Innovations™ Magazine July - September 2014 Spanish

INNOVATIONS•JULIO-SEPTIEMBRE2014
1
2 | PANORAMA EJECUTIVO
Estos son los "Buenos viejos
tiempos"
4 | PERSPECTIVA GLOBAL
Los desafíos de los oleoductos
se encuentran con las
soluciones de los oleoductos
6 | ENFOQUE TECNOLÓGICO
Ola de petróleo de
formaciones compactas y
amenaza inminente
8 | TEMAS DE SEGURIDAD
Automatizando la seguridad:
Sistemas automatizados de
raspadores.
10 | PENSAMIENTO
A FUTURO
Resolviendo los desafíos de
petróleo y gas
en 3D
12 | REPORTE DEL MERCADO
La prometedora tierra
Australiana.
20 | PUNTOS DE CONTACTO
Eventos, ponencias
y conferencias de oleoductos
28 | EN SECUENCIA
Las cuatro fases de
raspado progresivo
14 | Historia de portada: Un cuento tan grande
como Texas
Con mayor regulación, los operadores trabajan para
superar los desafíos de las extensiones productivas de
Eagle Ford Shale.
22 | Nuevas conexiones: Los alcances de Europa
para la seguridad energética
Para protegerse de las fluctuaciones en la geopolítica,
muchos países europeos se están dirigiendo hacia suministros
de energía más estables y la infraestructura necesaria para
contenerlos.
D E P A R T A M E N T O S
EDITOR EN JEFE Jim Myers Morgan
DIRECTOR EDITORIAL Waylon Summers
DIRECTOR ARTÍSTICO Joe Antonacci
PRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward Mankin
FOTOGRAFÍA Adam Murphy, Cody Johnson
ILUSTRACIONES DE LA HISTORIA DE PORTADA Greg Copeland representado
por Deborah Wolfe, Ltd.
T.D. Williamson
América del Norte y América del Sur +1 918 447 5000
Europa/África/Oriente Medio +32 67 28 3611
Asia Pacífico +65 6364 8520
Servicios extraterritoriales +47 5144 3240
info@tdwilliamson.com | www.tdwilliamson.com
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nuestra revista?
Envíenos un correo electrónico: Innovations@tdwilliamson.com
V O L . V I , N . ° 3 | J U L I O - S E P T I E M B R E 2 0 1 4
Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.
®Marca registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marcas registradas de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países.
© Copyright 2014. Todos los derechos reservados de T.D. Williamson, Inc. La reproducción total o parcial sin permiso está prohibida. Impreso en los Estados Unidos de América
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10 22
Elimina la necesidad de abrir/cerrar las válvulas
durante el lanzamiento, el diseño innovador de
barril de caudal continuo ayuda a incrementar la
vida útil de la válvula.
Libera un solo raspatubo
esférico a través del sistema
de lanzamiento dual
Requiere menos mano de obra
para ser puesto en marcha,
permite cargar múltiples
raspatubos esféricos a la vez.
* También se puede utilizar para lanzar herramientas de limpieza, preparación de lotes
o inspección en línea estándar.
Opciones múltiples de
liberación, interruptor
local cronometrado o
señal remota
TPara más información sobre el sistema de raspatubos combinado automatizado
TDW o toda nuestra cartera de servicios de tuberías y soluciones de raspado,
comuníquese con el representante TDWW más cercano o visite www.tdwilliamson.com.
Estamos por lanzarel Sistema de raspatubos combinado automatizado SmartTrap®
AMÉRICA DEL NORTE Y AMÉRICA DEL SUR +1 918 447 5400
EUROPA/ÁFRICA/ORIENTE MEDIO +32 67 28 3611
ASIA PACÍFICO +65 6364 8520
SERVICIOS EXTRATERRITORIALES +1 832 448 7200
® Registered trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and in other countries.
™
Trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and in other countries. ©
Copyright 2014 All rights reserved. T.D. Williamson, Inc.
Escanee con su smarthphone para una demostración.

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En1985,larevistaFortunehizounadeclaraciónsombríasobrelaposiciónde
Texascomoproductordeenergía:"Losbuenosviejostiemposdelpetróleosehan
ido".SegúnFortune,laúnicamaneraenquelamaltratadaTexaspodríavolvera
laprosperidadseríamedianteladiversificación,lejosdelaproduccióndeenergía.
Eso fue hace 30 años. Se avanzo rápidamente al 2014 y se hace evidente
que el veredicto de Fortune era equivocado. La industria del petróleo y el
gas está floreciendo en Texas y el auge de la actividad se extiende mucho
más allá de las fronteras del estado de la "estrella solitaria".
Las dinámicas globales, los esquistos Americanos, crecimiento
económico de Asia-Pacífico, reconfiguración de los sistemas de
abastecimiento de Europa, expansión de infraestructura en Rusia y la
región del Caspio, están haciendo de éste un momento emocionante y
rentable para estar en la industria del petróleo y el gas.
En otras palabras, los buenos viejos tiempos están de regreso, en
Texas y en el resto del mundo.
La transformación está en todas partes. El cambio fundamental más
grande en Estados Unidos es la aparición de las extensiones productivas
de esquisto, que está alterando la oferta y la demanda interna y
generando una alta necesidad histórica de ampliación y modificación
de la infraestructura de tuberías. El Noreste, tradicionalmente gran
consumidor de energía, se encuentra ahora en medio de las mayores
reservas de gas de Estados Unidos en los esquistos de Utica y Marcellus.
Como resultado, los caudales de energía que han estado en vigor
durante 30 o 40 años se están revirtiendo; una vez más, se está enviando
abundante gas del norte hacia el sur.
