*También puede usarse para iniciar herramientas de inspección interna, agrupamiento, o limpieza estándar.

AMÉRICA DEL SUR Y DEL NORTE +1 918 447 5400

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® Marca comercial registrada de T.D. Wil l iamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países. ™ Marca comercial de T.D. Wil l iamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países. © Copyright 2014 Todos los derechos reser vados. T.D. Wil l iamson, Inc.

Para saber más sobre la tecnología de obturación STOPPLE®, comuníquese con

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2 | PANORAMA EJECUTIVODinámico y sostenible: El gas natural hoy en día

4 | PERSPECTIVA GLOBALComentarios de expertos de la industria por regiones

6 | ENFOQUE EN LA TECNOLOGÍA

Brindar una mejor percepción de los efectos y peligros geotécnicos

8 | LA SEGURIDAD IMPORTALa recuperación de los costos promueve la seguridad de tuberías

10 | PENSAMIENTO FUTUROSuperar los límites, Celebrar los fracasos

12 | INFORME DEL MERCADOEsfuerzo de la industria por cerrar brechas de información

20 | PUNTOS DE ENCUENTROEventos de tuberías, ponencias y conferencias

28 | EN SECUENCIANueve pasos para duplicar el aislamiento y la derivación

14 | Distribución de innovaciónLos operadores, reguladores y gobiernos trabajan juntos para inspirar la innovación y ayudar a construir un futuro sostenible para la distribución de gas.

22 | Eliminar el riesgo: expectativa de Ø fugas, Ø errores, 100% del tiempo.Exploración de los beneficios tangibles de las tasas de éxito de aislación de la tubería al primer intento.

DEPARTAMENTOS

EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganDIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon SummersDIRECTOR DE ARTE Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinFOTOGRAFÍA Jeremy Charles, Ezequiel Scagnetti, Rory Daniels, Catalin Marin

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

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

V O L . V I , N O . 4 | O C T U B R E - D I C I E M B R E 2 0 1 4

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 2014. 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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Si tuviera que escoger solo dos palabras para describir el actual mercado del gas natural a nivel global, serían “dinámico” y “sostenible”.

No es ningún secreto que la producción de gas natural en los Estados Unidos está creciendo a una velocidad sin precedentes debido a la aparición de fuentes no convencionales de aprovisionamiento, especialmente el esquisto. Aún frente a la disminución de sus precios nacionales, los cuales llegaron a 2,50 dólares por millar de pies cúbicos en 2012, Estados Unidos continúo agregando volumen, en gran parte debido al gas producido junto con el esquisto bituminoso y el lucrativo mercado del LGN.

Por supuesto, este no es solamente el caso de los Estados Unidos.La demanda de gas natural se ha incrementado en todo el mundo,

especialmente la demanda de gas natural como combustible base para la generación de electricidad y la calefacción de los hogares. El gas natural actualmente representa el 22 por ciento de la combinación de fuentes de energía del mundo y se pronostica que este porcentaje aumente a 25 en menos de dos décadas. Más aún, para el año 2025, se espera que el gas natural tome el puesto del carbón como la segunda más grande fuente de energía en el mundo, después del petróleo.

Actualmente, países como China, India, Indonesia y México se encuentran construyendo y expandiendo su infraestructura de distribución del gas, a medida que gasifican sus ciudades. Los Estados Unidos y otros países desarrollados se enfocan en mantener y mejorar sus amplias redes de distribución de gas. Además, ya que el capital fluye donde hay oportunidad, la inversión en infraestructura en estas economías crece rápidamente.

En T.D. Williamson tenemos la convicción que el incremento de la producción de gas natural se mantendrá en el futuro previsible y que sus beneficios continuarán energizando las grandes economías globales, creando escenarios mutuamente beneficiosos para muchos países. Solo observemos cómo el incremento de gas natural ha propiciado el renacimiento de la producción en los Estados Unidos, especialmente en mercados de producción que requieren de gran consumo de energía como el del acero. En la industria petroquímica, no solo observamos el regreso de las empresas estadounidenses sino también una fuerte inversión desde fuera de sus fronteras.

En mis quince años en T.D. Williamson, nunca había observado el rápido incremento de la inversión en infraestructura como en los últimos años. Nuestros clientes se mueven más rápido, realizan avezadas inversiones y toman grandes decisiones. Requieren socios que sean tan dinámicos y comprometidos como ellos, socios que puedan apoyarlos a sostener el flujo del gas natural.

POR BOB MCGREWVICEPRESIDENTE Y

DIRECTOR FINANCIERO,T.D. WILLIAMSON

PA N O R A M A E J E C U T I V O

Dinámico y sostenible: El gas natural hoy en día

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“En T.D. Williamson tenemos la convicción que el incremento de la producción de gas natural se mantendrá en el futuro previsible y que sus beneficios continuarán energizando las grandes economías”.

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EUROPA | CASPIO | RUSIA

PerspectivaGlobal

Ciudad de Moscú

Si bien el ritmo de la recuperación económica ha causado un impacto en las inversiones en infraestructuras de petróleo y gas en la región, la reanudación de las inversiones se ha visto estimulada por el deseo del mercado europeo de reducir su dependencia de las fuentes de energía orientales. Este deseo ha ocasionado un aumento en el desarrollo de nuevas infraestructuras y proyectos de rehabilitación para mejorar la versatilidad y flexibilidad de los activos europeos. Tal versatilidad puede posiblemente provocar tensiones en los activos, en especial en los antiguos, dando como resultado la necesidad de realizar evaluaciones de integridad más frecuentes, exhaustivas y precisas,

mejorar los activos y tener medidas de mitigación de riesgos.En Rusia, hay un requerimiento de asegurar rutas de abastecimiento sin restricciones hacia Europa, con frecuencia soslayando la posible

inestabilidad política mediante rutas marítimas. Además, los productores rusos desean diversificar su base de clientes para reducir su dependencia de los clientes europeos. Esto se evidencia en el histórico acuerdo energético firmado recientemente entre Rusia y China, y los planes correspondientes para nuevas e importantes infraestructuras de tuberías en el este de Siberia.

La tecnología juega un papel clave en estos avances. Con los tradicionales compresores-propagadores redundantes en muchos de los proyectos más importantes de agua profunda en la actualidad, como el South Stream, los operadores necesitan nuevas y efectivas medidas de prevención de inundaciones. Esta necesidad ha dado como resultado el aumento de la demanda de soluciones como la tecnología SMARTLAY™.

Para que se considere a un operador en esta región como un agente internacional, este debe alcanzar estándares constantes de integridad de las tuberías y rendimiento de activos. Esto impulsa el aumento de la demanda de una integridad de las tuberías avanzada y prácticas de intervención que puedan aprovechar un rendimiento constante en las inversiones de capital a largo plazo.

De Portugal a Ucrania, Noruega a Siberia, pasando por todos los activos nuevos y antiguos, el próximo año será uno emocionante y colmado de asociaciones estratégicas para satisfacer las necesidades en materia de tuberías presurizadas cada vez más complejas en esta región.

Johan DesaegherDIRECTOR REGIONAL, T.D. WILLIAMSON

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MEDIO ORIENTE | ÁFRICA

ASIA PACÍFICO

PerspectivaGlobal Comentarios de los expertos líderes de la industria por regiones

El riesgo geopolítico, la tensión social y la volatilidad de precios son términos relacionados comúnmente con la región Medio Oriente/África (MEA por sus siglas en inglés), pero también lo es el enorme crecimiento económico. Desde Maghreb y Sudáfrica hasta Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos e Irak, la MEA es una región de culturas, razas, políticas, idiomas y religión complejos e interrelacionados. Si bien es diversa, la región comparte muchos temas en común. Uno de esos temas: los países con mayores umbrales de rentabilidad tienen dificultad para volver a invertir en proyectos importantes y en desarrollo (es decir, Argelia, Libia y Bahrein), mientras que aquellos con menores umbrales de rentabilidad están experimentando un crecimiento, al menos desde una perspectiva de flujo de caja (es decir, Kuwait, Qatar, los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita).

A pesar de los desafíos únicos de la MEA (incluida la influencia de los gobiernos sobre la política, las poblaciones emergentes y una transición al crecimiento y estabilidad del sector privado), las inversiones en petróleo y gas en los países con abundante liquidez continúan en aumento.

Debido a la posibilidad de dicho crecimiento significativo en la infraestructura energética y el transporte, la MEA seguirá siendo atractiva tanto para inversionistas extranjeros como nacionales por muchos años más.

Asia-Pacífico es una amplia área conformada por más de 40 países, incluidos la India, Australia y China. De estas regiones, China y la India tienen las redes de tuberías más grandes, complicadas y de más rápido crecimiento, cada una con más de 50.000 km (31.000 millas) de líneas de transmisión, varios miles de kilómetros de líneas de captación aguas arriba y varios miles de kilómetros adicionales de distribución.

