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Hacemos que lo Imposible

sea Posible

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La calidad llega hasta lo profundo.

con la Máquina de Perforación Submarina 1200RC de TDW.

La operación remota permite el acceso submarino, reduce la dependencia de los buzos y acelera la ejecución.

Compacta y liviana para el manejo fácil en condiciones adversas.

Funciona a poca profundidad, hasta 3000 metros (9842 pies) de profundidad.

El control remoto en la parte superior mediante computadora portátil garantiza la visibilidad total para lograr una precisión y una eficacia óptimas.

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

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Norteamérica y Sudamérica +1 832 448 7200

Europa/África/Medio Oriente +47 5144 3240

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Submarina 1200RC o nuestra línea completa de soluciones de

Servicios Costa Afuera, comuníquese con el representante de TDW

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2 | PANORAMA EJECUTIVODe la tierra al mar.

4 | PERSPECTIVA GLOBALDesafíos de ductos encuentran soluciones afines.

6 | ENFOQUE TECNOLÓGICO Bloqueo: Aislamientos costa afuera para líneas de menores diámetros.

8 | TEMAS DE SEGURIDADVer el panorama completo en el momento de mayor importancia.

10 | PENSAMIENTO A FUTUROEstar preparados: Cuando las demandas de productos superan la capacidad de servicio.

12 | REPORTE DEL MERCADO Trabajando en aislamiento de ductos: Desde la reparación de válvulas hasta la construcción de nuevas instalaciones.

20 | PUNTOS DE CONTACTOEventos, documentos y conferencias sobre ductos.

28 | EN SECUENCIALimpieza costa afuera en 4 etapas.

14 | Nota de portada: La elevación de LimaCon el hundimiento de una plataforma y más de 5 millones de clientes en riesgo, la movilización internacional y las nuevas tecnologías salvan el día.

22 | El poder de la uniónYa sea que trabajen en el Golfo de México o en el Mar del Norte, a poca o mucha profundidad, los operadores deben trabajar en conjunto para superar problemas comunes.

S E C C I O N E S

EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganEDITOR DE ADMINISTRACIÓN Waylon SummersDIRECTOR DE ARTE Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinFOTOGRAFÍA Douglas Barnes, Adam Murphy, Ezequiel ScagnettiILUSTRACIONES DE LA NOTA DE PORTADA Patrick Gnan, representado por Deborah Wolfe, LTD.

T.D. WilliamsonNorteamérica y Sudamérica +1 918 447 5000Europa/África/Medio Oriente +32 67 28 3611Asia Pacífico +65 6364 8520Servicios Costa Afuera +47 5144 3240info@tdwilliamson.com | www.tdwilliamson.com

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

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. Queda prohibida la reproducción total o parcial sin el debido permiso. Impreso en los Estados Unidos de América.

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con la Máquina de Perforación Submarina 1200RC de TDW.

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Observe cualquiera de las tecnologías con las que interactúe: un teléfono celular, una tableta o un monitor con pantalla táctil. Ahora pregúntese de dónde proviene; no se trata de adivinar el país donde se fabricó, sino la manera en que efectivamente pasaron a tomar forma. ¿Quién las soñó? ¿Qué impulsó su creación? Probablemente el origen de varios de sus dispositivos, o al menos de sus respectivos componentes, se puede rastrear a un evento que alteró el curso del mundo: el conflicto militar internacional de principios de la década de 1940.

Si bien muchos de los avances tecnológicos de esa época estuvieron directamente vinculados con intervenciones bélicas, tales como desarrollos de armas pesadas, aeronaves y vehículos navales, se produjeron muchos descubrimientos menos difundidos en campos afines tales como la tecnología electrónica, la tecnología de las comunicaciones y la tecnología industrial, lo cual incluye avances trascendentales en el transporte de hidrocarburos.

Analicemos el primer ducto submarino, construido en el Reino Unido en 1942. Esta hazaña de ingeniería fue una prueba de la capacidad de los Aliados para tender ductos en el Canal de la Mancha, que en última instancia, brindaron asistencia a las tropas después del desembarco de Normandía de 1944. Si bien la industria de la energía no aprovechó de inmediato esta tecnología, el avance inevitable hacia el desarrollo submarino comercial había comenzado.

Aproximadamente en la misma época, T.D. Williamson fue contratada para participar en el negocio de los ductos—a través de un proyecto de limpieza, como resultado de la inmediata e intensa necesidad internacional de obtener mayores cantidades de gas y petróleo. TDW entonces experimentó su primera era de investigación de productos On Shore y el inicio de su desarrollo.

Durante los siguientes 60 años, TDW se concentró en resolver los desafíos cada vez más complejos de los operadores terrestres y desarrolló un portafolio que abarca prácticamente cualquier aspecto del servicio de ductos. Pero cerca del cambio de siglo, la creciente demanda de servicios y experiencia costa afuera obligó a TDW a mirar hacia el mar.

Ya siendo una compañía internacional, con plantas de fabricación y centros de servicio en todo el mundo, TDW estaba bien posicionada para reunirse con operadores de costa afuera donde se encontraran. Los centros estratégicos del Golfo de México y del Mar del Norte fueron de especial valor. Desde allí, TDW comenzó a diseñar una nueva generación de soluciones para ductos costa afuera, con las cuales se ayudó a los operadores a controlar los riesgos, optimizar el rendimiento y extender la vida útil de sus activos.

Por ende, la próxima vez que estudie minuciosamente un Diagrama de ductos e instrumentación (PID, por sus siglas en inglés) de una plataforma, aísle

POR MIKE BENJAMINVICEPRESIDENTE SÉNIOR – MARKETING Y TECNOLOGÍA,

T.D. WILLIAMSON

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

De la tierra al mar

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una zona durante la construcción o planifique el reemplazo de una válvula de cierre de emergencia, sabrá dónde nació esa tecnología y qué motivó su existencia. También sabrá que TDW estará allí para usted y seguirá invirtiendo en procesos y tecnologías para ayudar a gestionar y reducir los riesgos de las

operaciones costa afuera, y permitirle de manera efectiva llegar más lejos, con mayor amplitud y a una profundidad cada vez mayor.

Y de eso trata esta edición de la revista Innovations™. Esperamos que le resulte de gran valor y que disfrute de la experiencia.

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La automatización es la clave A fin de aumentar el control eficiente tanto del volumen como del flujo de los líquidos de gas natural que ingresan en la planta de procesamiento, un proveedor de Ohio invirtió en su segundo sistema de 24” x 30” SmartTrap® Automatizado, incluido el servicio de acompañamiento en campo. Además de reducir considerablemente los requisitos de mano de obra vinculados con la limpieza diaria de la línea troncal de 24 pulgadas, el dispositivo de lanzamiento automatizado disminuirá el desgaste de sus válvulas de 24”. Minimizará la exposición de los empleados a entornos peligrosos y reducirá el escape de “gas natural no previsto” que se produce en las aberturas de cierre.

Incremento en Eagle Ford Uno de los 10 productores más importantes del yacimiento de Eagle Ford recientemente maximizó el rendimiento de su amplio sistema de recolección de diámetros pequeños mediante la incorporación progresiva de un programa de gestión de limpieza e integridad proporcionado por TDW. Luego de una limpieza pormenorizada de las líneas de 6, 8, 10 y 12 pulgadas con limpiadores de tuberías cada vez más agresivos, el operador ahora disfruta de los beneficios de un caudal maximizado y datos más precisos provenientes de la corrida de las herramientas de Deformación (DEF, por sus siglas en inglés) y Pérdida de Flujo Magnético (MFL, por sus siglas en inglés).

INDIA EE. UU.

Fuerzas de la naturaleza Un ducto de gas de 30” sumergido colapsó a raíz de las fuertes corrientes e inundaciones que se produjeron luego de fuertes lluvias; como consecuencia, el ducto se desplazó forzosamente entre 5 y 8 metros por el lecho del río y expuso cerca de 30 metros de tubería por encima del nivel del agua. El operador se vio obligado a cerrar la línea. No obstante, TDW fue capaz de mitigar la fuga creando rápidamente un bypass para permitir el flujo del producto, todo esto se realizó en un plazo de tan solo 5 semanas.

Perspectiva Global

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CANADÁ COLOMBIA

Una mayor comprensiónVarios operadores de ductos de Canadá recientemente se reunieron en Toronto para asistir a una conferencia de integridad de tres días, patrocinada por TDW. Además de un discurso inaugural de Gonzalo Juárez, gerente sénior de Riesgo y estrategia para la integridad de Enbridge Gas Distribution, los operadores recibieron una capacitación sobre la plataforma de Set de Datos Múltiples (Multiple Dataset), detección de grietas EMAT, análisis de datos y examinación no destructiva, lo cual incluye una descripción profunda de la Identificación positiva de materiales (PMI, por siglas en inglés). La capacitación finalizó con un recorrido al Centro de capacitación y operaciones de Enbridge Gas Distribution.