En China, una creciente clase media asiática está acelerando la
demanda de energía, creando mayores oportunidades de exportación para
una cantidad de proveedores, entre ellos Australia, el mayor productor de
gas de la región. Indonesia y Malasia también necesitan más energía que
nunca para mantener sus economías de rápido crecimiento y Japón sigue
tratando de obtener fuentes diversificadas después de Fukushima. En
conjunto, la necesidad de nueva infraestructura y mantenimiento de la
infraestructura existente en esta parte del mundo nunca ha sido mayor.
Las naciones europeas están trabajando para mejorar su seguridad
energética a través de cambios que permiten que los suministros fluyan de
fuentes nuevas y diferentes. En Rusia y los países del Caspio, la producción
ampliada tanto de petróleo crudo como de gas natural ha creado una
tremenda oportunidad para desarrollar la infraestructura necesaria para
hacer crecer las exportaciones esenciales para esas economías.
POR BRUCE THAMES
VICE PRESIDENTE Y DIRECTOR
DE OPERACIONES
T.D. WILLIAMSON
PA N O R A M A E J E C U T I V O
Estos son los
"Buenos viejos tiempos"
Es difícil no sentirse eufórico cuando se piensa
en todo lo que está sucediendo en la industria del
petróleo y el gas en este momento. Por supuesto que
vamos a admitir que con todas estas oportunidades
pueden colarse un desafío o dos.
Siempre me ha sorprendido e inspirado el
compromiso de nuestra gente para servir mejor a
nuestros clientes. Trabajar junto a nuestros empleados
para abordar y resolver los desafíos únicos de nuestros
clientes es lo que me motiva y compromete. Es la
parte más gratificante de mi trabajo, especialmente
durante estos buenos viejos tiempos.
2 3

Tuberías confiables 2014
Tuberías confiables 2014, un taller de 3 días, realizado
recientemente en Abu Dhabi, proporcionó a los operadores de
tuberías una mejor comprensión de las causas básicas de falla
de la tubería, así como los métodos prácticos para evitar este
tipo de incidentes.Además de los análisis detallados de diseño
y construcción de las tuberías, los presentadores y los asistentes
discutieron las diversas fases de la Gestión de riesgos de las
tuberías, la aplicación y eficacia de los sistemas de gestión de
integridad de las tuberías (PIMS), tecnología de aislamiento
SmartPlug® y los sistemas de reparación de la tubería de
emergencia (EPRS).
ABU DHABI ITALIA CAMERÚN
Vida silvestre preservada
Para evitar sumergir dos secciones de 13 km
de la tubería Chad-Camerún, como parte del
proyecto masivo de construcción de la represa
de Lom Pangar, se requirió la modificación
de las líneas. Era esencial que hubiera un
impacto mínimo sobre el medio ambiente;
en esa zona se encuentra el Parque Nacional
Deng Deng. Los objetivos del programa de
modificación eran redireccionar y fortalecer
las dos secciones de tubería para asegurar
que fueran capaces de soportar las columnas
de agua de 20 metros que finalmente se
instalarán cuando se termine la represa,
todo sin necesidad de apagar la línea.
Después de más de 30 operaciones de
Hot Tap y Obturación, realizadas por T.D.
Williamson, el proyecto de aislamiento
y las modificaciones de las tuberías se
completaron sin interrumpir el flujo de la
tubería y con un impacto mínimo en la
selva circundante.
Arrastrando el
Mar del Norte
Alrededor de 125 km al noroeste de las Islas
Shetland,en el sector británico del Mar del
Norte,el propietario principal de dos yacimientos
de gas y condensado sufrió daños en una
sección de una de sus líneas de flujo de 18"
debido al arrastre de ancla..El contratista que
se encargó de la reparación de la línea utilizó
rraspadores de alta fricción,reacondicionados
con transpondedores,y el sistema de monitoreo
SmartTrack™
para realizar con seguridad el
aislamiento necesario,la sustitución de tuberías
y las reparaciones necesarias.
Soluciones de tuberías presurizadas de todo el mundo
REINO UNIDO
Refinería bajo presión
Cuando una sección de una tubería de
vapor que funciona a 235 °C se corroe
y origina defectos en dos válvulas, las
consecuencias pueden ser dramáticas
y se deben tomar medidas para
reemplazarlas. Cuando la línea es parte
de un proceso crítico en una refinería
importante, el desafío consiste en la
reparación de la línea sin interrumpir
la producción.Tal fue el desafío que
enfrentaron los ingenieros en una
refinería en Cerdeña.
La refinería, que procesa unos 15
millones de toneladas de petróleo
crudo en productos derivados del
petróleo cada año, impulsó la
tecnología STOPPLE® para aislar
de forma segura la línea de alta
temperatura para que los trabajos de
reparación se pudieran ejecutar sin
detener o provocar pérdidas en
la producción.
NORUEGA
Preparación para lo nuevo
En Utsira el área alta del Mar del Norte está en marcha la
construcción de una nueva tubería. En particular, dos líneas, una
de gas de 16" y una de petróleo de 18", requieren un seguimiento
del raspador como parte de los procesos de pre-comisionamiento
y comisionamiento. El propietario/operador principal de estas
líneas especifico el uso del sistema™
de seguimiento del raspador
SmartTrack en alquiler. El sistema incluye transpondedores, kit
de monitoreo superior y receptor remoto que permite al operador
seguir fácilmente y monitorear cada raspador equipado con
transmisor.
