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2 | PANORAMA EJECUTIVOLocalización: la estrategia ganadora

4 | PERSPECTIVA GLOBALPerspectiva 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 IMPORTAMedidas de seguridad extraordinarias para una tarea diaria

10 | PENSAMIENTO FUTUROAventura en el Ártico: una propuesta a largo plazo

12 | INFORME DEL MERCADO Análisis y predicción de fallas potenciales

20 | PUNTOS DE ENCUENTROEventos de ductos, ponencias y conferencias

28 | EN SECUENCIACinco 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 datosLos 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 MorganDIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon SummersDIRECTOR DE ARTE Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinFOTOGRAFÍA Robert D. Flaherty, Ezequiel Scagnetti

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 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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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

Fije el módulo de obturador N.º 2 – Presión en la línea al 50 %

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 laobturación no invasiva

Método de obturación de doble bloqueo y monitoreo con certificación DNV

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PRESIÓNBAJA EN LA LÍNEA

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PRESIÓN ANULAR

Módulo de monitoreo y seguimiento

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Módulo de

obturador N.o 1

Módulo de

obturador N.o 2Módulo 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.

INFORMACIÓN GENERALDebbie Ellisdellis@aga.org+1 202-824-7338

Más de 100 presentaciones deexpertos de la industria abordarántemas relevantes y oportunos, entrelos que se incluyen:

• implementación de mejores prácticas

• casos prácticos(relacionados con las operaciones)

• construcción y mantenimiento

• control de la corrosión

• prevención de daños

• 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: distribucióny transporte

• GNL

• verificaciones de la MPO

• mediciones: distribucióny transporte

• problemas de odorización

• planificación y apoyo de operaciones

• seguridad de los ductos

• planificación y diseño de los sistemasde ductos

• materiales plásticos

• programas de concientización pública

• operaciones de purga

• cumplimiento de las regulaciones

• gestión de la seguridad

• capacitación técnica y transferenciade conocimiento

• almacenamiento subterráneo de gas

• servicios de campo para clientes yservicios públicos

• sistemas de gestión de obras

...¡y mucho más!

Los asistentes a la conferenciatendrán derecho a horas dedesarrollo profesional.

CONFERENCIA DE OPERACIONESY EXPOSICIÓN BIENAL

A S O C I A C I Ó N A M E R I C A N A D E G A S

Excelencia operativa y en seguridad ¡en todo el mundo!

19 al 22 de mayo de 2015

HOTEL GAYLORD TEXAN yCENTRO DE CONVENCIONESGRAPEVINE, TEXAS

¡Atención, Proveedores deequipos y servicios!La conferencia también cuenta con laexposición de la reconocida AGA quese lleva a cabo cada dos años sobreproductos y servicios relacionados conlas funciones operativas de lasempresas de servicios públicos de gasnatural y transporte de gas natural.

No se pierda la oportunidad de estaren contacto con la gestión deoperaciones líder de la industria delgas natural de compañías de serviciospúblicos de gas y transporte de gaslocales, nacionales e internacionalesque asisten a este evento.La exhibición se realiza una vez cadados años, ¡haga que el 2015valga la pena!

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OPORTUNIDADES PARA PATROCINIOAnnemarie O’Donoghueaodonoghue@aga.org+1 202-824-7032

Busque el programa de la conferenciay los detalles de la inscripción enwww.aga.org/OpsConf2015.

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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 DESAEGHERVICEPRESIDENTE 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 TRANANALISTA 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 SamesVICEPRESIDENTA 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.

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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 costosPor 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 ahorrosLas 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 fluyendoEl 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 seguraCada 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 retardadoPor 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.

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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 blando levemente descongelado que se encuentra arriba del 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.

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crudo

Según la Encuesta Geológica de los EE. UU., el Ártico podría tener:

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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 datosPara 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 pasoLos 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 oportunidadesAunque 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

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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”.

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La economía de la eficiencia

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• 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

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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 cercaAntes 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

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Producción de Eagle Ford frente a conteo de plataformas

Producción Conteo de plataformas

Conteo de plataformas

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Fuente: Administración de Información sobre Energía

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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

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Fuente: Administración de Información sobre Energía

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FECHA DE INICIO DEL PROYECTO

Costos de los pozos de Eagle Ford

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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 gananciasEn 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

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Producción promedio de petróleo por pozoDurante 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

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Primer mes completode producción

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Mayor producción inicial de~ 25 bd en el 2009

a~ 375 bd en el 2014

Fuente: Administración de Información sobre Energía

CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

EOG Resources maximizando el valor neto

actual (NPV) de Eagle Ford

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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

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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

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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 húmedoEl 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

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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 encuentroArenas petrolíferas15 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 Pipeline22 al 24 de SEPTIEMBRE | Río de Janeiro | Brasil

DUG East23 al 25 de JUNIO | Pittsburgh, Pensilvania | EE. UU.

MEA Gas Operations Technical & Leadership Summit11 al 13 de AGOSTO | Rochester, Minnesota | EE. UU.

The Pipeline & Energy Expo25 al 26 de AGOSTO | Tulsa, Oklahoma | EE. UU.

NACE Central Area Conference31 de AGOSTO al 2 de SEPTIEMBRE | St. Louis, Misuri | EE. UU.

Arkansas Gas Association 19 al 22 de SEPTIEMBRE | Hot Springs, Arkansas | EE. UU.

North American Pipelines Congress21 al 23 de SEPTIEMBRE | 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 Asia2 al 5 de JUNIO | Kuala Lumpur | Malasia

World Gas Conference1.° al 5 de JUNIO | París | Francia

Indica que TDW presentará un caso en este evento

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• 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 ductosIncluso 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.

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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 evoluciónEn 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 valorUna 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

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

Fije el módulo de obturador N.º 2 – Presión en la línea al 50 %

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 laobturación no invasiva

Método de obturación de doble bloqueo y monitoreo con certificación DNV

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PRESIÓNBAJA EN LA LÍNEA

PRESIÓNALTA EN LA LÍNEA

PRESIÓN ANULAR

Módulo de monitoreo y seguimiento

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*Presión diferencial

Módulo de

obturador N.o 1

Módulo de

obturador N.o 2Módulo 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

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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