los tipos de seguro”.

Una porción considerable del pastelLa oportunidad de reducir costos con medidas de prevención de pérdidas es solamente una de las comparaciones que pueden establecerse entre el seguro del hogar y el seguro comercial para los operadores de ductos. Ambos incluyen franquicias (la parte preestablecida del siniestro que el asegurado debe pagar) y ningún tipo de seguro tiene cobertura universal.

Por lo general, el seguro que poseen los operadores de ductos cubre tipos de pérdidas muy específicas: los operadores no están asegurados contra corrosión, por ejemplo, pero pueden contratar un seguro que cubra ciertos costos de remediación después de un incidente.

Factores de riesgoPuede ser un desafío, cuando menos, internalizar todas las complejidades relacionadas con la cobertura de su compañía de seguros. Pero los factores que las aseguradoras toman en cuenta cuando determinan la cobertura del ducto, las primas y franquicias son verdaderamente claros. Algunos de ellos son:

Las cuentas de evaluación de riesgos para factores existentes como estos, junto con las consecuencias financieras esperadas. Algunos de esos factores están fuera de su control: es poco lo que puede hacer, por ejemplo, en caso de daño intencionado o debido a causas climáticas. Hay medidas, sin embargo, que puede tomar para minimizar la magnitud de las

pérdidas potenciales y esa es la clase de esfuerzo que llamará la atención de su productor de seguros.

Listos para responderLas medidas de prevención de pérdidas siempre deben incluir un Sistema de Reparación de Emergencia de Ductos (Emergency Pipeline Repair System, EPRS), indica Glenn Roach, director de Riesgos y Seguros de T.D. Williamson (TDW). “Es importante demostrar que posee una considerable capacidad de resiliencia en áreas sensibles: esto incluye contar con el equipamiento correcto, accesorios específicos para las características de sus ductos y personal capacitado listo para responder rápidamente a los problemas que presente el ducto”, agrega.

Considere desarrollar su EPRS no solamente con los integrantes de los equipos de su compañía y de sus asociados, sino también con los líderes de las comunidades que podrían verse afectadas si sucede lo inimaginable y ocurre un incidente en el ducto.

Mantener el producto en movimientoSi bien las aseguradoras quieren evidencias de un EPRS bien diseñado, también desean ver qué están haciendo los operadores para evitar que sucedan los percances en primer lugar. Nuevamente, los operadores no pueden controlar todos los factores que podrían potencialmente causar un incidente en el ducto, pero pueden tomar medidas para que la probabilidad de daños, pérdidas y cierres de ductos sea menor.

Nigel Cairns es vicepresidente del Equipo de Ingeniería de Riesgos Globales de Energía para Marsh, una empresa de gestión de riesgos y seguros con sede en Londres. Cairns recientemente escribió acerca de la gestión de riesgos en su artículo “Pérdidas en los ductos” (Pipeline Losses) para el boletín informativo de Marsh.

“Con el fin de evitar fallas mecánicas, deberíamos analizar el conocimiento de los clientes sobre los potenciales mecanismos de falla y corrosión dentro de sus sistemas y las medidas que toman para asegurar que se desarrollen actividades de mantenimiento e inspecciones de manera habitual que garanticen la integridad mecánica del ducto”, apunta Cairns.

Las reflexiones que Cairns describe pueden desempeñar un papel clave para reducir los riesgos de siniestros costosos de su operación a los ojos de la aseguradora. “Nos está demostrando que su empresa supera lo exigido por las normas y que comprende cabalmente las implicancias de gestionar la integridad del ducto para evitar accidentes”, señala el Dr. Mike Kirkwood, director de Desarrollo del Mercado de

Transmisión para TDW. “Y eso se puede demostrar a la compañía de seguros mediante buenas prácticas para ayudar a optimizar el gasto en seguros”.