GOLFO DE MÉXICO
Fricción en aumento Un operador en
el Golfo de México necesitaba reemplazar dos componentes
defectuosos de junta flexible, uno en un elevador de catenario
de acero de 14" de Gas de Exportación y uno en un elevador
de petróleo de 10". Para evitar la despresurización de la tubería
durante las actividades de mantenimiento, el operador optó por
aislar de forma remota el elevador de 14" unos 45 metros por
debajo de la articulación con el sistema de aislamiento SmartPlug®.
Además, el operador eligió cuatro raspadores de alta fricción para
aislar su elevador de petróleo de 10" de una manera similar.
Perspectiva global
5
4

Consulte la GUÍA PARA
RASPADORES de TDW en línea
para saber más sobre por qué,
cómo y cuando utilizar
el RASPADORES.
Escoger el
raspatubo correcto
en línea, que es cada vez más importante ya que
la Administración de la Seguridad de Oleoductos
y Materiales Peligrosos (Pipeline and Hazardous
Material Safety Administration: PHMSA) considera la
regulación de las inspecciones de la línea de recolección.
El representante de PHMSA, Damon Hill, dijo que
aunque la agencia no ha visto
ninguna prueba particular de
que el petróleo de esquisto
haya afectado de forma única la
integridad de la tubería, continúa
estudiando los riesgos potenciales
de la línea de recolección.
Aumentar el
rendimiento: Más
sencillo, Más
económico, más seguro
Puede ser necesaria una
combinación de técnicas
mecánicas, químicas y otras
técnicas de limpieza para
eliminar toda la cera y la
suciedad de las tuberías que
transportan el petróleo de esquisto, crudo con
cera o líquidos de gas natural (LGN), dice Olga
Kondratyeva, Directora de tecnología de raspadores
de T.D. Williamson. Un buen lugar para comenzar
es ablandar la cera con los productos químicos. A
continuación, implementar una progresión de
limpieza de los raspadores; trabajar poco a poco a
partir de herramientas livianas, como raspadores de
espuma, y luego con herramientas más agresivas, que
utilizan una combinación de cuchillas de uretano,
tazas, discos y cepillos metálicos.
Kondratyeva también sugirió tener mucha
paciencia. "Los operadores han tenido que correr
manualmente hasta 60 raspadores para limpiar
completamente una sola línea sucia", agregó.
Una vez que la tubería está limpia, el raspado de
mantenimiento de rutina, generalmente realizado
semanalmente para la mayoría de las líneas de
crudo con cera, tiene como objetivo evitar que los
contaminantes, como la parafina, se acumulen y
también maximizar el rendimiento.
Para ayudar a los operadores a alcanzar estos
objetivos, el proveedor de servicios de tubería
T.D. Williamson (TDW) ha desarrollado
un lanzador de raspadores automatizado que
puede ser programado remotamente para
lanzar hasta cuatro raspadores de limpieza, de
forma secuencial y en intervalos designados. El
Sistema automatizado de raspadores SmartTrap®,
o "lanzador AutoPig" para abreviar, es una
extensión de la línea de productos SmartTrap, que
ya incluye los sistemas AutoSphere y AutoCombo.
El lanzador AutoPig se encuentra actualmente en la
fase de validación del diseño, con la comercialización
prevista para finales de este año.
El lanzador AutoPig fue creado a pedido de los
operadores que apreciaron las
capacidades del AutoCombo,
que lanza tanto esferas como
raspadores, y pidió aTDW que
satisfaga sus necesidades para un
lanzador de raspadores solamente.
Kondratyeva dice que el
lanzador AutoPig ayudará a los
operadores a responder a las
presiones de costos al reducir
significativamente el número
de viajes que los equipos de
trabajo hacen al yacimiento.
También estima un aumento
de seguridad sustancial en
comparación con los lanzadores
manuales tradicionales.
"La parte más riesgosa de una
operación de raspado es abrir y cerrar la puerta", dice
Kondratyeva. "Con el lanzador AutoPig, la puerta
de cierre se abre y cierra menos veces que si estuviera
lanzando raspadores manualmente. La línea también
se presuriza y despresuriza con menos frecuencia".
Con un torrente de petróleo de esquisto que continúa
levantando la industria del petróleo y gas de Estados
Unidos, los operadores están buscando continuamente
nuevas formas de aumentar el rendimiento. Las
innovaciones, como el lanzador AutoPig, que aumentan
la seguridad y el rendimiento al tiempo que reducen
los costos, los mantendrán haciendo precisamente eso,
cabalgando sobre
la ola de petróleo
de formaciones
compactas".
En una reunión de la American Fuel and Petrochemical
Association, Michael Wojchiechowski, economista de Wood Mackenzie,
se refirió a la producción de depósitos de esquisto de Estados Unidos
como una "ola de petróleo de formaciones compactas”; en otras palabras,
una gran fuerza líquida imparable.
Pero como los operadores de Bakken a Eagle Ford y de Niobrara a
Marcellus saben, hay un montón de desafíos para mantener ese enorme caudal.
Uno de ellos es el alto contenido de parafina contenido en el petróleo de esquisto.
El petróleo de esquisto está lleno de parafina altamente variable. De
hecho, aparecieron hasta 70 tipos diferentes en una sola muestra de
petróleo extraído de Eagle Ford, según un reciente informe de la revista
Hydrocarbon Processing. Además de crear problemas de procesamiento
y refinación, la parafina del petróleo de esquisto puede conducir a
desastres financieros más cerca del cabezal del pozo.
Por ejemplo, los depósitos de cera persistentes que se acumulan
en las paredes de la línea de recolección pueden reducir el diámetro
interno eficaz de la tubería y hacer que el caudal reduzca la velocidad
o la producción hasta detenerse por completo. Es más, cuando la
cera se adhiere a los lados y la parte superior de los interiores de las
tuberías, el agua se puede acumular en lugares bajos, lo que estimula el
crecimiento de bacterias que pueden causar corrosión y picaduras. Los
compresores tienen que trabajar más para bombear a través de líneas de
parafina, lo que se incrementa los costos de operación.