NORUEGA

Aislar y lograr Un productor de gas natural licuado (GNL) de Sarawak planea reemplazar varias válvulas de su línea troncal de costa afuera de 36 pulgadas. A fin de lograr los aislamientos seguros necesarios para llevar a cabo este mantenimiento, se contrató a TDW para brindar al operador la tecnología de aislamiento no invasiva SmartPlug®. En 2009, el operador llevó a cabo con éxito un trabajo con un alcance prácticamente idéntico en otra de sus líneas troncales.

Perspectiva Global Soluciones en ductos presurizados alrededor del mundo

MALASIA

Respuesta ante emergenciasUna de las petroleras de mayor envergadura del país se prepara para garantizar la seguridad de sus operaciones futuras al fortalecer su Sistema de emergencia para la reparación de ductos (EPRS, por sus siglas en inglés). Para redondear la preparación de su red de oleoductos de clase ANSI 900, recientemente la compañía adquirió equipos adicionales de perforación en caliente (hot tap) y asistió a capacitaciones avanzadas para operadores, dictadas en las instalaciones de TDW Colombia.

Bien preparadosMuchos operadores de costa afuera han estado invirtiendo en el incremento de la seguridad a través de los sistemas de emergencia para reparación de ductos (EPRS). En esencia, el EPRS constituye una inversión previa en soluciones de emergencia para reparaciones y equipo afín ANTES de que se produzca una falla, con la finalidad de aumentar la capacidad de respuesta, atenuar el impacto ambiental y reducir el tiempo de inactividad. Como parte del contrato Macro de prestación de servicios celebrado con TDW, una compañía de importancia en exploración y producción con sede en Estados Unidos, recientemente contrató servicios de almacenamiento y mantenimiento para dos abrazaderas de 34 pulgadas y acceso a la máquina submarina de perforación en caliente controlada en forma remota de TDW, la 1200RC submarina.

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E N F O Q U E T E C N O L Ó G I C O

Bloqueo:Aislamientos costa afuera

Las compañías que crean tecnología siempre están trabajando en la próxima gran idea.

A menudo, la innovación se origina a partir de una idea de vanguardia, original y repentina.

Pero en ocasiones, en lugar de una revolución, solo basta con una evolución.A menudo, esa evolución comienza con un pequeño estímulo del mercado.Ese es el caso de las funciones de bloqueo hidráulico del sistema de

aislamiento sin fijación controlado en forma remota SmartPlug®. Durante más de 20 años, se han usado versiones en evolución de esta tecnología de obturación no invasiva para aislar ductos de costa afuera. Las herramientas SmartPlug, diseñadas por el proveedor de servicios para ductos T.D. Williamson (TDW), aíslan de forma remota y detienen el flujo del producto en un área determinada del ducto, a fin de que se lleven a cabo tareas de mantenimiento, reparación y/o conexión, en un entorno seguro e inerte.

Un componente clave del sistema es su capacidad para bloquearse de manera hidráulica durante el aislamiento en una línea de presión inferior. Este mecanismo de bloqueo complementa, o incluso puede reemplazar, al diferencial de presión de ductos para fijar de manera más segura la herramienta de aislamiento.

Sin las capacidades de bloqueo hidráulico, y en el caso de un descenso considerable de la presión del ducto, la presión diferencial en el obturador podría disminuir hasta el punto en que la herramienta naturalmente comenzara a soltarse. Esto haría que el operador del ducto y el proveedor de servicios tomaran medidas correctivas inmediatas y se generarían demoras y pérdidas de tiempo y dinero, lo cual posiblemente ponga en peligro toda la operación. Pero las capacidades de bloqueo hidráulico brindan un nivel adicional de seguridad y protección, lo que permite que la herramienta mantenga el aislamiento sin importar los cambios de presión dentro del ducto.

“La capacidad de bloqueo hidráulico aumenta en gran medida la seguridad durante el aislamiento del ducto”, explica Gary Anderson, director de SmartPlug Technology. “Al seguir ampliando la función de bloqueo en todos los tamaños de la herramienta, los operadores se beneficiarán en última instancia de la misma protección y mitigación de riesgo, independientemente del diámetro de la línea”.

El bloqueo hidráulico como necesidadLas herramientas SmartPlug se distribuyen en una variedad de tamaños: para cada diámetro de ducto desde 8 a 48 pulgadas, existe una herramienta de aislamiento única y específica con un sistema de control inteligente y patentado que se corresponde a ella. Los operadores de costa afuera que cuentan con experiencia en el uso de la herramienta SmartPlug en ductos de mayor diámetro solicitaron a TDW que agregara un sistema hidráulico al sistema de control para

emplearlo en las líneas de menor diámetro. De acuerdo con Anderson, no solo los operadores ven a la tecnología como una opción, algunos la consideran una necesidad.

Anderson cita un ejemplo de un operador que trabaja en el Golfo de México que considera a las capacidades de bloqueo hidráulico una parte imprescindible de su operación de obturación.

“Para este operador, la capacidad de bloqueo hidráulico constituye una función de seguridad ‘esencial’”, afirma Anderson. “El cliente necesita aislar un ducto de menor diámetro, pero el sistema de control anterior para este tamaño en particular de herramienta SmartPlug todavía no tenía la capacidad para bloquear hidráulicamente la herramienta en su lugar”.

Esta necesidad aceleró la introducción de la siguiente generación de módulos de control, que enmarca a la herramienta dentro de las pautas operativas del cliente y brinda el nivel exigido de seguridad y redundancia.

Todos los sistemas de control SmartPlug son controlados desde la parte superior mediante un equipo portátil. El sistema emplea tecnología de frecuencia sumamente baja para permitir la comunicación, de modo que el operador pueda enviar comandos y recibir datos en tiempo real, de manera bidireccional y a través de las paredes del ducto sobre la condición de los tapones, el tubo y otras condiciones clave.

El módulo de control más reciente sigue ampliando las opciones de bloqueo para operadores de líneas de

diámetro menor. Sin embargo, sin importar el diámetro, los operadores siguen confiando en la certificación Det Norske Veritas (DNV) del sistema de aislamiento de doble bloqueo SmartPlug®.

El riesgo es definido por Det Norske Veritas (DNV) como “la probabilidad cualitativa o cuantitativa de que se produzca un evento accidental o no planificado, analizada junto con las posibles consecuencias de dicha falla. En términos cuantitativos, el riesgo constituye la probabilidad cuantificada de un modo de falla definido, multiplicada por su consecuencia cuantificada”.

El sistema de aislamiento SmartPlug brinda a los operadores opciones respecto de la tecnología de autobloqueo en líneas de alta presión y de bloqueo hidráulico para su uso en baja presión. Ambas opciones brindan un método de bloqueo doble para reducir en gran medida el riesgo, ya que todas las herramientas SmartPlug reciben un Certificado de aprobación por tipo emitido por DNV, por el cual se confirma el cumplimiento de las normas de DNV-OS-F101. La certificación incluye un estudio detallado de Análisis de modos de falla, efectos y criticidad en función de un análisis de árbol de fallas.

Duplicación de la reducción de riesgos

Tecnología de aislamiento SmartPlug® que incorpora bloqueo hidráulico en líneas de baja presión

T E M A S D E S E G U R I D A D

En el verano de 2013, un operador de gas y petróleo de costa afuera necesitaba aislar un ducto submarino de gran diámetro. Si bien la compañía básicamente había llevado a cabo la misma operación en la misma línea apenas unos años antes (haciendo uso de la tecnología de aislamiento SmartPlug® para aplicar un bloqueo doble y sellar la línea), no se trató de un caso simple de “copiar y pegar” un procedimiento.

Luego de los recientes eventos catastróficos, los operadores tomaron aun más consciencia de los riesgos para la seguridad en los procesos y adquirieron una sensibilidad más aguda ante las operaciones de baja frecuencia con alto potencial de consecuencias. Y como tributo a una industria que permanentemente busca operaciones más seguras, el modo de pensar se orientó hacia un enfoque más integral y personalizado, incluso en lo relativo al mantenimiento de rutina.