En muchos casos, su compañía ya puede haber incorporado estas prácticas a sus operaciones. Si realiza inspecciones interiores de ductos (ILI) de manera habitual, por ejemplo, ya está demostrando que para usted es una prioridad detectar y tratar la corrosión y otras falencias al identificar los defectos antes de que resulten críticos.

El rendimiento de la inversión en inspecciones habituales es considerable: no solo pueden ayudar a los operadores a lograr su objetivo principal de promover y garantizar la seguridad y proteger el medioambiente, sino que también pueden influir sobre los montos de las primas y franquicias.

Deteniendo el aluviónUna de las primeras lecciones en “Seguros 101”, señala Mitchell, es sencilla: si quiere reducir la tarifa del seguro, mantenga sus siniestros al mínimo. Esa realidad se aplica tanto al seguro del automóvil como al del hogar, indica, y también al seguro de sus activos de ductos.

Esa es una motivación para hacer todo lo posible por reducir el riesgo de siniestros, desde capacitar cuidadosamente al personal hasta monitorear el estado de los ductos.

“Si las tasas de pérdida son bajas, posee un mejor poder de negociación”, afirma Mitchell. “Ahora

puede llamar a su compañía de seguros y decir: ‘Estamos haciendo esto, esto y esto’ y tratar de obtener un descuento del 5 % en sus primas. Es posible que le contesten que sus siniestros fueron bajos durante el último año y que además su compañía ha instaurado estos programas de prevención, entonces, le vamos a dar un descuento del 10 %”.

Las aseguradoras no solo están abiertas a ver la manera de reducir las tarifas, indica Mitchell, trabajarán con usted para ayudarlo a mantener sus medidas de prevención de pérdidas por el buen camino. Sugiere desarrollar una estrecha relación de trabajo con su agente. “Considere a la compañía de seguros como su socio comercial”, expresa. “Lo último que la aseguradora quiere es un siniestro grande de muchos millones de dólares. Puede proporcionarle asistencia para mantener los ductos como debe ser a fin de evitar pérdidas”.

“Prevención, prevención, prevención”, indica Mike

Mitchell. “Es importante para todos los tipos de seguro”.

Un analista de datos repasa los resultados de las pruebas HALT y HASS

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DAR EL IMPULSO

Sobre las bases sentadas por DNV GL, la industria de los ductos ahora puede abocarse al refinamiento del proceso de exención de pruebas hidrostáticas y a aclarar mejor qué significa lograr niveles de seguridad aceptables en los ductos submarinos, señala Lim.

Las pautas resultantes serán cada vez más útiles a medida que los ductos submarinos crezcan en escala. En un proyecto de la envergadura del ducto propuesto entre Omán e India, por ejemplo,

podría haber 100,000 soldaduras o más. Aún si la compañía constructora limitara su porcentaje de defectos al 1 %, el operador tendría un ducto con 1,000 defectos. Esto lleva a hacerse una pregunta: ¿qué porcentaje sería seguro? ¿cuál debería ser la norma?

“Si se establece esto”, expresa George Lim, “pienso que el programa de inspección alternativo sería mucho más aceptable tanto para el operador como para la compañía constructora y sería mucho más fácil obtener una exención”.

Pensamiento futuro CONTINUACIÓN DE LA PÁGINA 11

Las pruebas hidrostáticas no son fáciles de reemplazar.Cuando los organismos reguladores consideran los

requisitos para exceptuar las pruebas hidrostáticas de un proyecto de ducto submarino, quieren ver planes de programas de integridad igualmente efectivos. Suena abrumador, pero se puede hacer.

Por ejemplo, la norma DNV-OS-F101 establece que el programa alternativo debe comenzar con pruebas de presión en planta.

Suponiendo que no se encuentran defectos, la empresa fabricante del ducto debe tomar las medidas adecuadas para asegurar que las tuberías permanezcan en las mismas condiciones durante el transporte y la instalación. “Los tratas como a un bebé hasta que llegan al campo”, señala George Lim director de Desarrollo del Mercado Costa Afuera para T.D. Williamson (TDW).