Si bien es una de las áreas de mayor consumo energético del mundo, Asia-Pacífico (a excepción de Australia) opera con menos enfoque gubernamental en la integridad de las tuberías y el cumplimiento de la regulación que la mayoría. Los operadores con frecuencia son sus propios reguladores, responsables de desarrollar y aplicar programas de inspección interna y de limpieza, según consideren conveniente. Sin embargo, incluso con una regulación gubernamental menor

en esta región, los operadores en todo el mundo comparten la presión económica de evitar los cierres. Por este motivo, los operadores en Asia-Pacífico deben depender cada vez más de la derivación en tubería y tecnologías de aislamiento, tanto en tierra como en alta mar, para mantener el flujo. Malasia y Australia, en particular, dependen de tecnologías de aislamiento controlado, remoto y especializado para sus reemplazos únicos de válvulas en alta mar. Esta creciente necesidad de pericia en tuberías lleva a los operadores a elaborar o adoptar prácticas recomendadas y asociarse con proveedores de servicios de tuberías para superar los desafíos de la creciente demanda de energía.

Juan ChacinDIRECTOR REGIONAL, T.D. WILLIAMSON

Danny HaykalDIRECTOR REGIONAL, T.D. WILLIAMSON

• Arabia Saudita: desarrollo de yacimiento en alta mar Safania, refinería Jizan (en ejecución), refinería Ras Tanura (en licitación), yacimiento de gas Midyan (reciente adjudicación)

• Irak: aumento de producción a más de 12 millones de bpd durante la próxima década

• Libia: con miras a una ronda de concesión de licencias para empresas petroleras internacionales en los próximos años

• Argelia: enfoque en el aumento de la producción de gas para abastecer una Europa con una alta demanda de gas

• Emiratos Árabes Unidos: ampliación de la producción de gas en los yacimientos de Shah y Bab para lidiar con la creciente demanda industrial, y con miras a aumentar la producción de petróleo en alta mar, como en el yacimiento de Umm Lulu

Ayuda a los operadores a recopilar información más exhaustiva sobre

los efectos de los eventos basados

en la tensión.

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ENFOQUE EN LA TECNOLOGÍA

Incluso en un mundo donde se aprecian las hazañas y se valora el pensamiento innovador, la inestabilidad del terreno no es otra cosa que un evento positivo para los operadores de tuberías. Cuando la inestabilidad del terreno desgasta una tubería muy por encima de sus límites de tensión habituales, puede ocurrir una serie de anomalías, incluidos los pandeos, torceduras, crecimiento de grieta, así como deformación plástica longitudinal y amplia que eventualmente podría conllevar a la falla de la tubería.

Para los operadores en tierra, el riesgo de tensión de la tubería con frecuencia se relaciona con terremotos, deslizamientos de tierra o fenómeno de expansión por congelamiento, aunque en el desierto, se supo que las tuberías enterradas en suelo arenoso y caliente se desplazan por cuenta propia. Y en alta mar, la actividad sísmica con frecuencia se relaciona con el pandeo vertical.

Afortunadamente, los incidentes con tuberías relacionados con movimientos de tierra definidos por los reguladores como graves o significativos son relativamente raros; en Europa, representan alrededor del 7% de todos los incidentes; en Estados Unidos, esa cantidad es ligeramente menor: 5%. No obstante la baja probabilidad que parezcan tener, los incidentes con tuberías relacionados con movimientos de tierra no son baratos: según la Administración de Seguridad en Tuberías de Distribución y Materiales Peligrosos (Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA), los eventos de movimientos de tierra graves y significativos en Estados Unidos durante las últimas dos décadas le han costado a la industria de petróleo y gas casi US$364 millones.

¡Innovador! La tecnología brinda un mejor conocimiento sobre los riesgos y efectos geotécnicos.

INCIDENTES DE TUBERÍA RELACIONADOS CON MOVIMIENTO DE TIERRA EN LOS

ESTADOS UNIDOS.

COSTO PARA LA INDUSTRIAL DE PETRÓLEO Y GAS EN LAS ÚLTIMAS

DOS DÉCADAS.

5% $364 MILLONES

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Con una cifra tan elevada, es fácil entender por qué detectar, monitorear y mitigar eventos de tensión inducidos por movimientos se han convertido en una parte cada vez más destacada y de tecnología de avanzada de la gestión de integridad, tanto es así que, de hecho, dos organizaciones han patrocinado recientemente proyectos de industria conjuntos (Joint Industry Projects, JIP) en torno al tema.

Los JIP alientan la detección y validación de eventos basados en la tensiónUn JIP es una forma de crear conocimiento en sociedad, en busca de una solución a un problema específico que exige investigación fundamental o aplicada. En Estados Unidos, tanto el Consejo Internacional de Investigación de Tuberías (Pipeline Research Council International, PRCI) con sede en Virginia como el Centro para Sistemas de Energía Confiable (Center for Reliable Energy Systems, CRES), Dublin, Ohio, en los últimos años han organizado JIP para ayudar a la industria de tuberías a comprender cómo el detectar y validar los efectos de la presión por movimientos de tierra puede ayudar a lograr las metas de integridad de tuberías.

Mientras que una cantidad considerable de trabajo del PRCI se ha enfocado en el diseño basado en la presión para la construcción de nuevas tuberías, la colaboración del CRES dirigió su atención más al uso de tecnología para evaluar los eventos de presión en tuberías existentes. El grupo JIP de CRES, que incluía a Kinder Morgan, Spectra, T.D. Williamson y otros operadores, compañías de inspección y expertos en ciencia geotécnica, materiales, soldadura y mecánica, comenzaron a identificar:� Los riesgos geotécnicos principales que

provocan los eventos de presión;� Las herramientas de inspección para

detectar daños en tuberías relacionadas;� Las propiedades de los materiales

y características de falla que aumentan la probabilidad de daño por movimientos en las tuberías;� Actividades de mitigación y monitoreo.

Los hallazgos del JIP de CRES se presentaron en el Foro de Investigación y Desarrollo de Tuberías de la Industria/Gobierno (Government/Industry Pipeline R&D Forum) patrocinado por PHMSA en julio de 2012. El grupo informó que incluso los sofisticados modelos de capacidad para presión tuvieron deficiencias en términos de precisión.

Entre las preocupaciones del grupo, por ejemplo, se encontraba el hecho de que las pruebas de capacidad para presión se desarrollaron en condiciones de laboratorio. Y es así que los modelos midieron la presión sobre tuberías no dañadas, rectas, sin considerar los defectos de la interacción, ductos curvados de yacimientos, o las diferencias de cargas que podrían ocurrir en el sitio.

El JIP sugirió que para determinar con mayor precisión los efectos de eventos de movimientos de tierra sobre las tuberías en servicio, los operadores deberían completar los datos faltantes sobre las propiedades de materiales y las características de falla; comprender cómo las presiones longitudinales interactúan con las anomalías de corrosión o daños mecánicos; y emplear mejores medios de detección y monitoreo de las fallas y los acoplamientos.

Avance hacia una mejor y más completa informaciónJed Ludlow, científico de datos principal de inspección interna (inline inspection, ILI) para T.D. Williamson, felicita el trabajo del JIP como parte

de la evolución en la asistencia para predecir mejor la idoneidad para el servicio en tuberías sometidas a movimientos de tierra. Él también ve avances en la tecnología de ILI como prueba adicional del progreso en la dirección correcta.

“Por muchos años, en el caso de los eventos de presión, los operadores de tuberías tuvieron que depender de los datos que se recopilaban desde fuera de las tuberías, sobre la tierra, para tomar las decisiones de gestión

de integridad”, comenta Ludlow. “Ello significó que no había forma de examinar realmente la longitud o superficie total de las tuberías para detectar anomalías. Pero hoy, en vez de depender de datos externos sobre el movimiento de tierra y preguntarse si la tubería ha sido afectada, podemos usar la sofisticada ILI para examinar cada pulgada cuadrada de la tubería, de principio a fin, mediante técnicas de evaluación no destructivas (NDE).

“Por ejemplo, en el caso específico de los eventos de presión, al aplicar las herramientas de mapeo XYZ y realizar un análisis de la presión en doblado, el operador ahora tiene una imagen total de la forma de eje del segmento de una tubería, de extremo a extremo”, explica Ludlow.

Y la mayoría de operadores coincidirán en que este es un paso innovador hacia una gestión de integridad más completa.

Si bien el movimiento de tierra causa menos

del 10% de los incidentes con tuberías

en EE.UU. y Europa, los costos anuales

relacionados son cifras millonarias.

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S E G U R I D A D

Los programas de recuperación de costos promueven proyectos de seguridad de tuberías

El enfoque de cooperación entre

las comisiones, los legisladores y los

operadores está generando mejoras en la seguridad de

las tuberías.

Debido al aumento de la popularidad del gas natural en todo el mundo, más gobiernos que nunca están invirtiendo en la seguridad de tuberías. Por ejemplo, en Canadá, el gobierno exige que se realicen más inspecciones de tuberías. Y en Inglaterra, se ha diseñado un nuevo modelo regulatorio para premiar a los servicios públicos por el desempeño en diversas áreas, incluida la seguridad de la red.

En Estados Unidos, muchos de los proyectos de seguridad que se están llevando a cabo en la actualidad son impulsados por los reguladores del estado y legisladores que prefieren premiar en lugar de sancionar.