No fueron solo los operadores quienes cambiaron su perspectiva en los últimos años. Las compañías de servicios de ductos también están adoptando un nuevo enfoque en cuanto a la forma en que llevan a cabo sus actividades comerciales. Tradicionalmente estas han estado muy centradas en las herramientas o bien en el servicio particular. Saben de qué se trata la limpieza o la perforación en caliente, las fugas de flujo magnético (MFL) o las pruebas hidrostáticas. Si les preguntamos sobre las inspecciones dentro de la línea o la reparación de cortadoras, podrían escribir un artículo técnico. Pero si les pedimos que aprovechen su experiencia para crear un plan de mitigación de riesgos bien integrado, probablemente respondan que no lo encontraron en la cabina de mando.

Esta operación iba a romper con la tradición. Esta vez, las reuniones de identificación de peligros, evaluación de riesgos y revisión de peligros y operabilidad (HAZOP, por sus siglas en inglés) dejaron de ser la responsabilidad del otro. Esta vez, el riesgo en general era la responsabilidad de todos.

Ver el panorama COMPLETO

“Los diagramas de P&ID son sumamente

técnicos, por lo que aprender a leerlos

es como aprender un idioma diferente. Sin esa comprensión, no

podemos llevar a cabo debates sobre riesgos de alto nivel

de forma efectiva. Nos centraríamos también

demasiado en las herramientas y no

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T.D. Williamson (TDW), la compañía de servicios que ofrece la tecnología SmartPlug, participó en las reuniones de planificación desde el primer momento. Para el proyecto, elaboraron distintas situaciones y emergencias: ¿cómo funcionará la comunicación? ¿De qué forma el centro de control de inmersión del vehículo obtiene información sobre el estado del aislamiento? ¿Qué se considera un aislamiento acertado? ¿Qué se debe hacer si algo no cumple con los criterios?

La planificación conjunta demostró que valió la pena.Luego de que los técnicos implementaran y

activaran las herramientas SmartPlug en cada lado del área objetivo, uno de los sellos no mantenía una presión lo suficientemente uniforme. Si bien la presión se encontraba en el rango normal, el sellado no cumplía los requisitos dados por el operador. Estos límites específicos del proyecto se diseñaron particularmente para brindar seguridad adicional al buzo durante la operación.

En la actualidad, los equipos tienen la capacidad para seguir el plan de contingencia establecido. Rápidamente quitaron el tapón y lo sustituyeron por un tapón de reserva en otro lugar del ducto, el cual funcionó. A raíz de la preplanificación, los equipos no tuvieron la necesidad de detener y elaborar una respuesta ante el contratiempo.

Un nuevo modo de operaciónAlgunas compañías de servicio llevan más allá la participación en la evaluación y la planificación de riesgos. Por ejemplo, en TDW, los técnicos reciben capacitación específica orientada a lograr que vean las cosas desde el punto de vista del operador. En la capacitación, los ingenieros enseñan a los técnicos cómo leer el P&ID (denominado Diagrama de ductos e instrumentación o Diagrama de proceso e instrumentación, según la compañía) y analizar

y comprender el entorno completo que rodea a la operación de aislamiento, no solo en relación con la herramienta específica.

Al pensar más allá de la forma en que funciona la herramienta y centrarse en la forma en que afecta y se ve afectada por lo que sucede en la plataforma o en el lugar donde se lleva a cabo el aislamiento, los técnicos están mejor preparados para asesorar a los operadores en las fases de planificación del proyecto.

Larry Ryan, Director de Operaciones de SmartPlug para TDW, afirma que esta nueva forma de trabajar no siempre resulta sencilla, pero que definitivamente vale la pena. “Los diagramas de P&ID son sumamente técnicos, por lo que aprender a leerlos es como aprender un idioma diferente. Pero al sumar este conocimiento, nuestros técnicos pueden participar en las reuniones de HAZOP y debatir qué pasaría si no sucede lo que se planificó. No lo pueden hacer a menos que comprendan los diagramas. Sin esa comprensión, no podemos llevar a cabo debates sobre riesgos de alto nivel de forma efectiva. Nos centraríamos también demasiado en las herramientas y no en el entorno”.

Decisiones prudentesCuando el personal del operador y los empleados de una compañía de servicios comparten conocimiento desde el primer día, el equipo en su totalidad está mejor preparado para hacer frente a las situaciones que surjan y mantener una visión prudente cuando se produzcan problemas.

“Cuando se está costa afuera y todo el campo se paraliza por el cierre de un ducto o una infraestructura enorme, el tiempo no es un aliado”, afirma Ryan. “Por lo que lo último que se tiene que hacer es tomar decisiones apresuradas. Lo mejor es hacerlo con frialdad cuando todos están reunidos en la costa, antes de que nada suceda”.

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

Aguas profundas, la fiebre del oro negroLa fiebre del oro de la actualidad es “negra”, pero en California, alrededor de 1848, cuando se descubrió oro en Sutter’s Mill, a orillas del Río estadounidense South Fork, era del color del sol. Los rumores de riquezas, lista para llevárselas, se propagaron como un incendio descontrolado. En el término de un año, un peregrinaje en masa de exploradores en potencia, estimulados por sueños de millones de dólares, emprendió una travesía hacia el oeste para encontrar riqueza.

Sin embargo, aun cuando los del “Cuarenta y nueve” (Forty-Niners) reclamaron sus derechos, el voraz apetito por el oro rápidamente sobrepasó los modestos medios que tenían los mineros para recuperarlo. Para la década de 1850, la tecnología minera había evolucionado de la minería “aluvial” de los simples tamices a desviar ríos enteros para generar elaboradas esclusas y, por último, métodos de superficie que empleaban mangueras de proyección de alta presión y minería subterránea de cuarzo o “roca dura”.

Si bien estos nuevos métodos fueron enormemente más eficaces que los anteriores, en ese

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tiempo, se prestó poca atención a los problemas de seguridad a corto plazo o a las consecuencias a largo plazo en la salud de las personas o en los terrenos que se veían afectados. La historia señala a esta era de crecimiento voraz como una historia aleccionadora para quienes intenten aprovechar los recursos de las profundidades de la superficie de la Tierra.

Conforme los operadores se adentran cada vez más para encontrar recursos, la frontera que deben enfrentar ahora yace en las profundidades del lecho oceánico. Hasta hace poco, los desafíos que se presentaban en este entorno hostil hacían que una producción petrolera viable fuera casi imposible. No obstante, los avances en las tecnologías petroleras y de gas en aguas profundas permitieron que la producción adquiriera un gran impulso. Pero el proceso no es perfecto.

“LA BRECHA”

La naturaleza de la producción en aguas profundas requiere varios sistemas, incluidas líneas de flujo, para soportar las presiones extremas del entorno externo y las del depósito. Existen distintas arquitecturas de líneas de flujo que pueden lidiar con estas presiones y los posibles cambios de temperatura a raíz de la producción. Surgieron tuberías de acero recubiertas con un aislamiento externo, tubo en tubo (PIP, por sus siglas en inglés), y otros sistemas de ductos “en capas” que se adaptan a estas exigencias térmicas y de presión.

Estas arquitecturas que hacen que las tuberías de aguas profundas sean eficaces para mantener el flujo de productos, en combinación con los efectos de los entornos de alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés) en los que a menudo se tiende la “próxima generación” de ductos, crearon un conjunto único de obstáculos para la inspección, la reparación, el mantenimiento y la expansión.

La industria ha logrado avances admirables. Por ejemplo, para ayudar a evitar que la acumulación de hidratos y ceras bloquee las líneas de aguas profundas, los ingenieros aplicaron nuevas formas de aislamiento y líneas de flujo calefaccionadas, mientras que las conexiones de extremos prensados pueden detener la producción en caso de la ruptura de una tubería externa. Pero conforme la industria se orienta hacia la producción en aguas profundas, la tecnología necesaria para reparar estas aplicaciones tiene mucho camino que recorrer para alcanzarla.

Por ejemplo, ¿qué sucedería si se produjera un bloqueo

de hidratos o parafinas en una de estas líneas remotas de aguas profundas? Si el operador no tiene la capacidad para quitar el bloqueo a través de medios no invasivos, las metodologías invasivas ofrecen la única oportunidad para reanudar el flujo dentro de la línea. Esta situación requiere la instalación remota de un conector, la perforación remota de la línea y la inserción remota de tecnologías para eliminar el bloqueo de hidratos o parafinas.

“Los proveedores de servicios tienen la tarea de equiparar estas soluciones con las necesidades del operador durante todo el ciclo de vida del ducto”, indica Jeff Wilson, director ejecutivo de Tecnología de T.D. Williamson (TDW). “También deben garantizar que las tareas específicas de la intervención se desarrollen según lo planeado y que la confiabilidad a largo plazo de los sistemas que permanezcan en la línea luego de la intervención se incluya en el análisis y se tenga en cuenta”.