La norma DNV-OS-F101 no contempla todas las medidas que debe tomar una empresa para proteger y comprobar el ducto, pero sí establece que el programa final debe tener el mismo nivel de seguridad que las pruebas hidrostáticas. Los procesos adicionales podrían incluir:

> Buen diseño y procedimientos de inspección de soldaduras

> Evaluación no destructiva de grietas y corrosión

> Monitoreo del proceso de tendido de tuberías con cámara montada en vehículo operado a distancia (ROV)

> Pasada de una herramienta de deformación después del tendido para verificar que no haya abolladuras ni cambios en el espesor de las paredes

> Relevamiento del ducto finalizado con el ROV para comprobar daños de anclaje

Los proyectos de ductos submarinos que han recibido exenciones para las pruebas hidrostáticas hasta ahora han presentado una variedad de programas alternativos, pero cada uno incorporó por lo menos una de las medidas mencionadas anteriormente.

Los proyectos que fueron exceptuados incluyen:

> Ducto del golfo de Aqaba, 15 kilómetros (9 millas), 860 metros (2,800 pies) de profundidad: evaluaciones no destructivas adicionales en planta y costa afuera. Se verificó que no presentaban anomalías con un cochino calibrador.

> Gasoducto GulfTerra Phoenix, submarino, 125 kilómetros (78 millas), que se origina a 1,600 metros (5,200 pies): prueba hidrostática en planta, inspección extensiva y control de calidad durante la fabricación, el transporte y la instalación; inspección de soldaduras mediante ultrasonido.

> Proyecto del Mar* Negro/ductos marítimos South Stream, 931 kilómetros (578 millas), a 2,200 metros (7,200 pies) de profundidad: prueba hidrostática a profundidades de hasta 30 m (100 pies); el resto recibió una exención. Se limitó más el tamaño de los defectos permitidos en las soldaduras circunferenciales; se ajustaron los requisitos de espesor de las paredes en algunas secciones; se realizó la inspección de fugas por medio de un ROV.

Estos proyectos sientan un precedente para las exenciones a las pruebas hidrostáticas y probablemente sirvan de patrón para proceder con otros ductos submarinos.

Los operadores lentamente perfeccionan alternativas para las pruebas hidrostáticas

*El proyecto South Stream se canceló. Se planifican pasos alternativos hacia Turquía y se los denomina Turkish Stream.

PRUEBAS Y MÁS PRUEBAS CONTINUACIÓN DE LA PÁGINA 19

Mark Hereth formó parte del equipo directivo que guió la redacción del informe de la INGAA. Pertenece a un grupo de expertos de la industria que reconoce los beneficios de este abordaje combinado para la inspección de ductos.

“El deseo del operador es evaluar y controlar”, afirma Hereth. “La inspección interior de ductos marca los defectos críticos para que sea posible encontrarlos antes de que se produzca la falla. También brinda información acerca de los defectos subcríticos, aquellos que pueden pasar una prueba hidrostática, pero que de todos modos los operadores desean conocer. Con la prueba hidrostática, el ducto se califica como aprobado o desaprobado. La ILI muestra si un defecto es crítico o subcrítico, dónde está y qué tamaño tiene”.

Es seguro afirmar que la prueba hidrostática no va a salir de escena en el corto plazo: es un estándar confiable de la industria y todavía sigue siendo el método preferido para la prueba de resistencia de los materiales y verificación de la MAOP. Quizás sea el mejor método que existe. Pero gran parte de la industria cree que hay lugar para otros métodos que pueden hacer que la prueba hidrostática resulte aún más efectiva, y un poco menos destructiva.