En los últimos años, muchas comisiones de servicios públicos locales en los Estados Unidos han trabajado con servicios públicos de gas natural en programas que permiten a los operadores recuperar los costos implicados en la aceleración del remplazo y la modernización de su infraestructura. Para mediados de 2014, la Asociación de Gas Estadounidense (American Gas Association, AGA) informó que 38 estados tenían algún tipo de programa de recuperación de costos en funcionamiento y que se estaba trabajando en más programas.

“Si retrocede un poco y mira el entorno en el que estamos, el gas natural está recibiendo mucha atención, y como debe ser”, afirma Lori Traweek, directora general de operaciones y vicepresidente sénior de AGA. “Muchos estados están buscando formas de expandir su infraestructura de gas natural y, al mismo tiempo, quieren asegurarse de actualizar la que tienen y hacerla segura”.

Remplazo con confianzaUno de los pasos más importantes para la seguridad de las tuberías es remplazar las tuberías principales de gas que ya no son adecuadas para el servicio. Debido a que están fabricadas de acero sin tratar o hierro fundido, pueden ser susceptibles a la corrosión y las fugas. De acuerdo con la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías (PHMSA) de Estados Unidos, existen más de 3,2 millones de kilómetros (2 millones de millas) de tuberías principales de distribución de gas natural y tuberías de servicio en funcionamiento en todo Estados Unidos.

La buena noticia, según AGA, es que durante la última década, los servicios públicos de gas natural han instalado líneas de polietileno actualizadas a un índice de 48.000 kilómetros (30.000 millas) al año, que conectan a nuevos consumidores o remplazan infraestructuras antiguas. En la actualidad, solo el 3% del sistema de gas de EE.UU. utiliza tuberías principales de hierro fundido.

Para 2012, los esfuerzos de los operadores por remplazar tuberías antiguas contribuyeron a una disminución de cerca del 90% en incidentes graves en tuberías en los Estados Unidos. AGA confía en que los esfuerzos del estado por acelerar el remplazo de infraestructuras jugará un papel importante en reducir más aún ese número.

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Una llamada a la acción: Creciente impulsoLa mayor parte de la reciente modernización de infraestructuras fue motivada por una iniciativa del exsecretario de transporte de EE.UU., Ray LaHood, quien en 2011 exhortó a los operadores de tuberías de EE.UU. que identificaran partes de tuberías que necesitaban ser reparadas, rehabilitadas o remplazadas. “Tenemos la responsabilidad de trabajar juntos para evitar la pérdida de vidas y el daño al medio ambiente que puede ser el resultado de condiciones deficientes en tuberías”, afirmó LaHood en ese momento.

En 2013, la Asociación Nacional de Comisiones Reguladoras de Servicios Públicos (National Association of Regulatory Utility Commissions, NARUC) aprobó una resolución que exige más programas de recuperación de costos y remplazo de infraestructuras a nivel estatal. “Las comisiones e inspectores estatales son los más idóneos para determinar cómo financiar mejor las mejoras en el sistema ya que cada estado es diferente y las necesidades y circunstancias financieras de cada servicio público son únicas”, indica.

Mientras que algunos estados ya contaban con programas de recuperación de costos en funcionamiento, una variedad de programas nuevos están disponibles desde entonces. En Michigan, la Comisión de Servicios Públicos (Public Service Commission) estableció un anexo al programa de remplazo de tuberías principales en 2011, por medio del cual se permitía que una empresa de servicios públicos recuperara costos relacionados con el capital incremental asociados con el remplazo de tuberías. En abril de 2013, la comisión aprobó un programa similar para DTE Gas Co. con sede en Detroit, Michigan.

En mayo de 2013, los legisladores de Indiana aprobaron una legislación que permitía a los servicios públicos presentar a los reguladores estatales planes de mejora de infraestructura de 5 años para su aprobación. Si se aprueban sus planes, los servicios públicos podrán recuperar su inversión a través de un rastreador en las facturas de sus consumidores. En julio de 2014, el gobernador de Massachusetts firmó un proyecto de ley que crea un protocolo para las fugas de tuberías e incluye programas de recuperación de costos para el remplazo de tuberías. Los legisladores también están considerando un proyecto de ley que establecería un fondo de préstamo rotativo para reparaciones y remplazos de tuberías.

Innovación global para la seguridadLos esfuerzos para la mejora de la seguridad están cobrando impulso en todo el mundo. La Ley de Prosperidad a Largo Plazo, Crecimiento y Trabajos de Canadá recientemente destinó $15,1 millones de dólares canadienses por dos años para permitir que la Junta de Energía Nacional duplique las auditorias e inspecciones en tuberías para identificar problemas de seguridad.

El nuevo modelo regulatorio RIIO (Ingresos establecidos para brindar Incentivos, Innovaciones y Resultados sólidos) de Inglaterra premia a las empresas por su innovación. Sus objetivos incluyen infraestructuras más seguras.

En Estados Unidos, Traweek está entusiasmada por el enfoque cooperativo hacia mejoras de seguridad en tuberías que observa entre las comisiones, los legisladores y los operadores.

“Sin intención de hacer ninguna insinuación, el gas natural está muy de moda”, afirmó. “Está impulsando la innovación por parte de organizaciones de investigación y de proveedores de servicios y equipos. Es ahí donde damos lo mejor de nosotros… cuando hay muchas partes interesadas trabajando juntas para innovar”.

2004-2014

2014

2013

2011

3,2 MILLONES DE KM

de tuberías principales y de servicio de distribución de gas natural colocadas en todos los EE.UU.

Líneas de PE en los EE.UU. actualizadas a un ritmo de

SOLO 3 POR CIENTO

de todo el sistema de gas de los EE.UU. utiliza tuberías principales de hierro fundido

El gobernador de Massachusetts firma leyes para aumentar la detección de fugas y el reemplazo de tuberías

NARUC solicita más programas de recuperación de costos y remplazo de infraestructura a nivel estatal

El exsecretario de estado de los EE.UU. llamó a la acción para identificar tuberías que necesitaban reemplazo

en incidentes graves con las tuberías en los EE.UU. para 2012

Disminución de 90%

48.000 km/año

en los EE.UU. cuentan con un programa de recuperación de costo en marcha desde mediados de 2014.

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38estados

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

Piensen en la última vez que volaron hacia una de sus operaciones de yacimiento de esquisto, plantas de procesamiento o centros de distribución de gas. ¿Pensaron en los cientos de miles de partes en movimiento interconectadas que permiten que los motores funcionen, el tren de aterrizaje se despliegue o las alas se extiendan sin romperse?

A menos que teman a viajar en avión, probablemente no. Simplemente esperan que estos componentes funcionen como deberían, para despegar, volar y aterrizar sin problemas. Es una expectativa razonable, ya que es muy poco común que sucedan desperfectos en los vuelos comerciales. Desde volar a través del océano Atlántico hasta colocar un satélite de comunicaciones en órbita, está claro que la industria aeroespacial ha desarrollado procesos que prácticamente eliminan por completo los riesgos operativos.

La capacidad para demostrar continuamente dicha confiabilidad inquebrantable bajo circunstancias extremas, se debe en parte a las pruebas de vida altamente aceleradas (HALT, por sus siglas en inglés). Al someter productos a tensiones que exceden la norma (ciclos de temperatura, márgenes de voltaje y vibración) HALT permite a los fabricantes identificar las falencias de los productos y abordarlas mucho antes de que sean utilizados en situaciones de la vida real.

El proceso “HALT” identifica las falencias

del producto antes de ser lanzado al mercado.

POR JEFF FOOTEDIRECTOR DE TECNOLOGÍA

DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS, T.D. WILLIAMSON

Superar los límites, Celebrar los fracasos

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Ir a los extremos

HALT no es una prueba común, no se trata de aprobarla o desaprobarla, dice Brent Skoumal, ingeniero de pruebas de calidad y confiabilidad del proveedor de soluciones globales de tuberías T.D. Williamson (TDW). “Esta no es una prueba de simulación,” dice Skoumal. “Es una prueba de descubrimiento de límites”.

El proceso de HALT por lo general se basa en una cámara de prueba que crea las condiciones extremas necesarias para revelar las falencias de los productos. Por ejemplo, la cámara Qualmark Typhoon 5 que utiliza TDW incluye una mesa de vibración que soporta productos o componentes de hasta 600 libras. La mesa puede producir vibraciones aleatorias desde 10 hertz (Hz) hasta 5.000 Hz en seis grados de libertad. Los rangos de temperatura pueden oscilar desde 100 °C hasta -200 °C.

Antes de comenzar la prueba, se debe verificar el funcionamiento normal del producto o componente sin tensiones ambientales presentes. Luego, los ingenieros introducen un factor de tensión en incrementos pequeños y verifican el producto después de cada incremento. Para la cámara Typhoon 5, Qualmark recomienda comenzar con incrementos en las temperaturas frías, seguido de calor, vibraciones, oscilaciones térmicas rápidas y, finalmente, oscilaciones térmicas rápidas con incrementos de vibración de forma simultánea.