Por último, además de las necesidades generales de servicio y mantenimiento, el desarrollo de la tecnología para supervisar la integridad y, con suerte, evitar desastres en aguas profundas antes de que se tornen catastróficos, también se debe acelerar.

PIONEROS EN LA NUEVA FRONTERA

Los proyectos industriales conjuntos (JIP, por sus siglas en inglés) constituyen una forma en que las compañías petroleras y de gas, los proveedores de servicios de ductos y los expertos en tecnología no pertenecientes al sector se reúnen para sortear las brechas tecnológicas relacionadas con la reparación de ductos en entornos de aguas profundas. A través de la experiencia, los esfuerzos y los recursos financieros combinados, los participantes de los JIP pueden abordar y superar con mayor rapidez la amplia variedad de desafíos propios de las aguas profundas, tales como operaciones remotas en entornos extremos.

Conforme los operadores se adentran

cada vez más para encontrar recursos, la

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

Trabajando en aislamiento De qué forma los aislamientos pueden ayudar a resolver los desafíos de los ductos – De la reparación de válvulas hasta la ampliación de la vida útil de los depósitos

La plataforma de aguas poco profundas de Malampaya, en Filipinas, proporciona el 40 por ciento de gas a Luzón, una de las islas más pobladas del mundo. Por lo que inhabilitarla durante cualquier margen de tiempo podría generar escasez de gas y graves daños a la economía de Luzón.

Sin embargo, esa es exactamente el desafío que Shell Philippines Exploration and Production (SPEX) tuvo que enfrentar en 2010, cuando tuvo conocimiento de que una válvula de cierre de emergencia (ESDV, por sus siglas en inglés) principal de una plataforma de aguas poco profundas, así como la válvula de bloqueo manual adyacente, se encontraban defectuosas. Si la plataforma debía ser aislada en un caso de emergencia, como un incendio, la válvula presentaría fugas y alimentaría las llamas. Las consecuencias podrían resultar desastrosas: grandes cantidades de hidrocarburos derramadas en el medioambiente, posible pérdida de la plataforma e interrupción a gran escala de una parte integral del suministro de energía de Luzón.

Dados los peligros inherentes a una válvula con fugas, la mayoría de las compañías operadoras diligentemente supervisan las fugas internas de las válvulas esenciales y las sustituyen si el índice de fuga se encuentra por encima de un umbral determinado.

Dicho umbral se había cruzado. SPEX, los propietarios y operadores de la línea, sabía que se tenían que

reemplazar las válvulas. Sin embargo, ¿qué solución produciría la menor

interrupción en el suministro de energía de la isla?Una opción sería purgar la línea, ventilar 504 km

(313 millas) de ducto, purgar el tramo completo del ducto con nitrógeno, reemplazar las válvulas, luego llevar a cabo tareas adicionales de purgado antes de volver a introducir el gas natural. Ventilar la línea haría que se perdiera una cantidad

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considerable de producto, generaría llamaradas de gas enormes y provocaría la inhabilitación prolongada del suministro de gas de la línea a la isla.

Dado que esa opción claramente resultaba poco atractiva, SPEX optó por explorar el aislamiento. Durante un ejercicio de aislamiento, una pequeña porción del ducto donde se encuentran las válvulas se aísla del resto y se despresuriza. Una vez logrado el aislamiento, se pueden reemplazar las válvulas.

Un método comprobado de aislamiento incorpora la herramienta SmartPlug®. La tecnología SmartPlug ha sido usada durante más de 20 años para aislar partes de ductos y, al mismo tiempo, soportar la presión operativa permitida máxima. El proceso implica introducir la herramienta SmartPlug en el punto de aislamiento y la colocación del tapón. Mientras el tapón navega por la línea, un sistema de comunicación inalámbrica, denominado sistema SmartTrack™, permite que los ingenieros rastreen el movimiento. Una vez que el tapón se encuentra en el lugar adecuado, los ingenieros usan la tecnología SmartTrack para colocarlo.

Como era esencial que el tiempo del cierre se mantuviera a un mínimo, SPEX decidió usar la herramienta SmartPlug para aislar la línea.

“SPEX reconoce que purgar un ducto completo de exportación de gas consume gran cantidad de tiempo y dinero, por lo que en su lugar, elegimos implementar el aislamiento de presión en la sección inferior de la línea”, afirmó el gerente de proyectos de Sarawak Shell Sdn Berhad/Sabah Shell Petroleum, Nathan Stephenson.

La decisión de SPEX de usar la tecnología SmartPlug fue un éxito rotundo. La operación se llevó a cabo sin ningún incidente y el suministro de energía de la isla permaneció intacto.

Más allá del mantenimiento: lo que los operadores no saben de los aislamientosEl mantenimiento de las válvulas (un mantenimiento similar al realizado por el operador para el proyecto antes mencionado de Filipinas) es la operación más común de SmartPlug. Sin embargo, de acuerdo con Rolf Gunnar Lie, gerente de Desarrollo Comercial de TDW en el Lejano Oriente y Asia Pacífico, la tecnología SmartPlug se puede emplear para mucho más.

Una aplicación de SmartPlug en crecimiento es el aislamiento de ductos submarinos durante enormes proyectos de construcción. Durante la construcción, equipo pesado se eleva y transporta toda clase de material por encima de las tuberías submarinas. De más está decir que soltar un objeto de varias toneladas sobre una tubería podría generar un derrame catastrófico. Al aislar una

pequeña porción de la tubería, el trabajo de construcción puede continuar con un riesgo considerablemente reducido y el contenido del resto del ducto puede permanecer en su lugar.

Otras aplicaciones de SmartPlug tal vez menos conocidas que se usan en la actualidad son los aislamientos para pruebas hidrostáticas, reparaciones de línea media y nuevas conexiones.

Gary Anderson, director de SmartPlug Technology, menciona la capacidad para ampliar la vida útil de los depósitos submarinos como uno de los usos de la innovadora herramienta SmartPlug. “Deseamos ampliar la vida útil de los depósitos submarinos mediante la planificación durante el tendido de las tuberías de una ubicación de bypass y una estación de recompresión. La estación de recompresión permanecería inactiva hasta que la presión del depósito dejara de producir un flujo potente del producto. En ese momento, introduciríamos la herramienta SmartPlug, aislaríamos el ducto y redireccionaríamos el flujo por medio del bypass y la estación de recompresión”.

TDW ya logró un aislamiento récord de 299 días, pero estos aislamientos de todo el depósito pueden realizarse durante mucho más tiempo, tal vez entre tres y cinco años. Anderson prevé que pronto estará disponible.

Hasta entonces, los operadores probablemente sigan usando la función más conocida de los aislamientos de SmartPlug: como una alternativa de bajo riesgo y menor costo para ventilar líneas y llevar a cabo tareas planificadas de mantenimiento.

La tecnología SmartPlug emplea dos módulos de conexión independientes: cada uno de los cuales tiene la capacidad para aislar la presión completa del ducto. Esta independencia ofrece una verdadera doble barrera en el caso poco probable de que uno de los sistemas falle.

Es a raíz de esta redundancia que la tecnología SmartPlug cumple con la norma noruega Det Norske Veritas (DNV OS – F101), así como otras rigurosas normas y requisitos para el aislamiento de presión en ductos.

Una redundancia positiva

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La elevación de

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l teléfono sonó una mañana de primavera de

2013. Después de que el director y presidente de

Pertamina EP, Syamsu Alam, finalizara la llamada,

sabía que tendría que tomar una decisión rápida y difícil

que podría afectar la seguridad de los empleados, a los

ciudadanos del oeste de Java y el suministro de energía.

La estación de bombeo de Lima, situada en la costa

de Yakarta, en el noroeste del Mar de Java, corría el riesgo

de sufrir una falla estructural. La estación de bombeo,

adquirida por Pertamina EP en 2009 tras la compra de BP

West Java, comenzaba a hundirse en el lecho marino.

El hundimiento del lecho marino en una plataforma costa

afuera fija no es poco común, especialmente en una estación

de bombeo como Lima, que data de 1973. Este fenómeno se

produce por una liberación de presión de la roca porosa del

depósito luego de años de producción petrolera. La reducción

de presión hace que la roca se compacte, lo que hace

ELa elevación de Una nueva tecnología ayuda a reparar una

estación de bombeo en la mitad del tiempo

FILIPINAS

APROXIMADAMENTE 50 % DELOS RESIDENTES DE YAKARTA IBAN A ENFRENTAR TRES MESES SIN ACCESO A GAS PARA COCINAR Y CALEFACCIONAR SUS HOGARES.