No es de extrañar, entonces, que el control de parafina es una preocupación
clave en extensiones productivas de esquisto. Esto va más allá de simplemente
mantener la perforación de la tubería abierta: El objetivo final es despejar
completamente la tubería para prevenir la futura acumulación de cera.
Una línea limpia no solo es fundamental para mantener el
rendimiento; mantener la cera fuera mejora la integridad de la tubería
al facilitar el éxito de la primera corrida de las herramientas de inspección
Esto va más allá de
simplemente mantener
la perforación de la
tubería abierta:
El objetivo final es
despejar completamente
la tubería para prevenir
la futura acumulación
de cera.
Ola de petróleo
de formaciones
compactas
y amenaza inminente
TDW Pigging Products & Services
TDW Pigging Products & Services
Guide to Pigging
®Registered trademark of T.D.Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. TM Trademark of T.D.Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. © Copyright 2013 All rights reserved. T.D.Williamson, Inc. Pub: 35-426-0913
North and South America: 918-447-5400 • United Kingdom: (44) 1-793-603600 • Europe / Africa / Middle East: 32-67-28-36-11 • Asia / Pacific: 65-6361-8520
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E N F O Q U E D E T E C N O L O G Í A

Realmente solo hay una "regla de oro" para la operación
segura de un sistema de lanzamiento automático: iniciar bien.
A veces, asegurar que una instalación sea
segura y eficiente es tan simple como proporcionar
sumideros y desagües adecuados y contención
para zonas en las que pueden ser probables los
derrames. Puede asegurarse de que haya un lugar
para ventilar la presión de gas del lanzador antes de
que sea abierto o emplear tuberías de alimentación
de diferentes tamaños o válvulas de admisión para
compensar caracteristicas de flujo anormales.
"Regla de oro"
Como muchos profesionales de petróleo y gas con
experiencia dirían, realmente no hay una "regla de
oro" para el funcionamiento seguro de un sistema de
lanzamiento automático: iniciar bien.
Eso significa tener un ingeniero experto en
el lugar para llevar a
cabo las pruebas iniciales
del sistema y la presión
durante la puesta en
servicio. También significa
asegurarse de que cada
miembro de su equipo esté
bien entrenado y cómodo
con el funcionamiento
del sistema. Además de la
práctica de operaciones del
yacimiento, la capacitación
en el aula es esencial para
aprovechar completamente
los beneficios de un sistema de lanzamiento
automático, capacitar a sus equipos de trabajo sobre
cómo solucionar problemas, volver a configurar las
contraseñas y reiniciar y reprogramar manualmente
la electrónica si el sistema está desconectado.
Los lanzadores automáticos pueden ser solo un
pequeño componente en una vasta operación pero su
importancia en relación con la seguridad del equipo
de trabajo y el medio ambiente local no puede ser
subestimada. Los operadores que se familiarizan con
esta tecnología pronto se dan cuenta de sus beneficios.
"Desde que el personal en campo no tiene que
purgar un sistema de lanzamiento automático
con frecuencia, su exposición potencial se reduce
considerablemente", señala Lee Shouse, Director de
Special R&D para el proveedor de servicios de tubería
T.D. Williamson. Shouse, quien pasó décadas del
lado de la construcción y las operaciones antes de su
cargo actual, ha educado a decenas
de operadores principales en la
configuración y el funcionamiento
seguro de los sistemas de
lanzamiento automático, que
incluyen el uso de componentes
necesarios, tales como el sistema de
apertura rápida D-2000.
Como el rendimiento
del lanzador automático es en
gran medida independiente de
la interacción del técnico, los
operadores también aprecian
sus beneficios al respecto de
la operación consistente y el
mantenimiento a largo plazo. En
otras palabras: "Los raspadores
están funcionando como deberían,
llueva o truene", dice Shouse.
Fluyendo
Entonces,elnuevolanzador
automáticoestáensulugar.Se
haconfiguradoespecíficamente
paraatenderlaspreocupacionesdesuubicación.Seha
puestoenmarcha,elequipodetrabajoestácapacitadoy
ahoraustedestáoficialmenteenlínea. Graciasalarutina
preprogramada,sealaexpulsióndelíquidoconesferas,el
mantenimientoregularylalimpiezaconraspadoresola
inspecciónenlínea,suproductoestáfluyendodemanera
eficienteysegura. Larestriccióndelcaudaldebidoalas
líneasinundadasylosinconvenientesdelosraspadores
operadosmanualmentepertenecenalpasado.
Cuando se permite la
acumulación de líquido en
las tuberías, sus empleados
y sus instalaciones pueden
estar en riesgo con
consecuencias peligrosas.
VER EL VIDEO
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Considere este escenario: Su planta de producción se encuentra
en un valle. Es un lugar estratégico pero la elevación más baja es menos
que ideal. Eso significa tener que mantener una vigilancia constante
para la inundación potencial debido a la acumulación de líquido en
las tuberías. Ya sea por agua o hidrocarburos líquidos, una vez que
haya suficiente acumulación está arriesgando la disminución del flujo
o incluso su detención. Cuando se permite la acumulación de líquido
en las tuberías, sus empleados y sus instalaciones pueden estar en riesgo
de consecuencias peligrosas: paradas de emergencia, congelamiento y
exceso de corrosión, por nombrar solo algunas.