La prueba continúa hasta que el producto presenta un desperfecto. “Entonces habrás encontrado un límite operativo o un límite de destrucción”, dice Skoumal. A partir de allí, los ingenieros determinan la causa del desperfecto, evalúan la necesidad de implementar cambios y, de ser necesario, repiten la prueba hasta que estén seguros de que han alcanzado la mayor resistencia.

Celebrar los fracasos

HALT no es un proceso nuevo. El método de prueba lo desarrolló el ingeniero Gregg Hobbs a fines de los ochenta para ayudar a los ingenieros a mejorar la calidad de los productos. En los últimos años, el uso de HALT se ha incrementado en la industria del petróleo y gas, según Neill Doertenbach, ingeniero de aplicaciones sénior de Qualmark Corp. en Colorado. Qualmark,

uno de los pioneros en el desarrollo de HALT, es fabricante de cámaras de prueba y brinda capacitación y gestión de proyectos de HALT.

“En la industria del petróleo y el gas, el fracaso tiene un alto costo y hay un alto riesgo asociado con dicho fracaso”, dice Doertenbach.

Esos factores definitivamente influyeron en la decisión de traer HALT al Centro de integridad de tuberías global de TDW en Salt Lake City, Utah.

Paul McKee, gerente de calidad y cumplimiento

de TDW, afirma que si se realizan más pruebas HALT, las empresas ahorrarán dinero al evitar fracasos costosos en el área. “Queremos celebrar los fracasos en el laboratorio porque sabemos que es algo que no va a suceder en el entorno del cliente”, afirma McKee.

Hasta hace poco, las pruebas de los productos de la empresa se realizaban en ambientes controlados donde el objetivo era el éxito del producto. La decisión de implementar pruebas HALT es una inversión en la satisfacción del cliente, afirma McKee. “Intentamos crear una solución más confiable y resistente para los operadores de tuberías”.

TDW recientemente lanzó pruebas HALT para nuevas placas de circuitos que serán utliizadas para obtener y almacenar información sobre tuberías.

“También tenemos previsto establecer límites operativos CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

“Esta no es una prueba de simulación,” dice Skoumal. “Es una prueba de descubrimiento de límites”.

VIBRACIONES [10 Hz – 5.000 Hz]

CALOR[100 C]

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R E P O R T E D E L M E R C A D O

Hasta hace poco, muchos operadores de distribución adoptaron un enfoque de “cumplimiento” en torno a la seguridad de tuberías. En otras palabras, desempeñaban las funciones necesarias y requeridas para cumplir con las reglamentaciones, que no incluían la gestión de integridad.

¿El resultado? Con frecuencia se pasaban por alto problemas graves hasta que era demasiado tarde. En 2005, la Fundación Estadounidense de Gas (American Gas Foundation) publicó un estudio que revelaba que hubo 1579 incidentes en las líneas de distribución de gas de EE.UU. de 1990 a 2002, de los cuales 601 incluyeron una fatalidad o una lesión que requirió hospitalización1.

Dado que a las regulaciones de gestión de integridad creadas por la Administración de Seguridad en Tuberías de Distribución y Materiales Peligrosos (PHMSA) se les reconoce el mérito de ayudar a reducir incidentes en el mercado de transmisión, el Congreso estadounidense ordenó a la PHMSA crear un conjunto de estándares mínimos para las líneas de distribución de gas con modelos basados en las regulaciones del Plan de Gestión de Integridad (Integrity Management Plan, IMP) para las tuberías de transmisión. En la actualidad, todo sistema de distribución puesto en práctica luego del 2, de agosto de 2001, debe haber implementado el Plan de Gestión de Integridad de Distribución (Integrity Management Plan, DIMP).

“[El DIMP] ha cambiado la forma de pensar de la industria respecto de los riesgos”, declara Darin Burk, presidente de la Asociación Nacional de Representantes de Seguridad de Tuberías (National Association of Pipeline Safety Representatives, NAPSR).

“Desde la implementación, he observado la depuración de registros, la mejora de la recopilación de datos y la identificación de las necesidades de capacitación, entre otros puntos”.

La nueva norma del DIMP está cambiando especialmente la forma en que la industria de distribución obtiene y usa los datos de sus sistemas con la finalidad de evaluar las amenazas para la integridad de las tuberías. Estos datos sirven como piedra angular para sus planes de gestión de integridad.

Creación de un plan para el financiamiento y la gestión de riesgosLos sistemas de distribución pueden ser pequeños y simples, o grandes y complejos, tal como los pueblos y ciudades en los que operan. Por consiguiente, la meta de PHMSA fue idear un conjunto de acciones que pudieran ser adoptadas por los operadores de distribución de todas las dimensiones. Los operadores tomaron estas medidas y escribieron su propio plan. En pocas palabras, el DIMP es un conjunto de procedimientos que describen un plan para encontrar riesgos, evaluarlos y gestionarlos.

Cambio en la forma en que los operadores de distribución recopilan y utilizan los datos para

evaluar la integridad de las tuberías.

Los estándares del DIMP: Un esfuerzo en toda la industria por cubrir la falta de datos

El DIMP de un operador debe incluir las siguientes medidas, además de planes de evaluación, monitoreo y registro de datos2:

� Obtener conocimientos de las infraestructuras de sistemas. Los operadores deben conocer la fecha en que un sistema entró en servicio, su ubicación aproximada, las personas responsables de su mantenimiento y cualquier problema actual o anterior.

� Identificación de amenazas. Los operadores deben encontrar cualquier posible problema en sus tuberías. Las amenazas comunes a un sistema de tuberías de distribución son la corrosión, las fuerzas naturales, daños por excavación, otros daños por fuerzas externas, falla del equipo, operaciones incorrectas y cualquier otra preocupación que pudiera comprometer la integridad de las tuberías.

� Evaluación y priorización de riesgos. Las inspecciones y evaluaciones pueden mostrar miles de posibles amenazas en un sistema. El operador debe ser capaz de evaluar estos riesgos y considerar la probabilidad de un incidente peligroso.

� Identificación e implementación de medidas para mitigar riesgos. Por cada riesgo, el operador debe asegurarse de que se está tomando una medida para la protección contra un incidente. Esta medida podría ser el monitoreo general de riesgos de baja prioridad, el reemplazo de tuberías de acero por polietileno o la reparación de una sección de la tubería.

Para poner sus planes por escrito, los operadores realizan exhaustivas revisiones de todos los registros de construcción, operación y mantenimiento. “Este ejercicio permite a los operadores identificar los vacíos en el conocimiento de su sistema”, dice Burk. “Por ejemplo, muchos operadores conocen los materiales dentro de sus sistemas, pero no tienen datos que identifiquen ubicaciones específicas de los diversos materiales. Para evaluar de manera eficaz las amenazas existentes y posibles para el sistema, conocer la ubicación exacta (o al menos la general) de los materiales en riesgo brinda un enfoque más centrado en la mitigación de riesgos”.

Todo sobre los datosConforme los operadores exploran sus registros y comienzan a crear DIMP, con frecuencia se dan cuenta de que deben mejorar sus métodos

de recopilación de datos. Según Burk, un ejemplo es que muchos operadores descubren que tenían datos insuficientes sobre el detalle de la causalidad de las fugas. Los registros revelan que muchos miembros del personal del yacimiento cuentan con instrucciones confusas de presentación de informes y, por ende, no se puede determinar con facilidad las diversas causas.

“Los datos de alta calidad son la clave para una evaluación de riesgos efectiva”, declara Philippe Simon, director de desarrollo de mercado — distribución para T.D. Williamson. “Los operadores necesitan datos sobre las posibles amenazas, inclusive antes de que creen sus planes, ya que deberán reunir y evaluar esos datos para esbozar sus próximos pasos”.

La obtención de datos de calidad es más sencilla para algunos operadores de distribución que para otros. Los operadores de gas más pequeños con frecuencia no cuentan con los recursos para

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CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

1http://primis.phmsa.dot.gov/dimp/docs/History_of_DIMP_06152011.pdf

2Para obtener más información, ver la publicación de PHMSA, “Guía para cumplir con los requerimientos en la Regla de gestión de integridad de la distribución de gas, seguridad de tuberías: Programa de gestión de integridad para las tuberías de distribución de gas”.

ADMINISTRACIÓN DE DATOS

DOCUMENTAR Y APRENDER

FRECUENCIA DE FALLA

EVALUAR Y PRIORIZAR

EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD

INSPECCIONAR SUPERVISAR

Y PROBAR

MITIGACIÓN, INTERVENCIÓN Y REPARACIÓN

IDENTIFICACIÓN DE AMENAZAS

ANÁLISIS DEL SISTEMA

» CORROSIÓN

» FUERZAS NATURALES

» FUERZA EXTERNA

» EXCAVACIÓN

» FALLA DE EQUIPO

» OPERACIONES INCORRECTAS

» FECHA DE PUESTA EN SERVICIO

» UBICACIÓN

» EQUIPO DE MANTENIMIENTO

» PROBLEMAS CONOCIDOS

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Contexto: Cámara de los Comunes, Reino Unido. Año 2006. El testimonio proporcionado por el Sr. Ian Davidson, miembro del parlamento, miembro del Comité selecto de cuentas públicas de la Cámara de los Comunes británica, en representación del Comité de cuentas públicas; y el Sr. David Gray, de la Oficina de los mercados del gas y de la electricidad (OFGEM, por sus siglas en inglés). Fue la pregunta 105 de 139.