50%

TAILANDIA

CAMBOYA

LAOS

VIETNAM

BIRMANIA

MALASIA

MALASIA

SINGAPUR

OCÉANO DEL SUR DE CHINA

OCÉANO ÍNDICO

INDONESIA

Yakarta

descender el lecho marino y mueve la plataforma junto con él.

En realidad la estación de bombeo de Lima no iba a desaparecer en un día, pero el hundimiento del lecho marino comenzaba a acercarla demasiado al agua. Las plataformas costa afuera están hechas para erguirse por encima del océano y proteger así a la estructura, el equipo y a los trabajadores de las posibles fuerzas destructoras de las olas. El espacio entre la altura promedio de las olas y la plataforma (denominada brecha de aire) debe posibilitar una separación adecuada entre el agua y la estación. Permitir que la brecha de aire de Lima se redujera por debajo de esa distancia podría poner en peligro gravemente la seguridad de la plataforma de producción, la plataforma de compresión, la plataforma de camarotes y los puentes de la estación de bombeo, en especial si una tormenta fuerte produjera olas de gran tamaño.

Lima se cerrará en 2026, pero Alam sabía que Pertamina EP no podía esperar hasta entonces para resolver el problema. Analizó la situación con Jamsaton Nababan, vicepresidente del Departamento de Instalaciones de Superficie. Luego de cierta deliberación, Alam y Nababan desarrollaron una solución para el problema: hacer que la estación de bombeo de Lima se eleve cuatro metros.

Pertamina EP contrató a su contratista principal y a una compañía de administración de proyectos para realizar lo que se conoció como el Proyecto de resolución de hundimiento de Lima. Las dos compañías comenzaron a trabajar de inmediato y, por un momento, parecía que el problema del hundimiento de la estación se resolvería sin inconvenientes.

Poco después de iniciado el proyecto, Alam se enfrentó a un desafío incluso más difícil: para elevar con seguridad las plataformas y las instalaciones más importantes de la estación de bombeo, debían cerrar varios ductos conectados a ella, y limitar gravemente el suministro de gas durante aproximadamente tres meses.

Esto era lo último que deseaba escuchar Alam. Pertamina EP es el principal proveedor de gas del oeste de Java, incluida la gran ciudad de Yakarta. Suministra gas a la planta de fertilizantes de Kujang, a una refinería en Balongan y a varias plantas de energía. El campo de Lima también proporciona gas natural a millones de consumidores residenciales, muchos de los cuales dependen de este para obtener electricidad. Interrumpir el suministro de gas por tan solo tres días constituiría un problema. Tres meses sería un desastre.

Para complicar aun más el asunto, Pertamina EP es una compañía gubernamental. Cualquier accidente o interrupción del suministro de gas tendría implicancias políticas. Y, por supuesto, cerrar el flujo del producto generaría pérdidas económicas.

En otras palabras, los ductos debían seguir funcionando sin importar el costo.

GENERANDO LA SOLUCIÓNRakhmat Sani, ingeniero de ventas de T.D. Williamson (TDW), recibió la llamada de Pertamina EP. Le explicaron que el proyecto necesitaba de la experiencia de TDW para un plan de aislamiento de ductos, específicamente la instalación de varias líneas

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para desviar los ductos principales (MGL, por sus siglas en inglés) de 14 pulgadas y 20 pulgadas que se extienden desde las plataformas de TLA y TLD a la plataforma de L-PRO, así como el ducto MGL de 24 pulgadas que corre entre L-PRO y un puerto costero. Pertamina EP deseaba aislar las líneas afectadas mientras se instalaban las líneas de bypass y mantener el flujo de gas a Yakarta.

TDW se especializa en el aislamiento de ductos por medio de un sistema de perforación y obturación en caliente. Las perforaciones en caliente suponen conectar un set de equipos al ducto y luego, efectuar una perforación en él, de modo que se pueda insertar una cabeza obturadora. El sistema de obturación STOPPLE® de la compañía se usa para realizar actividades de perforación en caliente y obturación. Ayuda a aislar secciones de un ducto y luego, permite el redireccionamiento del producto a través de un bypass temporal, de modo que la sección aislada del ducto se pueda someter a mantenimiento. Este procedimiento permite que el operador conserve el flujo de suministro

de gas natural y petróleo mientras se realizan las reparaciones. Luego de reparado el ducto, un equipo de buceo se sumerge y tapa las aberturas creadas para el bypass.

Sani garantizó a Pertamina EP que el proyecto de intervención de la línea y aislamiento temporal no sería problema, pero luego Pertamina EP reveló que TDW debía finalizar su parte del proyecto en tan solo cuatro meses para evitar la interrupción del gas, un cronograma ajustado como nunca antes se había visto.

PLANIFICACIÓN Y ÉXITOMohamad Ameen, gerente de proyectos de TDW, se incorporó al equipo para administrar el proyecto de ais-lamiento y redireccionamiento de Pertamina EP. Ameen sabía que tendría que hacer lo imposible para cumplir con la ajustada fecha límite establecida por el cliente.

“Normalmente, una operación de perforación en caliente y un aislamiento STOPPLE® demoran varios meses, pero se le solicitó a TDW que realizara la planificación, las investigaciones y la ejecución en menos de cuatro”, explica Ameen. “Nunca habíamos finalizado un proyecto de este tipo con tanta rapidez. De hecho, no creo que nadie de la industria haya llevado a cabo un proyecto de esta envergadura y de este tipo en tan poco tiempo”.

Ameen y Edmund Ang, gerente de operaciones de TDW, no perdieron ni un segundo. Ellos, junto con otros empleados de TDW, elaboraron un plan único: para desviar con seguridad los ductos y mantener el flujo de gas, necesitarían realizar nueve perforaciones en caliente y luego, realizar las obturaciones STOPPLE® en seis puntos diferentes. A fin de completar el

proyecto en el plazo de cuatro meses, el equipo debía ejecutar las nueve perforaciones en caliente de forma simultánea, y después realizar, de manera paralela, las seis operaciones de obturación STOPPLE®.

No solo TDW necesitaba que el proyecto se realizara rápidamente, sino que requería mucho equipo y personal para llevarlo a cabo. Normalmente, la compañía usa equipos de la sede más cercana y construye otros de ser necesarios.

“Dado que el plazo era tan breve, optamos por movilizar equipo de otras sedes en todo el mundo”, afirma Ameen. “De esa forma, pudimos llevar todo

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A fin de completar el proyecto en el plazo de cuatro meses, el equipo debía ejecutar las nueve perforaciones en caliente de forma simultánea, y después realizar, de manera paralela, las seis operaciones de obturación STOPPLE®.

a Singapur para realizar una prueba de evaluación final antes de trasladarlo costa afuera”.

“La planificación de operaciones con este tipo de complejidad normalmente demora varios meses”, explica Ang.

TODAS LAS MANOS EN LA CUBIERTATDW, Pertamina EP y los contratistas se reunieron para planificar cada detalle de la ejecución. Primero, las distintas piezas del equipamiento de perforación en caliente (hot tap) y obturación de Norteamérica, Europa y Asia Pacífico se reunieron en Singapur, junto con un equipo de técnicos expertos. Una vez realizadas las pruebas de integración del sistema y una simulación modelo de tareas de perforación en caliente y obturación STOPPLE® en tuberías de 14, 20 y 24 pulgadas, el equipo estaba listo para movilizarse hasta el lugar de la obra costa afuera.

En la perforación en caliente y obturación, toda la tarea es realizada por buzos de aguas profundas. La operación submarina supone un alto grado de habilidad

para evitar los errores humanos. Por ejemplo, si la colocación del tapón no se completa, el producto de la tubería podría escaparse y producir un posible peligro para la seguridad, así como desperdiciar producto valioso.

Se incorporó a un contratista de buceo para respaldar el proyecto con sus buzos y sus vehículos de apoyo para buzos (DSV, por sus siglas en inglés). Los buzos trabajaron en equipos de cinco miembros a profundidades de 131 pies por debajo de la superficie y pusieron en marcha una máquina submarina perforadora operada de manera hidráulica 1200 XL y 1000 XL. Tomaron mediciones en campo en las abrazaderas mecánicas submarinas para calcular la distancia de corte, posteriormente, montaron el equipo de perforación y llevaron a cabo las perforaciones en caliente en el ducto.