“Se debe estar seguro de que tiene más beneficios que perjuicios”, explica Jerry Rau. “La prueba de presión está diseñada para evidenciar los defectos. Pero lo importante es que las fallas aparezcan durante la prueba, no aumentar los defectos y que surja la falla en el futuro”.

Mientras la industria contempla el futuro de los ductos de transporte antiguos, los operadores, expertos de la industria y organismos reguladores están trabajando en conjunto para asegurar que todos tengan acceso a los mejores datos de integridad, los más precisos y completos que estén disponibles. Y esas son buenas noticias para todos: después de todo, cuando se trata de seguridad y prevención, la información nunca es suficiente.

Rau, personalmente, es optimista. Dice que las organizaciones de la industria están trabajando fuertemente para desarrollar soluciones. Cree que, en el futuro, los operadores y los organismos reguladores dispondrán de más herramientas para verificar la integridad de los ductos.

“Vamos a encontrar tecnologías que sean tan buenas como la prueba de presión o mejores aún”, sostiene. “Si es la inspección interna de ductos o rayos X, no lo sé. Pero va estar a bueno”.

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EN SECUENCIA

AUMENTO y REDUCCIÓN en las áreas correctas. Siga este ejemplo de cómo un operador del yacimiento de gas de esquistos Eagle Ford implementa la automatización de inspección para aumentar la eficiencia del sistema mientras reduce los costos.

Como el operador pudo cargar varias esferas con anticipación, programarlas y liberarlas automáticamente, requirió menos visitas por parte de los técnicos, lo que significó menos horas de conducción y menores riesgos operativos.

Un año después de haber implementado la automatización de la inspección, el operador redujo las emisiones de metano equivalente a las emisiones de 558 vehículos de pasajeros durante el mismo periodo.

85 % DE REDUCCIÓN EN HORAS/MILLAS

AUMENTO DE LA RENTABILIDAD debido a un marcado mejoramiento de la eficiencia del flujo, como resultado de múltiples opciones de carga de cochinos/herramientas, liberación automática y eliminación sistemática de líquidos.

AHORRO EN SALUD, SEGURIDAD Y MEDIOAMBIENTE gracias a la reducción de riesgos de lesiones durante las operaciones y de la frecuencia de conducción de vehículos; se disminuyeron las

emisiones de metano.

REASIGNACIÓN DE PERSONAL posible, ya que se requieren menos técnicos de campo para lanzar y recibir esferas, cochinos y herramientas de inspección.

DISMINUCIÓN DE LOS COSTOS OPERATIVOS debido a la reducción en el consumo de energía y combustible, mantenimiento y riesgo de cierre de la planta; menor ciclo de válvulas lo que prolonga su vida útil.

REDUCCIÓN PROACTIVA DE LOS COSTOS DE CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS, como la satisfacción de los requisitos del programa de reducción voluntaria de emisiones de metano Natural Gas STAR Methane Challenge de la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los EE. UU.

70 %reducido

64 %reducido

4 %reducido

39 %reducido

emisiones

de metanoreducidas

32 %de aumento

después de la automatización

antes de la automatización

LANZADORES DUALES

ESFERA

No incluye completamente el ahorro en combustible

y energía.

MILLAS EQUIVALENTES A LA CONDUCCIÓN DE 558 VEHÍCULOS DE PASAJEROS DURANTE UN AÑO

riesgo

operativoreducido

LANZAMIENTO AUTOMÁTICO¿Cómo se automatiza la inspección?

» Carga de varias esferas al mismo tiempo

» Controlador lógico programable

» Sistema hidráulico de liberación

La automatización también ofrece los beneficios adicionales de menor uso de la puerta de cierre y ciclo de válvulas.

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Cincorazones para automatizar la inspección

¿Has experimentado esta historia? Mírela, descárguela: OPERATIONOFFSHORE.COM/shortURL

SE DETERMINARON LAS OPCIONES DE REEMPLAZO DE VÁLVULAS.

© Copyright 2015 T.D. Williamson, Inc

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