Durante más de una hora, OFGEM explicó al comité las dificultades que enfrentan los reguladores de Reino Unido, las empresas de servicios públicos y los problemas con las tuberías antiguas. El comité se mostró indiferente.

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Sr. Ian Davidson, miembro del parlamento: “Permítanme aclarar algo. Si las empresas [de distribución de gas natural] se encuentran en una situación en la que hay un creciente número de infracciones de las normas de salud y de seguridad, una defensa verosímil para ellos es decir que no pueden costear hacerlo porque las están presionando demasiado”.

Sr. David Gray: “Sí, podrían decir eso”.

Comité de cuentas públicas: “Deberían estar cuidando los intereses de los consumidores… habría pensado que la seguridad física debe ser un tema predominante… Según esto, [la tubería de hierro dúctil] presenta desperfectos imprevisibles. ¿Cuánto está allí abajo y se tiene que excavar todo nuevamente?”

Ian Davidson, miembro del parlamento, miembro del Comité selecto de cuentas

públicas de la Cámara de Comunes británica.

Trabajar juntos para un futuro sustentable

• Hacer más con menos

• Un revolucionario modelo regulador

• Resultados inspiradores

• National Grid: Un estudio de caso

• Justificación de la idoneidad de RIIO

• Un futuro (más) brillante

“Lo mejor es que nosotros le informemos esos datos”, declaró el representante de OFGEM. Él tendría que encontrar la respuesta.

En una época en que el 39% de la red de gas en el RU se consideraba en riesgo y las estadísticas conocidas más recientes sobre las fugas eran de 23.000 al año, parecía que OFGEM tenía muchas preguntas por resolver.

Al menos durante las dos últimas décadas, han aumentado las preocupaciones en ambos lados del Atlántico por el desgaste de las infraestructuras bajo las áreas más pobladas del mundo. En el vecindario de East Harlem en Nueva York, una reciente explosión destruyó un edificio de cinco pisos y provocó la muerte de ocho personas. ¿La causa? Una tubería de más de 127 años de antigüedad. En Lanarkshire, Escocia, días antes de las festividades navideñas de 1999, murió una familia de cuatro personas tras la explosión de su casa. Las investigaciones determinaron que la causa de la explosión fue la fuga de gas natural por rupturas en las tuberías.

En todo el mundo ocurren fugas o rupturas de tuberías que crean la posibilidad de accidentes catastróficos. Los clientes que usan gas natural reclaman: ¿Por qué siguen aún allí abajo estas tuberías viejas?

HACER MÁS CON MENOSEl trabajo de remplazar las tuberías de gas obsoletas generalmente recae en los operadores de Gas Distribution Network (GDN). Sin embargo, a lo largo de los años, en un modelo de control de precios estrictamente regulado, no ha sido fácil para los operadores de GDN obtener los fondos para remplazar las tuberías.

Los operadores de GDN están a cargo de una sorprendente gama de responsabilidades: deben custodiar el medio ambiente; deben satisfacer las demandas de los accionistas y las expectativas de servicio al cliente. Son responsables de la seguridad e integridad de sus sistemas, y se espera que respondan ante emergencias, comercialicen el gas, inviertan en infraestructura y conduzcan proyectos innovadores para mantener y ampliar la red.

Es más, se espera que los operadores de GDN paguen por las mejoras tan necesarias y el trabajo de mantenimiento que evitarán futuros desastres y pérdidas de vidas. No obstante, recuperar el costo de estas mejoras es complicado.

Afortunadamente, los organismos reguladores y los operadores de GDN alrededor del mundo trabajan en conjunto para afrontar directamente esta situación.

En junio de 2014, en una entrevista con la Asociación Nacional de Comisionados Reguladores de Servicios Públicos (National Association of Regulatory Utility Commissioners, NARUC) de Estados Unidos, el director de comunicaciones Robert Thormeyer expresó su optimismo respecto de la respuesta y las acciones de la industria luego de la explosión en East Harlem.

“Nunca digamos: ‘Nunca volverá a suceder’, pero cada vez estamos más preparados y podemos reducir los incidentes de gran alcance como el de Nueva York”, señaló. “Creo que todos somos conscientes de que se necesita del gobierno federal, el gobierno estatal, los servicios públicos y el público para lograrlo. La conciencia existe, los estados están trabajando en ello”.

Thormeyer está en lo cierto. Los estados están trabajando en ello. Para julio de 2014, 38 estados en EE.UU. habían adoptado mecanismos de recuperación a ritmo acelerado que permiten a GDN solicitar la aprobación especial para aumentar los precios con la finalidad de recuperar los costos de reemplazo de tuberías. Otro avance en Estados Unidos es el Programa de Gestión de Integridad de la Distribución (Distribution Integrity Management Program, DIMP), una asociación estatal-federal que le exige a GDN priorizar formalmente los proyectos de reemplazo de tuberías, para así asegurar que se remplacen primero las tuberías más antiguas y/o más dañadas.

UN REVOLUCIONARIO MODELO REGULADOR: RIIO, UNA FÓRMULA EXITOSA EN EL RUMientras que Estados Unidos trabaja en sus propias soluciones únicas, la OFGEM del Reino Unido ha estado también bastante activa. De hecho, la organización ha implementado recientemente un modelo regulador totalmente nuevo llamado RIIO.

RIIO formula ingresos por servicios públicos con un simple cálculo: Ingresos = Incentivos + Innovación + Producción.

En la mayoría de países, por lo general, GDN es responsable de asegurar de manera proactiva el financiamiento para las investigaciones, la tecnología o la mano de obra necesarias para remplazar sus redes de manera segura y económica.

RIIO, por otro lado, exige que los operadores incluyan planes para sus avances tecnológicos y metodológicos, así como los resultados anticipados de los mismos, al obtener la aprobación de sus modelos comerciales. La regulación ha vinculado ingresos e innovación de forma tal que es difícil de ignorar.

Al preguntarle si sería una opción no innovar en virtud del modelo RIIO, un portavoz de National

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Grid explicó: “Es totalmente crucial que mostremos nuestro trabajo con base en la innovación a OFGEM. Si bien hacer muy poco puede ser una opción, no tendría sentido para nosotros en

términos de ingresos financieros, si no aplicáramos una estrategia positiva de innovación”.

El portavoz de National Grid agregó que la compañía ha tomado muy en serio el llamado a innovar; ellos innovan porque creen que es lo mejor para todas las partes involucradas y, lo más importante, que es lo mejor para el cliente. Además del financiamiento de RIIO, National Grid invierte entre US$3,9 millones y US$6,6 millones al año en investigaciones y desarrollo internos.

RESULTADOS INSPIRADORESLisa O’Brien, gerente sénior de comunicaciones en OFGEM, considera que RIIO es un nuevo modelo de prácticas recomendadas. “Ya hemos comenzado a ver la adopción de elementos en toda Europa”, indica. “Hay muchas personas observando cómo aplicamos la regulación”.

Y con mucha razón: Luego de la privatización de la década de 1990, las investigaciones en innovaciones de GDN en el RU comenzaron a disminuir. Al tener los servicios públicos estrictos controles de precios, quedaron menos fondos para los proyectos a gran escala en una industria en constante cambio. El primer intento por abordar esta falta de financiamiento fue el Incentivo de financiamiento de la innovación para el desarrollo sostenible (Innovation Funding Incentive for Sustainable Development, IFI), el predecesor directo de RIIO.

Según el gerente de proyectos para la Estrategia de redes de distribución de gas e innovación de National Grid, Darren White, IFI fue imprescindible

para el desarrollo continuado de la investigación en GDN. “IFI proporcionó el financiamiento exclusivo para algunos proyectos de innovación que quizás no hubieran podido realizarse”, señaló.

“Dado el riesgo que están dispuestos a tomar las redes de distribución de gas, estos proyectos quizás no hubieran sido financiados solo por empresas”.

RIIO lleva el trabajo iniciado por IFI un paso adelante: RIIO requiere que los resultados y derechos de propiedad intelectual de los proyectos financiados por el programa se compartan con otras compañías de distribución locales. En smarternetworks.org se lanzó un portal donde se exige que los servicios públicos publiquen actualizaciones sobre todos los proyectos financiados por la iniciativa. Es un lugar dinámico, con más de 100 proyectos y una oleada de actualizaciones de servicios públicos con verdadera motivación.

El sistema ya tuvo un increíble impacto en la dinámica de la industria. Tenemos, por ejemplo, el proyecto financiado por RIIO sobre la Priorización de la inversión en los sistemas de distribución. Este proyecto recomienda enfoques transferibles entre las estrategias usadas para el remplazo principal en la industria del agua en el RU y las estrategias para el remplazo de tuberías de distribución de gas natural.

Hace tan solo una década este tipo de proyecto hubiera sido muy grande, caro y engorroso. En la actualidad, el proyecto une a colaboradores en otras redes competidoras: Wales & West Utilities, Northern Gas Networks, Scotia Gas Networks y National Grid.