Usted sabe que los lanzadores manuales de raspadores que está utilizando
aguas arriba de la planta son buenos pero requieren una atención directa
y, como resultado, su programa de mantenimiento dcon raspadores de vez
en cuando se desvía debido a circunstancias imprevistas. Se pregunta: "si
invierto en uno de los nuevos sistemas de lanzamiento automático de
raspadores, ¿realmente hará las cosas más seguras y eficientes?".
La respuesta es "¡Sí!".
Preparación para la automatización
Los sistemas de lanzamiento automático permiten a los operadores
establecer horarios predeterminados para limpiezas de rutina. Estos
programas pueden ayudar a mantener líneas libres de elementos que
pueden reducir la eficiencia o detener la producción, lo que podría exponer
al personal y el medio ambiente a consecuencias no deseadas o condiciones
no controladas. También se pueden utilizar como parte de un programa de
raspado preventivo: Los operadores pueden lanzar raspadores de inspección
en línea para medir y monitorear las condiciones de integridad de las
tuberías e identificar los problemas potenciales de seguridad antes de que
se conviertan en escenarios peligrosos.
Por supuesto, ser prevenido y proactivo a veces requiere un poco
de creatividad y mucha experiencia, especialmente cuando se trata
de garantizar que un sistema de lanzamiento automático sea el más
adecuado para un lugar determinado. Para algunas tuberías antiguas,
surgen problemas de instalación debido a la ubicación preexistente
de una fuente de energía o la instalación de producción. Pero como
la limpieza interna no siempre es la más alta prioridad durante la
selección o la construcción del sitio, aun las instalaciones más recientes
pueden lidiar con problemas de topografía en sitio.
Esta es una razón por la que es fundamental llevar a cabo una
inspección exhaustiva del lugar antes de invertir en un nuevo sistema
de lanzamiento automático. Un estudio del sitio le ayudará a identificar
los obstáculos logísticos y le dará las respuestas para una mejor
instalación y configuración del lanzador automatizado.
T E M A S D E S E G U R I D A D
Haciendo automática la seguridad
La importancia de los
lanzadores automáticos
en lo que respecta a
la seguridad de los
trabajadores y el medio
ambiente no puede ser
subestimada.

No hace mucho tiempo, un paciente fue ingresado en el Hospital Universitario
de Coventry, Inglaterra, con una lesión potencialmente mortal. Su pelvis había
sido gravemente aplastada. En casi cualquier otro hospital del mundo, los médicos
hubieran tomado una tomografía computarizada, hubieran hecho todo lo posible
para analizar la lesión y luego hubieran comenzado la operación. Pero en Coventry,
los cirujanos no estaban satisfechos con ese plan.
La cirugía iba a ser complicada. El paciente estaba sufriendo por un defecto óseo
segmentario, en el que el hueso se rompió en muchas partes. LaTC les mostró una
representación bidimensional de los daños. Era buena pero, en este caso complicado, no era
lo suficientemente buena. Querían una herramienta práctica para ayudar a planificar la cirugía.
Decidieron ser creativos.
El Dr. Richard Wellings de Coventry se comunicó con el Dr. Greg Gibbons,
Director del Departamento de investigación de fabricación aditiva por capas de la
Universidad de Warwick. El Dr. Wellings ya conocía sobre las impresoras 3D y sus
posibles aplicaciones en medicina pero todavía no había dado el salto para usarlas en
una situación crucial como esta. Le pidió a Gibbons si podía hacer una copia de la
pelvis de la víctima accidentada para la mañana siguiente.
Era un plazo de tiempo apretado pero Gibbons aceptó el desafío. En siete horas,
Gibbons había utilizado la tomografía computarizada para imprimir una réplica exacta
de los huesos dañados.
El resultado: los cirujanos podían tocar y sentir la réplica y planificar exactamente
cómo llevar a cabo la cirugía antes de llegar a la mesa de operaciones.
La cirugía fue un éxito rotundo.
Puede ser sorprendente saber que esta historia no es la única: Aunque la impresión
3D no es exactamente un lugar común, se está convirtiendo en eso. La tecnología que
hace apenas unos años sonaba como algo salido de
la ciencia ficción está siendo utilizada en cientos de
industrias. En la industria de alimentos y bebidas,
los panaderos profesionales están utilizando una
impresora 3D, ChefJet ™, para elaborar decoraciones
de pasteles y velas decorativas. En el comercio
minorista 4 AXYZ, una compañía con sede en Seattle,
se está experimentando con "madera inteligente" con
electrónica integrada para la automatización del hogar.
En la industria aeroespacial, la impresión 3D está
a punto de revolucionar la industria.
Los chinos, por ejemplo, utilizaron recientemente
la fabricación aditiva por láser de titanio para
imprimir el marco del parabrisas principal de un
avión comercial C-919. Les tomó solo 50 días y
alrededor de 50 000 dólares, mucho menos que los
dos años y 500 000 dólares que habría tomado al usar
métodos tradicionales.1
También ahorraron una increíble cantidad de
materia prima. Según Gibbons, hay un enorme
desperdicio en la industria aeroespacial, un subproducto
inevitable del proceso de mecanización tradicional.
"Se llama proporción de material usado/
material total. Veinte piezas desperdiciadas por
una pieza del producto final no es algo raro",
dice Gibbons. "Se hace un gran esfuerzo para
conseguir un enorme bloque de titanio de
grado aeroespacial; a continuación, una vez
que se haya mecanizado este bloque [para
conseguir la parte aeroespacial], se debe tirar
el 95 por ciento de la misma para hacer otras
cosas, como palos de golf".
Ya que la impresión 3D establece
solo el material que necesita, reduce
drásticamente los residuos. Gibbons
estima que los residuos al imprimir
componentes de titanio serán menos del uno por ciento
cuando se utiliza fusión por láser de alta resolución y
menos del diez por ciento con sistemas de revestimiento
para la fabricación de componentes de gran tamaño.