AHORRO DE TIEMPO CON AISLAMIENTOS SIMULTÁNEOS Una vez finalizadas las nueve perforaciones en caliente, era momento de poner en marcha la instalación

“LA PLANIFICACIÓN DE OPERACIONES CON ESTE TIPO DE COMPLEJIDAD

NORMALMENTE DEMORA VARIOS MESES”– EDMUND ANG

PRUEBAS YSIMULACIÓN

MODELODE PERFORACIONES

EN CALIENTE Y AISLAMIENTO

24 pulg.DE DIÁMETRO DE TUBERÍA

14 pulg.DE DIÁMETRO DE TUBERÍA

20 pulg.DE DIÁMETRO DE TUBERÍA

HACEMOS QUE LO IMPOSIBLE SEA POSIBLE

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63DÍAS EJECUTADAS DE

MANERA SIMULTÁNEA

96 AISLAMIENTOS

PERFORACIONES EN CALIENTE

de las seis cabezas de obturación STOPPLE® en las conexiones mecánicas y colocarlas en posición, de modo que el gas siguiera fluyendo por las líneas de bypass temporal mientras se realizaba el mantenimiento en los ductos principales. A fin de lograr esto en el plazo de Pertamina EP, la operación de obturación STOPPLE® debía realizarse en seis lugares a la vez.

En este momento crucial, los técnicos costa afuera se encontraron con un problema que casi los retrasa.

“Descubrimos que un equipo se había dañado durante la ejecución”, recuerda Ameen. “En realidad nunca antes se nos había dañado un equipo y no lo habíamos previsto”. El gerente del proyecto rápidamente obtuvo un reemplazo y se pudo continuar con la obra.

“Una vez en las profundidades, tan solo una perforación en caliente puede tardar varias semanas, lo que incluye la planificación”, explica Ameen. En solo 23 días, el equipo llevó a cabo todas las tareas de perforación en caliente, obturación y aislamiento de todas las líneas: una hazaña que hizo que el proyecto de Pertamina EP se mantuviera perfectamente dentro del cronograma previsto.

Una vez colocado el equipo para la obturación STOPPLE®, los ductos permanecieron seguros y aislados mientras se ponían en marcha las líneas de bypass y se elevaba la plataforma L-PRO. Toda la operación demoró solamente 63 días, tiempo durante el cual se cumplió sin problemas con el plazo de Pertamina EP.

¿De qué forma pudo el equipo lograr la operación de perforación y obturación en este espacio de tiempo sin precedentes? Edmund Ang lo atribuye al uso de la tecnología más reciente de obturación.

UN SELLO QUE SE AJUSTA EN SU LUGARTaponar las aberturas donde se instaló el bypass constituye la última etapa de una operación de perforación en caliente y obturación. Las aguas turbias, como las de la estación de bombeo de Lima, pueden complicar una operación, porque resulta difícil para los buzos determinar exactamente cuándo se ha instalado el tapón. Si los buzos tienen

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PIES

EQUIPO

Traído desde: NORTEAMÉRICAEUROPAASIA PACÍFICO

Planificación normal y

finalización

8+meses

PERFORACIÓN SUBMARINA EN CALIENTE Planificación de

Lima y finalización 4meses

DEBAJO DELA SUPERFICIE

EQUIPOS DEBUCEO DE 5 MIEMBROS

CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

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DUG Bakken and Niobrara2-4 de ABRIL | Denver, CO | EE. UU.

Ingeniería y mantenimientode plantas de ASME

10 APRIL | Pasadena, TX | USA

Exhibición de ProveedoresKinder Morgan

20-22 MAY | Houston, TX | USA

Conferencia sobreOperaciones de AGA

20-23 MAY | Pittsburgh, PA | USA

MANGO - Asociación de Operadores de Gas Natural de Misuri

25-27 de JUNIO | Lago Ozark, MO | EE. UU.

Escuela de Mediciones y Reglamentaciones de CGA 2-5 de JUNIO | Edmonton, ON | Canadá

Feria Comercial y Conferencia Conjunta Anual de OWWA/OMWA

ESDA 2014 (XII Conferencia Bianual de ASME sobre Diseño y Análisis de Sistemas de Ingeniería)25-27 de JUNIO | Copenhague | Dinamarca

Foro Internacional de Energía de Moscú21-23 de ABRIL | Moscú | Rusia

Indica que TDW presentará un libro blanco en este evento

EXPO FORO PEMEX 201422-24 de ABRIL | Ciudad de México | México

ACPS - Presentación Petrolera Canadiense Atlántica18-19 de JUNIO | St. John's, NFLD | Canadá4-7 de MAYO | London, ON | Canadá

IX Conferencia sobreTecnología de Ductos

12-14 de MAYO | Berlín | Alemania

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2-4 DUG Bakken and Niobrara Denver, CO, EE. UU.

10 Ingeniería y mantenimiento de plantas de ASME

Pasadena, TX, EE. UU.

21-23 Foro Internacional de Energía de Moscú Moscú, Rusia

Stand A6

22-24 EXPO FORO PEMEX 2014 Ciudad de México, México Stand 313

Eventos, documentos y conferencias de TDW

Puntos de Contacto

DUG Bakken and Niobrara2-4 de ABRIL | Denver, CO | EE. UU.

Ingeniería y mantenimientode plantas de ASME

10 APRIL | Pasadena, TX | USA

Exhibición de ProveedoresKinder Morgan

20-22 MAY | Houston, TX | USA

Conferencia sobreOperaciones de AGA

20-23 MAY | Pittsburgh, PA | USA

MANGO - Asociación de Operadores de Gas Natural de Misuri

25-27 de JUNIO | Lago Ozark, MO | EE. UU.

Escuela de Mediciones y Reglamentaciones de CGA 2-5 de JUNIO | Edmonton, ON | Canadá

Feria Comercial y Conferencia Conjunta Anual de OWWA/OMWA

ESDA 2014 (XII Conferencia Bianual de ASME sobre Diseño y Análisis de Sistemas de Ingeniería)25-27 de JUNIO | Copenhague | Dinamarca

Foro Internacional de Energía de Moscú21-23 de ABRIL | Moscú | Rusia

Indica que TDW presentará un libro blanco en este evento

EXPO FORO PEMEX 201422-24 de ABRIL | Ciudad de México | México

ACPS - Presentación Petrolera Canadiense Atlántica18-19 de JUNIO | St. John's, NFLD | Canadá4-7 de MAYO | London, ON | Canadá

IX Conferencia sobreTecnología de Ductos

12-14 de MAYO | Berlín | Alemania

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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.

4-7 Feria comercial y Conferencia Conjunta Anual de OWWA/OMWA

London, ON, Canadá

12-14 IX Conferencia sobre Tecnología de Ductos Berlín, Alemania

20-22 Exhibición de Proveedores

Kinder Morgan Houston, TX, EE. UU. Stand 73

20-23 Conferencia sobre Operaciones de AGA Pittsburgh, PA, EE. UU.

2-5 Escuela de Mediciones y Reglamentaciones de CGA

Edmonton, AB, Canadá

18-19 ACPS - Presentación Petrolera Canadiense Atlántica

St. John’s, NFLD, Canadá

25-27 ESDA 2014 (XII Conferencia Bianual de ASME sobre Diseño y Análisis de Sistemas de Ingeniería)

Copenhague, Dinamarca

25-27 MANGO - Asociación de Operadores de Gas Natural de Misuri

Lago Ozark, MO, EE. UU.

J U N I O 2 0 1 4 M AYO 2 0 1 4

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Puntos de Contacto

• Respuestas a preguntas complejas

• Elaboradas a solicitud de los operadores

• Preparación de los operadores para el futuro próximo

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a sea que trabajen en el calmo Golfo de México o en las traicioneras aguas del Mar del Norte, a poca profundidad o bien a niveles a los que no pueden

llegar los buzos, los operadores costa afuera enfrentan algunos problemas comunes, como la mejor forma para aumentar el rendimiento, cómo mitigar el riesgo relacionado con la construcción, el aseguramiento de flujo, el control de la integridad y las reparaciones.

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La reunión de expertos de la industria orienta a los operadores costa afuera para

que alcancen soluciones técnicas.

Participar en proyectos industriales conjuntos (JIP) constituye una forma en que los operadores pueden colaborar para resolver problemas compartidos. Los JIP se centran en perfeccionar tecnologías para satisfacer las necesidades comerciales de los operadores, en especial, en el área de aumento de la producción y aumento de reservas. Al aprovechar los recursos de sus miembros, que incluyen a operadores, proveedores de servicios y distintos tipos

de proveedores, el JIP a menudo puede representar una solución más rápida y con mayor posibilidad de éxito comercial que el trabajo arduo y en solitario de un único participante.