Las compañías de distribución locales están inspiradas. National Grid, por ejemplo, trabaja en un piloto para recompensar y otorgar reconocimiento a las grandes ideas. “Los ingenieros

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Incidentes graves con las tuberías según la causa 22,8% Otras causas

21% Daño por excavación

22,8% Otros daños debido a fuerzas externas

10,2% Falla de material, soldadura y equipo

5,4% Daños por fuerzas naturales

22,8% Operación incorrecta

4,2% Corrosión

Fuente: Archivo de incidentes marcados de PHMSA, 4 de agosto de 2014.

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son tan entusiastas que no tardan mucho en prepararse”, indicó el director de operaciones de National Grid John Pettigrew en una entrevista reciente con Utility Week.

NATIONAL GRID: UN ESTUDIO DE CASOLos servicios públicos tales como National Grid están aceptando conscientemente su rol fundamental con un propósito. National Grid es uno de los servicios públicos de propiedad de inversionistas más grandes del mundo. Todos los días brinda energía a entre 15 y 16 millones de personas y realiza operaciones en el RU y Estados Unidos. En 2012, National Grid colaboró en 17 proyectos conjuntos de GDN. Entre 2008 y 2012, National Grid delegó 83 proyectos de innovación; aproximadamente el 40% se aseguró el financiamiento con socios colaboradores.Algunos ejemplos son:

Sistema de gestión basada en las condicionesNational Grid planea invertir aproximadamente US$942.000 para construir un sistema avanzado de Gestión de riesgos basada en las condiciones (Condition Based Risk Management, CBRM). La CBRM permite que se simule y evalúe el futuro índice de salud y la probabilidad de falla, lo cual a su vez permite que se prioricen las decisiones de inversión.

Investigación de vida del activo de PEEste proyecto de US$3,4 millones financiado conjuntamente por National Grid Gas y Scotia Gas Networks recopilará una variedad de datos relacionados con la red de tuberías de gas de polietileno (PE) más antiguas en el RU, que fueron construidas con una fórmula menos duradera que las tuberías de PE modernas. Para medir el rendimiento de las más antiguas tuberías de primera generación, National Grid y Scotia Gas Networks lanzarán una serie de pruebas exhaustivas para recopilar datos sobre el rendimiento de las tuberías, su condición actual y el período restante de vida útil esperado.

Inspección de pruebas no destructivas por ondas guiadas en las tuberías principalesTres compañías colaboradoras evalúan el uso de nueva tecnología por ondas guiadas en tuberías difíciles de inspeccionar: National Grid, Northern Gas Networks y T.D. Williamson. La tecnología utiliza ráfagas de ultrasonido que son lanzadas al material de la pared de la tubería. La onda devuelve información sobre la corrosión,

rajaduras y el espesor de la pared de la tubería. Si tiene éxito, el nuevo dispositivo permitirá que las tuberías no inspeccionadas anteriormente pasen por una inspección eficiente y reciban una clasificación más objetiva del riesgo.

JUSTIFICACIÓN DE LA IDONEIDAD DE RIIOCon la finalidad de cumplir con las condiciones de financiamiento en virtud de RIIO, los creadores de nuevas innovaciones deben tomar medidas adicionales para probar que sus tecnologías se adecuan a un conjunto de beneficios básicos para las partes interesadas. Por ejemplo, considere la tecnología POLYSTOPP®. La tecnología POLYSTOPP es un método para detener el flujo utilizado dentro de las tuberías de PE. La tecnología les da a los operadores una alternativa para exprimir la tubería cuando desean detener el flujo de gas.

En virtud del financiamiento de IFI, National Grid evaluó las tecnologías POLYSTOPP en líneas más pequeñas y concluyó que “National Grid puede aprobar los productos operativos para detener el flujo para tuberías de mayor diámetro”. Para asegurar la elegibilidad de la tecnología en virtud de RIIO, los creadores de POLYSTOPP en T.D. Williamson, una compañía de soluciones de tuberías a nivel mundial, han adaptado su tecnología con los beneficios de las partes interesadas.

Tecnología para detener el flujo POLYSTOPP® de T.D. Williamson.

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UN FUTURO (MÁS) BRILLANTELos operadores en ambos lados del océano están creando formas innovadoras para garantizar la seguridad e integridad de los gasoductos. Soluciones como DIMP y RIIO ayudan a los operadores a lograr un avance significativo con respecto a la actualización y el reemplazo de tuberías antiguas y corroídas.

La industria ya ha dado grandes pasos más allá de donde se encontraba hace una década. En un ejemplo dado por Tom King, director ejecutivo de US National Grid, al seguir su programa de DIMP en Rhode Island, han reducido las reparaciones de fugas por milla en más del 40%.

El RU ha gozado un éxito similar: De 1990 a 2002, ocurrió un promedio de cuatro incidentes relacionados con las principales tuberías

de hierro al año; para 2012, esa cantidad se redujo en casi la mitad, a solo 2.2 al año.

Como lo resume la vicepresidente sénior y director de operaciones de la Asociación Estadounidense de Gas (American Gas Association), Lori Traweek, las compañías de servicios públicos se han comprometido a mejorar la infraestructura.

“Existe un creciente esfuerzo por acelerar el remplazo de tuberías que ya no son aptas para el servicio”, declaró. “Tenemos una tremenda oportunidad de utilizar un recurso que es abundante y ello ofrece beneficios medioambientales. En tanto las redes y los reguladores sigan trabajando en conjunto, poniendo a las partes interesadas en primer lugar, el futuro de las redes de distribución de gas ciertamente luce bastante brillante”.

La operación para aislar una sección de la tubería se puede realizar en menos de una hora de la electrofusión del acoplamiento. El desvío temporal entre las dos válvulas universales temporales permite que el gas continúe fluyendo durante la operación.

Solo se pierde el gas en la sección aislada. Además, los tamaños de excavación son más pequeños y se envían menos materiales de desperdicio al vertedero.

La tecnología POLYSTOPP® protege la tubería de daños inducidos por las tensiones. Menos daño significa preservar la integridad a largo plazo de la tubería.

Debido a que el obturador de POLYSTOPP® es rígido, la tecnología minimiza o elimina posibles fugas peligrosas durante el proceso de obturación.

Adecuación de la tecnología a los beneficios de los interesados

BRINDAR UN SERVICIO DE CALIDAD PARA TODOS

MEJORAR LA SATISFACCIÓN DEL CLIENTE Y LOS INTERESADOS

TRANSICIÓN A UNA ECONOMÍA DE BAJO CONSUMO DE CARBONO

Y MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL

SALVAGUARDAR A LAS FUTURAS GENERACIONES

CONDICIÓN FUERTE DE ACTIVO OPTIMIZACIÓN DE REDSER CONFIABLE

ENTREGA DE TRABAJO Y ELIMINACIÓN DEL RIESGO EN FORMA SEGURA Y EFICAZ MANTENER A LAS PERSONAS A SALVO

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Eventos, ponencias y conferencias de TDW

Puntos deContacto

Bakken Oil Product and Service Show

8 al 9 de octubre | Williston, Dakota del Norte | EE.UU.

Semana de las tuberías28 al 30 de octubre | Houston, Texas | EE.UU.

Operaciones en aguas profundas4 al 6 de noviembre | Galveston, Texas | EE.UU.

Exposición y conferencia internacional sobre tuberías30 de septiembre al 2 de octubre | Calgary, Alberta |Canadá

ADIPEC: Exhibición y conferencia internacional sobre petróleo en Abu Dhabi

10 al 13 de noviembre de 2014 Abu Dhabi, EAU

La Exhibición y conferencia internacional sobre petróleo en Abu Dhabi (ADIPEC) da la bienvenida a todos los profesionales de la industria de petróleo y gas de todas partes del mundo. El evento ahora está clasificado entre los 3 mayores eventos sobre petróleo y gas a nivel mundial y es sin lugar a dudas la exhibición y conferencia líder para los profesionales de la industria de petróleo y gas en Medio Oriente, África y el subcontinente Asiático. El éxito y el desarrollo van de la mano con la longevidad y el evento de este año tiene lugar entre el 10 y 13 de noviembre de 2014, marcando 30 años de servicio a la industria de petróleo y gas en todo el mundo. Hall 4, Stand 4410 T.D. Williamson #ADIPEC

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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.

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30 DE SEPT. al 2 de oct. Exposición y conferencia

internacional sobre tuberías Calgary, Alberta, Canadá

8-9 Bakken Oil Product and Service Show Williston, Dakota del Norte, EE.UU.

14-16 Días de tecnología para alta mar Bergen, Noruega

18-21 Exhibición y Convención Anual de APIA Melbourne, Victoria, Australia

28-30 Semana de las tuberías Houston, Texas, EE.UU.

4-6 Operaciones en aguas profundas Galveston, Texas, EE.UU.