Nuevas formas de resolver
viejos problemas de petróleo y gas
La industria del petróleo y el gas también está
comenzando a aprovechar la revolución de la impresión
3D, especialmente en los casos en que se pide que los
departamentos de ingeniería resuelvan desafíos únicos,
como la inspección de una línea de hidrógeno.
El interior de una línea de hidrógeno es uno
de los entornos más brutales del planeta. Es una
batalla constante entre el acero y el hidrógeno
(y el hidrógeno casi siempre gana). Día a día, el
revestimiento metálico de una línea de hidrógeno
se está corroyendo lentamente a medida que el
hidrógeno transforma la parte interna en polvo, una
molécula a la vez. El entorno extremadamente
seco, de alta presión y alta fricción también es
increíblemente duro para las herramientas, lo que
hace difícil el mantenimiento de rutina.
Así que, cuando el operador de una línea de
hidrógeno de 18 pulgadas pidió inspecciones en línea,
fue rechazado varias veces antes de encontrar una
empresa que dijera "sí'". Esta empresa fue el proveedor
de servicios de tubería T.D. Williamson (TDW).
El entorno de hidrógeno desafiante forzó a
realizar cambios de diseño y consideraciones que no
suelen ser necesarias en un diseño de la herramienta
de inspección en línea más "estándar". Por ejemplo,
todas las piezas de metal, desde grandes estructuras
de herramienta al tornillo más pequeño, tuvieron que
ser consideradas para la protección de la fragilidad
por hidrógeno. La fragilidad por hidrógeno hace que
muchos materiales utilizados comúnmente para las
herramientas de inspección en línea se vuelvan frágiles
y se rompan muy rápidamente.
Una de las partes más críticas, los sensores expuestos,
responsables de la transmisión de datos claros sobre
el estado de la línea, presentó un nuevo desafío: Los
materiales que podían soportar la fragilidad por hidrógeno
no se parecían en nada a los materiales con los que los
ingenieros de la empresa habían trabajado antes.
Ahí es donde entró en escena la impresión 3D.
Con la impresión 3D, los ingenieros construyeron
piezas de muestra para descubrir las mejores opciones
de diseño para este desafío.
Cuando se construye algo tan complicado como
1
http://igcc.ucsd.edu/assets/001/504640.pdf
ChefJet™
es una marca comercial de 3D Systems Corporation ("3D Systems")
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
El interior de una línea de
hidrógeno es uno de los entornos
más brutales del planeta. Es una
batalla constante entre el acero y
el hidrógeno (y el hidrógeno casi
siempre gana).
Resolviendo los
desafíos de petróleo
y gas en 3D
11
10
P E N S A M I E N T O A F U T U R O
La elaboración
rápida de
prototipos
ayuda a los
operadores de
petróleo y gas.

La tierra emergente en parte baja:
Lo que Australia puede aprender de los éxitos y fracasos
del esquisto en otras naciones
En 2011, las grandes compañías de petróleo y gas, como ExxonMobil,
Marathon Oil, Talisman Energy y Chevron comenzaron a ingresar a
Polonia. La Administración de información sobre la energía (Energy
Information Administration: EIA) de Estados Unidos solo había
estimado las reservas de esquistos potenciales del país en 5,3 tn metros
cúbicos, las más grandes de Europa. La cuenca del Báltico, una
extensión productiva de esquistos que se extiende desde el norte de
Polonia hasta Lituania, parecía estar a punto de convertirse en la sede
del próximo boom de esquisto, similar a Williston, Dakota del Norte;
Williamsport, Pennsylvania y Carrizo Springs, Texas.
Sin embargo, para finales de 2013, solo 49 pozos fueron perforados
en el país de Europa del Este, un marcado contraste con la extensión
productiva de esquisto de Marcellus en Pensilvania, donde 4969 pozos
fueron perforados en la misma cantidad de tiempo. Cuarenta y nueve
pozos es solo una semana de trabajo en una extensión productiva en
Estados Unidos y ni siquiera es suficiente para que las empresas de
exploración evalúen completamente la extensión productiva.
Así que después de tres años de hacer un progreso lento en Polonia,
las grandes empresas energéticas desviaron gradualmente la atención
hacia otra parte. A pesar de la promesa de reservas de esquisto
significativas, la búsqueda para descubrirlos se quedó atascada en
una etapa temprana en el proceso de producción y la mayoría de los
operadores no se quedó esperando la mejora.
A primera vista, la enorme cantidad de recursos no convencionales
de Polonia parece una apuesta segura para el éxito. Pero los expertos
coinciden en que un simple pero crítico factor les impide avanzar:
hasta el momento, el gobierno del país no ha desarrollado una política
energética viable y el retroceso político contra la fracturación está
creando un ambiente indeseable para los operadores.
