Innovations™ Magazine April - June 2014 Spanish

®
Hacemos que lo Imposible
sea Posible
VOL . V I , N .º 2 | ABRI L - JUNI O 2014

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. 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. T.D. Williamson, Inc.
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Norteamérica y Sudamérica +1 832 448 7200
Europa/África/Medio Oriente +47 5144 3240
Asia Pacífico +65 6364 8520
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Submarina 1200RC o nuestra línea completa de soluciones de
Servicios Costa Afuera, comuníquese con el representante de TDW
más cercano o visite www.tdwilliamson.com.

1
I N N OVAT I O N S • A B R I L - J U N I O 2 0 1 4
2 | PANORAMA EJECUTIVO
De la tierra al mar.
4 | PERSPECTIVA GLOBAL
Desafíos de ductos encuentran
soluciones afines.
6 | ENFOQUE TECNOLÓGICO
Bloqueo: Aislamientos costa
afuera para líneas de menores
diámetros.
8 | TEMAS DE SEGURIDAD
Ver el panorama completo
en el momento de mayor
importancia.
10 | PENSAMIENTO
A FUTURO
Estar 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 CONTACTO
Eventos, documentos y
conferencias sobre ductos.
28 | EN SECUENCIA
Limpieza costa afuera en 4 etapas.
14 | Nota de portada: La elevación de Lima
Con 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 unión
Ya 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 Morgan
EDITOR DE ADMINISTRACIÓN Waylon Summers
DIRECTOR DE ARTE Joe Antonacci
PRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward Mankin
FOTOGRAFÍA Douglas Barnes, Adam Murphy, Ezequiel Scagnetti
ILUSTRACIONES DE LA NOTA DE PORTADA Patrick Gnan,
representado por Deborah Wolfe, LTD.
T.D. Williamson
Norteamérica y Sudamérica +1 918 447 5000
Europa/África/Medio Oriente +32 67 28 3611
Asia Pacífico +65 6364 8520
Servicios Costa Afuera +47 5144 3240
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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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10 22
V O L . V I , N . º 2 | A B R I L - J U N I O 2 0 1 4

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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 BENJAMIN
VICEPRESIDENTE SÉNIOR –
MARKETING Y TECNOLOGÍA,
T.D. WILLIAMSON
PA N O R A M A E J E C U T I VO
De la tierra al mar

3
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.

4
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 comprensión
Varios 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.
Soluciones en ductos presurizados alrededor del mundo
MALASIA
Respuesta ante emergencias
Una 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 preparados
Muchos 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.

6
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 necesidad
Las 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 DAD
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
en el entorno”.
8

9
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 operación
Algunas 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 prudentes
Cuando 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 RO
Aguas profundas,
la fiebre del
oro negro
La 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
Estar preparados: Cuando las demandas de
productos superan la capacidad de servicio

11
CONTINÚA EN LA PÁGINA 26
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
frontera que deben enfrentar ahora yace
en las profundidades del lecho oceánico.

12
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

13
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 aislamientos
El 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

14
La elevación de

N O TA D E P O R TA D A
15
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
E
de Una nueva tecnología ayuda a reparar una
estación de bombeo en la mitad del tiempo

FILIPINAS
APROXIMADAMENTE 50 % DE
LOS 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 SOLUCIÓN
Rakhmat 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
16

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 ÉXITO
Mohamad 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
N O T A D E P O R T A D A I N N O V A T I O N S • A B R I L - J U N I O 2 0 1 4
17
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 CUBIERTA
TDW, 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 Y
SIMULACIÓN
MODELO
DE 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
18
63 DÍAS EJECUTADAS DE
MANERA SIMULTÁNEA
9
6 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 LUGAR
Taponar 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
N O T A D E P O R T A D A I N N O V A T I O N S • A B R I L - J U N I O 2 0 1 4
19
131
PIES
EQUIPO
Traído desde:
NORTEAMÉRICA
EUROPA
ASIA PACÍFICO
Planificación
normal y
finalización
8+ meses
PERFORACIÓN
SUBMARINA
EN CALIENTE Planificación de
Lima y finalización 4meses
DEBAJO DE
LA SUPERFICIE
EQUIPOS DE
BUCEO DE
5 MIEMBROS
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27

DUG Bakken and Niobrara
2-4 de ABRIL | Denver, CO | EE. UU.
Ingeniería y mantenimiento
de plantas de ASME
10 APRIL | Pasadena, TX | USA
Exhibición de Proveedores
Kinder Morgan
20-22 MAY | Houston, TX | USA
Conferencia sobre
Operaciones 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
EXPO FORO PEMEX 2014
22-24 de ABRIL | Ciudad de México | México
ACPS - Presentación Petrolera
Canadiense Atlántica
4-7 de MAYO | London, ON | Canadá 18-19 de JUNIO | St. John's, NFLD | Canadá
IX Conferencia sobre
Tecnología de Ductos
12-14 de MAYO | Berlín | Alemania
20
A B R I L 2014
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

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 Moscú
21-23 de ABRIL | Moscú | Rusia
Indica que TDW presentará un libro
blanco en este evento
Canadá
21
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.
MAYO 2 0 1 4 JUNIO 2 0 1 4

• Respuestas a preguntas
complejas
• Elaboradas a solicitud
de los operadores
• Preparación de los
operadores para el
futuro próximo
22
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.
Y
DE LA
EL

A R T Í C U L O P R I N C I PA L I N N OVAT I O N S • A B R I L - J U N I O 2 0 1 4
23
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

24
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 complejas
En 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 operadores
Con 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
A R T Í C U L O P R I N C I P A L I N N O V A T I O N S • A B R I L - J U N I O 2 0 1 4
25
Desarrollo de soluciones viables
GEORGE 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
INNOVATIONS • ABRIL-JUNIO 2014
26
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 futuro
Hasta 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.

27
INNOVATIONS • ABRIL-JUNIO 2014
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 SEGURIDAD
Una 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 COCINANDO
El 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.
NOTA DE PORTADA

28
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 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.
1
2
3
4
PUESTA EN MARCHA
LIMPIEZA Y DESPLAZAMIENTO
INSPECCIÓN EN LÍNEA
AISLAMIENTO
LIMPIEZA COSTA

29
calibración,
extracción
químicas,
raspadores
magnético
MFL de
geometría
controlado
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.
COSTA AFUERA en 4 etapas

Norteamérica y Sudamérica
Europa/África/Medio Oriente
Asia Pacífico
Servicios Costa Afuera
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