10-13 ADIPEC Abu Dhabi, EAU

19-20 Tank Storage Germany Hamburgo, Alemania

2-5 POLLUTEC Lyon, Francia

N O V I E M B R E D E 2 0 1 4

Indica que TDW presentará un libro blanco en este evento

ADIPEC10 al 13 de noviembre | Abu Dhabi | EAU

Exhibición y Convención Anual de APIA18 al 21 de octubre | Melbourne, Victoria | Australia

Días de tecnología para alta mar14 al 16 de octubre | Bergen | Noruega

Tank Storage Germany19 al 20 de noviembre | Hamburgo | Alemania

POLLUTEC2 al 5 de diciembre | Lyon | Francia

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ELIMINAR EL RIESGO:EXPECTATIVA DE Ø FUGAS, Ø ERRORES, 100% DEL TIEMPO.

P• Redoblar la seguridad del aislamiento

• Siete cierres colocados en menos de 30 minutos

• ¿Qué dicen los números?

• Reducción de la incertidumbre a cero

iense en crear un aislamiento temporal para reparar o rehabilitar una tubería de distribución de gas que desee mantener

en operación mientras completa el trabajo. ¿Qué pasaría si no puede obtener un buen cierre en el primer intento que detenga completamente la fuga de gas natural? Como mínimo desperdiciará productos, tiempo, dinero y otros recursos limitados.

Además, como lo indica Frank Dum, usted está trabajando en un ambiente lleno de vapor, donde el riesgo es elevado. Debido a que las tuberías de distribución de gas están ubicadas en zonas pobladas o cerca de ellas, se debe garantizar la seguridad.

Dum, un experto en soluciones de aislamiento y derivación que trabaja en Estados Unidos, se dedica a hacer que los aislamientos de tuberías sean más seguros y rentables. Él es uno de los primeros en decirle que los accidentes durante el aislamiento de tuberías son poco frecuentes. Pero eso no quiere decir que no se vayan a cometer errores.

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ELIMINAR EL RIESGO:EXPECTATIVA DE Ø FUGAS, Ø ERRORES, 100% DEL TIEMPO.

Redoblar la seguridad del aislamientoDesde la introducción del aislamiento mediante doble cierre y venteo con la tecnología de obturación STOPPLE®, los propietarios y operadores de distribución de gas natural alrededor del mundo han logrado conseguir rápidamente aislamientos más seguros.

El aislamiento mediante doble cierre y venteo tradicional requiere el uso de dos tapones obturadores y por lo tanto requiere dos conexiones y perforaciones en caliente. Pero el sistema de obturación STOPPLE patentado, desarrollado por el proveedor de servicios de tuberías mundial T.D. Williamson (TDW), reduce el número de conexiones y perforaciones en caliente a la mitad. Con el sistema de obturación STOPPLE, se insertan

dos tapones obturadores conectados que se mueven juntos por una sola entrada dentro de la tubería. Se coloca un puerto de venteo entre los dos tapones obturadores, creando una zona de cero energía. Cualquier producto que escape más allá del primer tapón se purgará fuera de la línea antes de que pueda alcanzar al segundo tapón. Al prevenir la filtración de gas, este enfoque permite que los operadores brinden un ambiente más seguro para el personal que trabaja en una etapa posterior del aislamiento.

Aunque se han adoptado diferentes metodologías de aislamiento mediante doble cierre y venteo en toda la industria (para el uso en líneas de transmisión de alta presión de Canadá y que se requiere en la mayoría de refinerías en los Estados Unidos), todavía no se alcanza una métrica de desempeño: un cierre a

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prueba de fugas. Aunque el éxito de cualquier trabajo de aislamiento depende de colocar los tapones obturadores de manera que cierren completamente, no se garantiza que se cree un cierre aceptable a prueba de fugas en el primer intento.

Sin embargo, Dum indica que el sistema de obturación STOPPLE ha incrementado de forma significativa la posibilidad de alcanzar un buen cierre en el primer intento. Esto significa que es más seguro de usar. Y debido a que requiere un 50% menos de penetraciones en las tuberías, se requieren menos soldaduras y menos equipos en la línea.

Además de esos beneficios, el éxito en el primer intento de la tecnología de obturación STOPPLE significa que todo el proceso de obturación puede ser más rápido también.

Siete cierres colocados en menos de 30 minutos Cuando opera una tubería que brinda el 75% de gas natural a los residentes y negocios de una animada ciudad como Nashville, Tennessee,

mantener el flujo de energía no solo es una prioridad sino que no es negociable. Incluso durante un mantenimiento de importancia, una purga no es una opción.

Pero, ¿qué pasa cuando llega el momento de remplazar el tubo distribuidor de 50 años en la tubería principal de gas? ¿Cómo puede remplazarla sin interrumpir el servicio?

Este fue el desafío número uno que los operadores de la tubería de gas más larga de Nashville enfrentaron en 2011. Y como si esa tarea no fuese lo suficientemente abrumadora, el operador tuvo que enfrentarse a siete líneas separadas que recorrían por el tubo distribuidor, líneas que variaban de 8 pulgadas a 20 pulgadas

de diámetro. Y para confundir más aún el asunto, ninguno en el equipo sabía exactamente dónde estaba ubicado el tubo distribuidor (solo sabían qué tan grande era) o cuánto equipo necesitarían para excavar, aislar, retirar y remplazarlo.

Pero una cosa era segura. El operador tendría que realizar una perforación en caliente y obturar las siete líneas y crear un desvío temporal antes de que pudieran comenzar a retirar el tubo distribuidor. Debido a que las líneas estaban plagadas de anomalías que incluían corrosión, picaduras y ovalidad (problemas que podrían dificultar la realización de un buen cierre con obturación), estimar cuánto tiempo tomaría el proceso de derivación y obturación se basaba de la misma manera en la experiencia pasada y en conjeturas. Por consiguiente, el operador se otorgó un programa generoso, que le permitía completar todo el trabajo en al menos dos semanas.

Sin embargo, al usar la tecnología de obturación STOPPLE, el operador avanzó rápidamente, de forma segura y efectiva a través del proceso de derivación y obturación. De hecho, los siete tapones obturadores

se colocaron en aproximadamente 30 minutos. Y después de menos de 30 minutos, las válvulas de venteo se abrieron y el operador verificó que se había alcanzado un cierre del 100%.

En otras palabras, tomó menos de una hora colocar los siete sistemas de obturación STOPPLE, con cierres viables al 100% en el primer intento.

Dado que el operador conocía las anomalías comunes de las tuberías, a Dum no le sorprende que se haya asignado un tiempo extra para la derivación y obturación. Tampoco le sorprende que el sistema de obturación STOPPLE haya excedido todas las expectativas.

“El operador pensó que les sería muy difícil conseguir un buen cierre”, afirma Dum. “Pensaron que tendrían que cambiar los elementos de cierre, regresar en el proceso y tratar de obtener un mejor cierre, repitiendo el proceso una y otra vez. Hubiera sido como un juego en el que tendrían que adivinar cuál estaba goteando, pero no fue necesario con la tecnología de obturación STOPPLE”.

¿Qué dicen los números?Completar un proyecto de aislamiento de forma segura, exitosa y rápida no solo es un buen negocio sino que existe también un beneficio financiero cuando se reduce el tiempo de derivación y obturación.

Veronyca Kwan es la encargada de ayudar a los operadores a entender lo mucho que pueden ahorrar al conseguir un buen cierre en el primer intento.

Como analista sénior de mercado de negocios para TDW, Kwan se enfoca en la economía y el aspecto del valor del proceso de derivación y obturación. Como tal, a ella le preocupa cuantificar (desde la perspectiva del dinero efectivo) cuán importante es para los propietarios y operadores de activos de gas natural conseguir un buen cierre sin fugas en el primer intento todas las veces. Incluso ha desarrollado una calculadora para sacar las cuentas.

Según Kwan, la calculadora ayuda a los propietarios y operadores a decidir si es más económico interrumpir una tubería para repararla o realizar otra actividad; usar un aislamiento estándar; o usar la tecnología de obturación STOPPLE.

Mediante la evaluación de datos que incluyen estado de tuberías, longitud, diámetro, otras variables y parámetros de funcionamiento, e incluso consideraciones ambientales, la calculadora puede producir resultados en tiempo real hechos a la medida para diferentes condiciones de operación.

Con la tecnología de obturación STOPPLE que proporciona altos índices de éxito en el primer intento, el operador mantiene el flujo del producto, no desperdicia mano de obra y elimina otros costos. En la mayoría de los casos, los ahorros generados por el uso del sistema son muy superiores a su costo inicial, afirma Kwan.

Para el proyecto de Nashville, el operador contaba con grúas de 100 toneladas, excavadoras, otros equipos auxiliares y un equipo de 40 a 50 personas de reserva en el lugar, listos para comenzar a trabajar una vez que se completaran los aislamientos. A un precio de US$ 50.000 a US$ 100.000 por día, los retrasos causados

por cierres de obturación que no eran perfectos podrían sumar enormes cantidades de dólares en gastos relacionados con personas y equipos parados.

Kwan se refiere a la calculadora como “orientada a la ingeniería” e indica que produce una hoja de cálculo correspondiente que resume las tareas de respaldo.

“Estamos tratando de identificar ahorros netos de tiempo, dinero, mano de obra, equipos, tarifas y más”, afirma Kwan. “De esta manera, la calculadora ofrece valor a los propietarios y los operadores”.