Lista de comprobación para el éxito de esquistos
De acuerdo con una entrevista del Oil & Gas Financial Journal a Tom
Petrie de Petrie Partners, las restricciones políticas presentan uno de
los mayores obstáculos en el desarrollo de esquistos. Cuando se trata
de gas y petróleo no convencional, no es suficiente con tener una
gran cantidad de reservas estimadas y geología favorable. Con el fin
de desarrollar una extensión productiva de esquistos, un país también
debe contar con o tener la capacidad de establecer lo siguiente:
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
Predecir la próxima gran
frontera de esquisto es más
complicado que la simple
elección de perforar en
extensiones productivas de
esquistos viables.
n Incentivo económico
n Disponibilidad de servicios
n Acceso/precios del mercado
n Infraestructura
n Acceso al capital
n Aceptación regulatoria
y ambiental
FACTORES POTENCIAL ESQUISTO
ENTORNO POLÍTICO,
INFRAESTRUCTURA,
EXPERIENCIA,
PERSONAL PROFESIONAL
OCUPA EL SÉPTIMO LUGAR EN EL
MUNDO POR RECURSOS DE GAS
DE ESQUISTO TÉCNICAMENTE
RECUPERABLES
MAYOR EXPLORADOR
DE GNL EN EL
AÑO 2020
Es comprensiblemente difícil que una extensión
productivadeesquistoscumplacontodoslosrequisitosde
lalista.Porestarazón,loslíderesmundialesdeproducción
nosiemprenecesitantenerlamayorcantidadderecursos
posibles.Porejemplo,EIAubicaaEstadosUnidosenel
cuartolugarenlosrecursosdegasdeesquistotécnicamente
recuperables,despuésdeChina,ArgentinayArgelia,pero
estápolíticamentedispuestoadesarrollarsusextensiones
productivasdeesquisto,quetambiéntienengeología
favorable. LascompañíasenergéticasenEstadosUnidos
tambiénsebeneficiandelatecnologíadisponible,los
equiposdefracturaciónylasempresasdeserviciosen
yacimientopetrolíferosreceptivos.
Claramente,sepuedeverquepredecirlapróxima
granfronteradeesquistoesmáscomplicadoquelasimple
eleccióndeperforarenunpaísconextensionesproductivas
deesquistos"viables". Asíquedespuésdesopesar
cuidadosamenteloscriteriosanteriores,¿quépaísseráel
próximoenbeneficiarse?
Australia obtiene Luz Verde
EIAubicaaAustraliaenelséptimolugaranivelmundial
porlosrecursosdegasdeesquistotécnicamente
recuperables.PeromientrasqueAustraliapuedepresentar
unmercadomáspequeñoqueeldeChinaoRusia,
tienelaventajadeunentornomásamigableparael
operador. Dehecho,unestudiorealizadoporEconomist
IntelligenceUnitmuestraqueelpaíspuedeconvertirseen
elmayorexportadordegasnaturallicuadoen2020. Solo
Queenslandtieneplanesparaperforarmásde18000pozos
enlospróximos20añosyseesperaqueproduzca25,3
millonesdetoneladasdegasdeesquistoalañoparael2020.
Sinembargo,Australiaseencuentratodavíaenlas
primerasetapasdelprocesodefabricacióndelaextensión
productivadeesquisto. Aligualquelamayorpartedel
mundo,estepaísseencuentratodavíaenlaetapade
exploraciónyenelcomienzodelafasedeproducción.La
geologíadeAustraliapareceseradecuadaperosenecesita
másevaluación.
"Desafortunadamente,eseeselriesgodeestaindustria",
diceAbdelZellou,Ph.D.,directordedesarrollode
mercadoenlaindustriadeGatheringyMidstreamde
T.D.Williamson,alreferirsealacomplejageologíade
extensionesproductivasdeesquisto."Aunsieteaños
despuésdelcomienzodelaugedeesquistoenEstados
Unidos,todavíavemosartículosacercadesilasreservasson
adecuadas. Haymuchaincertidumbre".
Talvezlomásnotableeselsignificativoprogreso
político: Engeneral,elgobiernodeAustraliaesmuy
susceptiblealaexplotacióndepetróleoygas. Australia
Occidental(WesternAustralia:WA),hogarde
aproximadamenteunaquintapartedelasreservasde
gasdeesquistoenelmundo,seencuentraenelproceso
deaprobacióndelosregulacionesparacomenzarla
fracturacióncomercialenlaregiónyelgobiernodeWA
hadeclaradoquelaproduccióncomercialsedesarrollará
dentrode5a10años.Además,lasevaluacionesdelpozo
handadobuenosresultadosenlacuencaCooper,una
extensiónproductivadeesquistossituadaenelnoreste
deAustraliadelSur. TudorPickeringhacalificadola
cuencacomouna"ganga"porsubuenaeconomía,el
entornofiscalpositivo,laplataforma,lacapacidadde
fracturaciónexistente,lainfraestructuraexistenteylos1,5
milmillonesdedólaresqueyacompletaronofertasde
empresasconjuntas.La
CuencaCooperyaha
atraídoa Chevron,
ConocoPhillips, Statoil,
Total,HessyBG
Group.
Aprender de mercados experimentados
El próximo desafío de Australia será reunir la
infraestructura, experiencia y personal profesional
necesarios para el éxito. Zellou afirma que Australia
y otros países en las primeras etapas de desarrollo de
la extensión productiva de esquisto pueden aprender
mucho sobre esto a partir de la inteligencia de
mercado de la industria de esquistos estadounidense.
Zellou hace hincapié en la necesidad de las empresas
australianas de entrar en una "mentalidad de fabricación"
y se dan cuenta de que se necesitan años de perforación y
construcción de infraestructura antes de que un mercado
pueda comenzar a producir. También sugiere que las
empresas que participan en el proceso de esquisto de
Estados Unidos compartan sus conocimientos con
los operadores en Australia. Por ejemplo, la industria
13
12
H A C E R I N F O R M E

14
Como la mayoría de las historias sobre Texas, la que se está
escribiendo en Eagle Ford Shale está llena de grandes
sueños, grandes sumas de dólares y grandes resultados.
La extensión productiva por sí misma es enorme. Cubre
una superficie de unos 52 000 kilómetros cuadrados (20 000
millas cuadradas), que se extiende por 25 condados del centro-
sur de Texas y es aproximadamente del tamaño de Costa Rica.
Según los consultores energéticos Wood Mackenzie, la
inversión de capital en la extensión productiva es enorme,
alcanza los 28 mil millones de dólares a finales de 2013.