El departamento de Servicios de Ingeniería de T.D. Williamson (TDW) tiene muchos puntos en común con los JIP. Ambos amplían las relaciones cooperativas para generar innovaciones. De hecho, el departamento de Servicios de Ingeniería se creó con el único

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objetivo de desarrollar soluciones estratégicas para operadores costa afuera mediante el aprovechamiento de portales para el éxito, como la integración de conocimiento proveniente de fuentes intraindustriales, así como de expertos internos de TDW. Además, tanto los JIP como los Servicios de Ingeniería son el resultado de la demanda del mercado. A menudo los operadores solicitaron a TDW que colaborara con ellos para desarrollar soluciones conceptuales a desafíos operativos, pero hasta ahora, la compañía no había institucionalizado un proceso para generar soluciones interdisciplinarias que abarcaran varios departamentos.

Respuestas a preguntas complejasEn su carácter de gerente de Servicios de Ingeniería, George Lim es tal vez, un tipo de gurú. O bien,

en el lenguaje comercial de la actualidad, un líder intelectual.

En lugar de interesados por una búsqueda espiritual, lo procuran operadores que desean administrar sus compañías con una mayor certeza y un menor riesgo.

Ah, y en lugar de estar sentado en la cumbre de una montaña, se puede acceder a él fácilmente por teléfono o correo electrónico. No se requiere experiencia con pitones, botas, ni alpinismo. Y una cosa más, a diferencia de los guías montañeses de la antigüedad, Lim no trabaja en soledad para resolver los problemas que le presentan los operadores, desafíos que, en el último tiempo, incluyeron desde cómo detectar y tapar fugas en la línea submarina ártica mediante cable de fibra óptica, hasta el control remoto de perforaciones en caliente submarinas en aguas con una profundidad de 1500 metros (4921 pies).

En cambio, Lim se reúne con expertos en la materia de regiones y centros de excelencia de la compañía, trabaja en equipo con subcontratistas

y otros socios cuando resulta necesario y los guía por un proceso que incluye:

• la evaluación del problema técnico y los objetivos del operador;

• la revisión de consideraciones operativas, económicas y ambientales;

• el desarrollo de un diagrama de soluciones

diseñadas a partir de varias áreas de conocimiento.

Si esto se parece a lo que se hace en estudios de ingeniería y viabilidad, bien, se trata de eso. Los estudios de ingeniería y viabilidad se encuentran entre los tipos de tareas integradas que producen los Servicios de Ingeniería junto con las declaraciones de métodos,

las descripciones y los cálculos correspondientes a la determinación del alcance de las oportunidades.

Elaboradas a pedido de los operadoresCon más de 30 años de experiencia costa afuera en su haber, no hay duda de que Lim comprende las exclusivas demandas de las operaciones costa afuera. (De hecho, recientemente también se lo nombró director provisional del departamento de Desarrollo de Mercados Costa Afuera de la compañía, un puesto que ostenta de manera conjunta con su función de los Servicios de Ingeniería).

Pero ¿cómo sabía que los operadores darían la bienvenida al tipo de resolución integral de problemas que brinda el departamento de Servicios de Ingeniería?

La respuesta breve es porque lo solicitaron repetidas veces a través de los equipos de ventas regionales de TDW. Como la vez que la división de exploración y producción del Reino Unido de un gigante energético internacional solicitó la ayuda de TDW para quitar un limpiador de tubería atascado y un tapón de cera de un ducto de 16 pulgadas. El equipo de Lim presentó una declaración de métodos y una propuesta de solución que integraban

ESTUDIOS PROCEDIMIENTO BASE DE CONOCIMIENTOS DE LA INDUSTRIA

productos, servicios y varios conjuntos de habilidades. O bien cuando un operador del Mar del Norte, no

familiarizado con las perforaciones en caliente submarinas, necesitaba conectar una línea de petróleo nueva y sondeable en una línea de exportación existente. La respuesta del departamento de Servicios de Ingeniería incluyó todos los aspectos desde un estudio de mercado de perforaciones en caliente, riesgos comerciales y técnicos, y la evaluación de la capacidad de limpieza hasta el procedimiento de perforaciones en caliente submarinas y la evaluación de las opciones de conectores y válvulas de aislamiento. Los resultados del estudio fueron incorporados por los equipos de operaciones y ventas regionales de TDW en una propuesta para los servicios de conexión en sí, que incluyeron el suministro de válvulas y conectores por intermedio de proveedores subcontratados.

“La industria costa afuera es sumamente cautelosa”, explica Lim. “Existe una gran cantidad de pasos que se anticipan para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de forma correcta. Los estudios son una herramienta habitual de los operadores costa afuera. Cada vez que se necesita hacer algo y no están seguros de qué tipo de

riesgo supone, se da inicio a un estudio de ingeniería”.Lim además indica que no es la intención del

departamento de Servicios de Ingeniería competir con la industria establecida de compañías de

ingeniería independientes que tradicionalmente ofrecen a los operadores trabajos de diseño de ingeniería inicial (FEED, por sus siglas en inglés). En cambio, el departamento constituye una respuesta ante las solicitudes de los clientes de obtener el conocimiento específico que pudiera brindar TDW, dadas su experiencia y pericia respecto de tecnologías de limpieza, aislamiento e intervención. “TDW suma valor al proceso de evaluación del operador en el que la solución supone una amplia variedad de sus soluciones”.

De acuerdo con Jeff Wilson, director ejecutivo de tecnología,

quien supervisa el departamento de Servicio de Ingeniería, el departamento no solo permite que TDW participe en estudios de los operadores, sino que permite que TDW

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Desarrollo de soluciones viablesGEORGE LIM – gerente de Servicios de Ingeniería, T.D. Williamson

George Lim, quien dirige el departamento de Servicios de Ingeniería, considera que el nuevo departamento también se podría transformar en el canal formal para que TDW participe en más proyectos industriales conjuntos (JIP). Los JIP son colaboraciones formales sumamente estructuradas conformadas por operadores, compañías de servicios, proveedores y académicos para investigar desafíos técnicos y desarrollar soluciones viables.

Lim menciona el Programa Internacional de Tecnología de Aguas Profundas DeepStar, que tiene su sede en Houston, Texas, y cuenta con 70 miembros, y en Aberdeen, el Facilitador Tecnológico Internacional (ITF, por sus siglas en inglés) del Reino Unido, que se presenta a sí mismo como “el defensor reconocido en el marco internacional por facilitar el desarrollo cooperativo de tecnologías innovadoras dentro de la industria de gas y petróleo, así como de industrias relacionadas” como dos de los JIP más conocidos.

“Los JIP constituyen una práctica frecuente en la industria costa afuera en particular”, manifiesta Lim. “Son un medio para que los proveedores de servicios se unan a los operadores para comprender mejor los desafíos del mercado y aportar soluciones más integrales”.

“En lugar de encauzar una solicitud a través

de un único departamento, identificamos cuáles

son las mayores necesidades del operador

y elaboramos metodologías marcadamente

diferenciadas para satisfacerlas”, explica Wilson.

TDW ya desarrolló la tecnología que puede conectarse con líneas en aguas profundas e instalar una amplia variedad de soluciones para clientes de terceros controlado en forma remota, así como realizar perforaciones en caliente en forma remota. Sin embargo, las necesidades de los operadores supera el desarrollo.

VIAJE A LOS RESULTADOS FINALES

Si bien el costo inicial para las compañías de exploración y producción que operan en entornos extremos puede resultar enorme, el valor potencial de estas oportunidades en aguas profundas de alta presión y alta temperatura simplemente supera los desafíos existentes. Como resultado, el desarrollo, la adopción y la implementación de materiales avanzados para tuberías de aguas profundas solo crecerán en el futuro, por lo que contar con la tecnología para sustentar y ampliar estos sistemas, y de forma simultánea, abordar

problemas de seguridad y proteger el medioambiente, es más que lógico, es comercialmente adecuado.

“A raíz de las condiciones económicas generales, los operadores se dan cuenta de que necesitarán nuevos materiales para ductos”, afirma Wilson, “la industria emplea tuberías en primera instancia y de allí en adelante, se deben aplicar otras tecnologías para realizar inspecciones, reparaciones y mantenimiento”.

La Fiebre del Oro de California sufrió muchos desafíos, pero en la actualidad, tenemos la oportunidad de forjar un destino para la nueva Fiebre del Oro a través de una planificación minuciosa, el compromiso con las prácticas recomendadas y la cooperación entre operadores, la industria de servicios y la comunidad a la que brindan sus productos. Cuando generaciones futuras miren al pasado y a la “Fiebre del Oro Negro”, si los desafíos del petróleo de aguas profundas se resuelven con consciencia y con la debida diligencia, el legado será brillante.