Reducción de la incertidumbre a ceroSi todas las tuberías de distribución de gas fuesen nuevas, los operadores no tendrían que pensar dos veces en los problemas relacionados con la antigüedad como la corrosión y las picaduras que causan dificultades de obturación en el primer intento.

Pero en el mundo real, las tuberías de distribución de gas tienen varios años de funcionamiento. Muchas de las redes de distribución de gas de Europa datan de las décadas de 1960 y 1970; en Dinamarca, Irlanda y España, las tuberías son menos antiguas, pero están instaladas desde mediados de la década de 1980. En Estados Unidos, el 44% de las tuberías de distribución de gas se instalaron durante la década de 1970 o antes.

Incluso en las nuevas tuberías (hay muchas que se están construyendo en todo el mundo), las diferentes presiones y otros entornos operativos pueden afectar la tasa de éxito de obturación en el primer intento.

Aunque la antigüedad de la tubería no impidió que la tecnología de obturación STOPPLE alcance una tasa de éxito del 100% en el primer intento en Nashville, empresas como TDW están evaluando formas de superar problemas como las presiones operativas y los defectos que pueden afectar la tasa de éxito en el primer intento de los cierres de obturación en tuberías de cualquier edad.

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TRABAJADORES INACTIVOSEQUIPO INACTIVO

(EQUIPO DE 40-50 TRABAJADORES)(GRÚA DE 100 TON, BULLDOZERS

Y EQUIPO ADICIONAL)

El impacto �nanciero de los retrasos creados por obturaciones imperfectas

$50.000 -$100.000DÓLARESAMERICANOSPOR DÍA

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El retorno del accionista, la regulación en aumento, un público más involucrado y la necesidad siempre presente de reducción y mitigación del riesgo. En pocas palabras, administrar tuberías y plantas de procesamiento es usualmente un desafío abrumador. Sin embargo, la revista Innovations™ lo hace ligeramente más manejable.

Desde la innovación de la industria hasta el análisis del mercado y sus tendencias, el personal editorial de la revista Innovations está comprometido a entregar contenido interesante con comentarios valiosos de los expertos más respetados de la industria de las tuberías presurizadas. Lo animamos a unirse al diálogo hoy mismo.

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gestionar un programa interno. Las compañías de servicios públicos a gas más grandes pueden tener un programa gestionado, pero continúan su búsqueda de nuevas soluciones y técnicas para hacer sus DIMP más efectivos.

Para ayudar a los operadores de distribución pequeños en la creación del DIMP, la Asociación Pública Estadounidense de Gas (American Public Gas Association) elaboró el SHRIMP: Plan simple y práctico de gestión de integridad basado en los riesgos (Simple, Handy, Risk-based Integrity Management Plan, SHRIMP). El SHRIMP es una aplicación de software diseñada para los servicios públicos de distribución de gas que carecen de la ingeniería y gestión internas necesarias para mantener un DIMP. La herramienta ayuda a los operadores a entender sus datos y crear un plan por escrito.

Si bien el SHRIMP es específico para operadores pequeños, los operadores de distribución pequeños y grandes pueden aprender de nuevas soluciones de gestión de integridad y tecnología del mercado de transmisión, cuyas técnicas de gestión se pueden transferir fácilmente a la distribución. Y dado que el DIMP es ahora un requisito, muchas compañías que ofrecen servicios de evaluación y reparación para el mercado de transmisión han ampliado también su pericia a la distribución. Por ejemplo, los proveedores de servicios como T.D. Williamson ofrecen herramientas integrales de inspección interna

y tecnologías de evaluación no destructivas (NDE) y servicios para uso en ambos mercados, el de transmisión y el de distribución. Las herramientas de inspección interna pueden brindar datos relacionados con la pérdida de material interno

y externo en las tuberías, cambios dentro de la pared de las tuberías, ampliación de tubería y otras anomalías que pueden ayudar a predecir las fugas. Después de recolectar los datos sobre los sistemas de tuberías, se usa la NDE para verificar su precisión de modo que los operadores puedan priorizar y mitigar los riesgos de manera efectiva.

Cambios positivos para el mercado de distribuciónBurk, que estuvo muy involucrado en los esfuerzos de implementación del DIMP en NAPSR, señala que ha observado que los operadores están haciendo

cambios constructivos en las maneras en que abordan los riesgos. Además, como resultado de la identificación de posibles amenazas, el mercado de distribución como un todo está trabajando para reducir la cantidad de incidentes peligrosos. En Estados Unidos, Burk señala que “durante los últimos cuatro a cinco años, 32 estados han promulgado leyes que permiten una recuperación a ritmo acelerado de los costos relacionados con el remplazo de tuberías en riesgo. Los operadores pueden acelerar el remplazo con base en los análisis de riesgos. Y como resultado de la evaluación de sus datos, los operadores ahora pueden enfocarse en sus recursos para remplazar los servicios públicos de más alto riesgo”.

PROCESO SHRIMP

INGRESAR/CONFIRMAR INFORMACIÓN DEL SISTEMA

SELECCIONAR AJUSTES

COMPLETAR ENTREVISTAS DE RIESGOS

VALIDAR LAS CLASIFICACIONES DE RIESGOS

SELECCIONAR ACCIONES ADICIONALES

SELECCIONAR MEDIDORES DE RENDIMIENTO

CREAR UN PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

PLAN DE DESCARGA

La herramienta APGA ayuda a los operadores a entender sus datos y crear un plan por escrito.

de referencia en todas las herramientas de inspección interna actuales y futuras”, afirmó Skoumal.

Superar los desastres

HALT se puede utilizar en todas las industrias, dice Doertenbach. “Nosotros nos dedicamos a la industria aeroespacial y de control de tráfico aéreo. Se mencionó a HALT en la Cámara durante un debate sobre sistemas de defensa con misiles”.

Recientemente, HALT ayudó a un cliente de Qualmark del sector de exploración y producción de petróleo y gas a detectar por qué un un componente eléctrico no funcionaba correctamente en el fondo del pozo. “Falló dos veces en el fondo del pozo y costó mucho dinero”, afirma Doertenbach. En 20 horas de realizar pruebas [HALT], habíamos producido el mismo desperfecto. Les dio la oportunidad de analizar el desperfecto”.

Fundamentalmente, afirma Doertenbach, los fracasos que se encuentran con HALT como estos son realmente éxitos.

“Si puedes descartar un modo de fracaso, significa dinero a tu favor”.

Superar los límitesCONTINÚA DE LA PÁGINA 11

Estándares del DIMP CONTINÚA DE LA PÁGINA 13

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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EN SECUENCIA

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Nuevepasos para

Abrir puertos de purga para lograr una zona con cero energía. Al abrir los puertos de purga, el operador logra un verdadero aislamiento de purga y doble bloqueo, permitiendo un excelente sellado y nula fuga de producto en el área aislada.

3

La ilustración muestra la tecnología de aislamiento de obturación de STOPPLE® de T.D. Williamson.

Instalar la válvula SANDWICH® y las válvulas de rosca. Estas válvulas están ubicadas sobre los acoples para permitir la inserción y remoción de equipos de la tubería sin pérdida de producto.

Los acoples de soldadura, acoples de derivación y los vástagos de la válvula de rosca están alineados. Estos acoples están fijos a la línea de forma permanente para permitir el montaje de equipos de derivación y obturación.

Tapón obturador aguas arriba colocado por completo. Una vez que está colocado, el elemento de cierre aguas arriba detiene por completo el flujo en el área aislada, que luego se drena.

EL TIEMPO DE INACTIVIDAD Y LAS OPORTUNIDADES PERDIDAS YA NO SON resultados inevitables del mantenimiento y reparación de tuberías. Presentamos nueve pasos para lograr mayor seguridad en el lugar de trabajo, flujo ininterrumpido y mayor éxito de cierre en la primera vez.

Derivar todos los acoples. Con brocas piloto y cortadores, la mecha

de derivación perfora la pared de la tubería para crear una vía para la inserción del equipo.

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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UN AISLAMIENTO

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Nuevepasos para

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DOBLE REFORZADO Y DESVÍO

Tapón obturador hacia abajo completamente colocado. Al colocar el segundo elemento de cierre, que es apropiado para la presión total de la tubería, el tapón aguas arriba se traslada a un ambiente neutro.

Rueda delantera aguas arriba parcialmente colocada en el fondo de la tubería. Esta colocación parcial del tapón obturador reduce la velocidad y desvía el flujo del producto hacia la derivación, que permite la fijación del tapón obturador aguas abajo.

Completar el mantenimiento de la tubería. Al completar el mantenimiento requerido o preventivo de la tubería se reanuda su total funcionamiento. Con obturadores de cierre y bridas ciegas colocadas en los acoples, se desensambla la derivación y se quitan todos los equipos temporarios.

Instalar tubería de derivación y permitir el paso de flujo a través de la derivación. La tubería de derivación permite el desvío del producto alrededor de la sección aislada de la tubería, lo que permite que el operador continúe produciendo y generando ingresos.

CREAR ANUNCIO DE DISTRIBUCIÓN EH DE SER POSIBLE(SINO UTILIZAR

EL ANUNCIO NDE DE Q2)

América del Norte y del Sur

Europa / África / Medio Oriente

Asia Pacífico

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