Aguas profundas, la fiebre del oro negro CONTINÚA DE LA PÁGINA 11

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elabore soluciones que con un alcance más integral.“En lugar de encauzar una solicitud a través de

un único departamento, identificamos cuáles son las mayores necesidades del operador y elaboramos metodologías marcadamente diferenciadas para satisfacerlas”, explica Wilson. “Cada vez avanzamos más en nuestra función de proveedor de soluciones conceptuales integradas”.

Preparación de los operadores para el futuroHasta el momento, Lim y el equipo que organizó han orientado a operadores costa afuera para que tomaran decisiones sensatas respecto de cómo hacer frente a las inundaciones de ductos, el bloqueo de ductos, las conexiones submarinas sin intervención de buzos, la corrosión y amenazas relacionadas, la solución de hidratos y cera de aguas profundas, y el efecto de abolladuras, roturas y reparaciones.

También participaron en tareas de preparación ante emergencias. Esta es un área en la que Lim y Wilson prevén

enormes oportunidades para la industria, en especial, en la planificación por adelantado para minimizar los efectos de eventos inesperados que involucran desde daños a la infraestructura hasta desastres climáticos. Los estudios del Sistema de emergencia para la reparación de ductos (EPRS, por sus siglas en inglés) que ofrece TDW no solo calculan la probabilidad de fallas, sino también demuestran los posibles riesgos de distintas situaciones de emergencia y describen diferentes situaciones de reparación.

Y con los ductos cada vez más obsoletos (30 por ciento de los 250.000 km [155.343 millas] de ductos costa afuera tienen al menos dos décadas de antigüedad), líneas imposibles de limpiar (aproximadamente el 50 por ciento de los ductos costa afuera no se puede limpiar) y ductos que simplemente se encuentran a demasiada profundidad para que los buzos los alcancen sin peligro, las compañías costa afuera tienen que evitar gran cantidad de riesgos.

Esto significa que George Lim, el gurú del departamento de Servicios de Ingeniería de TDW, tiene mucho para contemplar.

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La elevación de Lima CONTINÚA DE LA PÁGINA 19

MAYOR SEGURIDAD » Sin ninguna posible ruta de fugas a

través de la brida » Sin caída de tapones » Sistema de interbloqueo » El operador puede retirar el set,

el tapón presurizado sin necesidad de posicionarse sobre él

EFICIENCIA » Proceso de colocación más

sencillo y más rápido » El tapón solo se puede colocar

correctamente » La alineación correcta del cupón

elimina los problemas con las herramientas de limpieza

MANTENIMIENTO » La brida y el tapón tienen

menos cantidad de piezas en comparación con el diseño estándar de LOCK-O-RING

SIMPLICIDAD EQUIVALE A SEGURIDADUna vez que las aletas se encuentran totalmente extendidas, el tapón de completamiento LOCK-O-RING® Plus brinda a los

operadores mayor seguridad y simplicidad.

Características y beneficios del tapón LOCK-O-RING® Plus

dificultades con el complejo equipo tradicional, la colocación de cada tapón puede llevar varias horas.

Para ahorrar tiempo, el equipo decidió probar algo que anteriormente solo se realizó en la costa: la instalación de tapones de completamiento LOCK-O-RING® Plus.

La tecnología de tapones de completamiento LOCK-O-RING® Plus se patentó a principios de 2011 y se ha usado con éxito para llevar a cabo varios trabajos de aislamiento con STOPPLE® en la costa. La tecnología se probó minuciosamente para tareas submarinas, pero aún no había sido aplicada en un trabajo de este tipo.

Cada accesorio STOPPLE® cuenta con una brida sin aberturas laterales, lo que reduce todo posible canal de fugas. Esta brida establece la conexión con el sistema de bypass temporal. Una vez retirado el bypass, la brida también brinda la conexión y el aseguramiento del tapón LOCK-O-RING Plus.

Una característica del tapón de completamiento que lo transformó en la herramienta adecuada para el proyecto de Pertamina EP es que su sistema de interbloqueo indica cuándo las aletas se encuentran totalmente extendidas, lo cual permite que los buzos sepan, con certeza, cuándo se encuentra efectivamente colocado en la brida. Además, la máquina de obturación usada para instalar los tapones transfiere

la presión del ducto al interior del equipo obturador y esto equilibra la presión al contrarrestar la fuerza que ejerce presión contra la máquina. En su conjunto, este sistema brindó a los buzos y a los ingenieros una forma más rápida y segura para llevar a cabo su trabajo en las profundidades.

LOS CLIENTES DE PERTAMINA EP SIGUEN COCINANDOEl proyecto Lima constituyó una introducción notable del tapón de completamiento LOCK-O-RING Plus a su nueva aplicación submarina. Ahora que la tecnología demostró ser eficaz para tareas submarinas, se abrió la puerta para usarla en proyectos similares que tengan como base las experiencias compartidas y los conocimientos obtenidos por Pertamina EP, los contratistas y los gerentes de proyectos de TDW.

Lo más importante es que Pertamina EP pudo elevar la estación de bombeo de Lima sin ningún incidente ni interrupción del suministro de gas. Yakarta y el resto del oeste de Java tuvieron gas para cocinar y energía, y Pertamina EP no sufrió pérdidas económicas a raíz del cierre. “Le pedimos a nuestro equipo que hiciera que lo imposible fuera posible, y lo logró”, afirma Nababan.

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Como parte del proceso previo a la puesta en marcha, los operadores dependen

en gran medida de las sondas de inundación, los limpiadores y las sondas de calibración, y casi siempre optan por discos bidireccionales (son más fáciles de retirar, de ser necesario). La puesta en marcha depende ampliamente de las sondas dosificadoras y las sondas especiales de extracción de agua. El proceso de desmantelamiento emplea tanto sondas dosificadoras como limpiadores.

Inundación, calibración, dosificación, extracción de agua

EN SECUENCIA

Sustancias químicas, discos, copas, cepillos, raspadores

Fugas de flujo magnético (MFL), tecnología ultrasónica (UT), MFL de circunferencia, geometría

Sin fijación, doble bloqueo, controlado en forma remota

La introducción de sondas para limpiar

y desplazar líquidos resulta esencial para maximizar el rendimiento y extender la vida útil de los activos costa afuera. La planificación y la comunicación clara son esenciales para eliminar la acumulación de cera, retirar los desechos de las fosas internas, aplicar de manera efectiva un inhibidor de corrosión y retirar el agua.

Los datos de integridad precisos y oportunos, principalmente

divididos entre la tecnología Ultrasónica (UT) y de Fugas de flujo magnético (MFL), resultan críticos para el funcionamiento seguro de las líneas costa afuera, especialmente dado que estas líneas se encuentran a menudo en un entorno hostil y de alto riesgo, que puede ser totalmente inaccesible para los buzos.

El propósito de un sistema de aislamiento no invasivo consiste en aislar por presión una sección del ducto

durante el mantenimiento, las reparaciones de emergencia o la construcción, mientras el resto del ducto permanece con una presión operativa. La principal ventaja de estos sistemas es la capacidad de minimizar el tiempo de inactividad del ducto y reducir la pérdida de utilidades por pérdida de transmisión.

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PUESTA EN MARCHA

LIMPIEZA Y DESPLAZAMIENTO

INSPECCIÓN EN LÍNEA

AISLAMIENTO

LIMPIEZA COSTA AFUERA en 4 etapas

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Inundación, calibración, dosificación, extracción de agua

Sustancias químicas, discos, copas, cepillos, raspadores

Fugas de flujo magnético (MFL), tecnología ultrasónica (UT), MFL de circunferencia, geometría

Sin fijación, doble bloqueo, controlado en forma remota

LAS COSAS SE PUEDEN VOLVER CONFUSAS DEBAJO DE LA SUPERFICIE DEL OCÉANO, pero mantener las líneas limpias y seguras es una premisa clara. Los proveedores de servicios de ductos asisten a los operadores en el desarrollo y la ejecución de programas de limpieza optimizados tendientes a maximizar el rendimiento y aumentar la seguridad operativa. Si bien a primera vista pueden parecer abrumadores, estos complejos programas se pueden resumir en tan solo cuatro etapas.

LIMPIEZA COSTA AFUERA en 4 etapas

Norteamérica y Sudamérica

Europa/África/Medio Oriente

Asia Pacífico

Servicios Costa Afuera

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