Y la producción es inmensa: A finales de 2013, Eagle Ford
venció a Bakken en la carrera para alcanzar la codiciada marca
de un millón de barriles de petróleo equivalente (BOE) por día.
Algunos expertos incluso prevén que, por la fuerza de producción
de Eagle Ford y Permian Basin, a finales de 2014, Texas podría convertirse en el
segundo productor mundial de petróleo después de Arabia Saudita.
Entonces, ¿quién puede pensar que algo tan pequeño como las bacterias podría
afectar la narrativa? Las bacterias han sido un problema permanente para los
operadores de Eagle Ford ya que el desarrollo se inició en la extensión productiva de
esquistos en 2008. Las bacterias no solo roen las tuberías y crean pinchazos, sino que
también contribuyen al crecimiento de sulfuro de hidrógeno (H2
S), un gas natural
corrosivo y mortal.
Los altos niveles de parafina en el crudo muy variable de la zona son un
problema también; dejan elementos incrustados en las tuberías que amenazan
con reducir el rendimiento.
Y las preocupaciones por el uso del agua siguen ocupando la mente de
operadores y ecologistas por igual.
En resumen, las empresas se encuentran con dificultades operacionales que
no habían experimentado en desarrollos convencionales.
Pero Eagle Ford está lejos de ser convencional.
La mayoría de los operadores de Eagle Ford son sinceros acerca de los
problemas que están enfrentando. Y la buena noticia es que se están mirando
entre sí en busca de respuestas, al perseguir puntos en común e intercambiar
información en diversos foros en los Estados Unidos y el extranjero. Los
operadores también se apoyan en sus proveedores por asistencia, un punto
expuesto por Valerie Mitchell, Gerente General, Newfield Exploration Co.,
quien pidió una colaboración más estrecha entre las empresas de servicios y los
operadores durante su discurso en la conferencia Midcontinent Developing
Unconventional Gas (DUG) en Tulsa, OK, en marzo.
• Oportunidad no convencional
para pequeñas y medianas
empresas
• Eagle Ford desafía a los
operadores de impuestos
• Alto consumo de agua en el área
de Texas afectada por la sequía
• Regulación de gasoducto en
aumento
• Las oportunidades compensan
los desafíos
HISTORIADEPORTADA
15
14
Un cuento tan
GRANDE como
TEXAS
Desafíos operativos en
Eagle Ford Shale

16 17
cayera un 15 por ciento. Chronicle también señaló
que el rendimiento del capital del siete por ciento
de Exxon Mobil para su compañía upstream de
Estados Unidos fue el año pasado eclipsado por
el 24 por ciento del rendimiento obtenido en su
empresa internacional de producción de energía.
Mientras que la pregunta sigue siendo si ciertos
"actores principales" seguirán participando en el aumento
de energía inducida por esquisto, no hay duda de que
Eagle Ford ha creado una bonanza financiera para
los demás. Después de todo, la producción es 25
veces mayor de lo que era hace tan solo cuatro años:
Alguien tiene que participar en todo ese crecimiento.
Los ganadores parecen ser jugadores pequeños e
independientes. De hecho, cuando Chronicle analizó los
datos compilados por Bloomberg, descubrió que en las
tres principales extensiones productivas de esquistos, las
pequeñas empresas superaron a las importantes 5-a-1 en
términos de superficie.
"Los independientes superaron todo esto desde el
primer momento; obtuvieron mejor superficie", dijo
al Chronicle Kenneth Medlock, director del Centro
de estudios de energía de la Universidad Rice.
Según Standard & Poors, los mejores
arrendatarios de Eagle Ford son EOG Resources,
Apache Corp., Chesapeake Energy Corp., BHP
Billiton Ltd., ConocoPhillips, Marathon Oil Corp.,
Anadarko Petroleum Corp. y Pioneer Natural
Resources, entre otros.
Eagle Ford desafía a los operadores
de impuestos
Ahora que algunos de los protagonistas de Eagle
Ford han sido presentados, es el momento de volver
a las bacterias y los otros antagonistas.
En la conferencia DUG Tulsa, Tom Petrie, de la
firma bancaria de inversiones Petrie Partners, hizo
un buen trabajo al identificar las cuatro categorías
generales de riesgos que enfrentan las empresas
upstream y midstream que operan en Eagle Ford:
»» Medio ambiente
»» Infraestructura
»» Volatilidad de los precios
»» Globalización cambiante
Abdel Zellou dice que está de acuerdo con la
lista de Petrie y ha llevado esa lista un paso más allá
al sugerir que los operadores upstream y midstream
tienen preocupaciones diferentes que se ajustan en
líneas generales a la lista de Petrie.
"Las compañías upstream se ven desafiadas
más por la geología auténtica de Eagle Ford,
además de su necesidad de capturar datos precisos
del reservorio", dice Zellou. "Las operaciones
midstream se distinguen por un conjunto
totalmente único de desafíos y expectativas".
Según Zellou, los principales problemas
para los operadores midstream en extensiones
productivas de esquistos son:
»» Infraestructura y mantenimiento de
infraestructuras
»» Acumulación de parafina
»» Corrosión interna y externa de las tuberías
»» Problemas y limitaciones ambientales
»» Regulación de líneas de recolección
»» Falta de personal calificado
»» Volatilidad de los precios
Obviamente, los proveedores de servicios no pueden
disminuir la volatilidad del precio o alterar los patrones
de contratación pero pueden ayudar a los operadores a
responder mejor a otros desafíos de Eagle Ford.
Considerar el mantenimiento de la
infraestructura, en particular en lo que se refiere a
la parafina y la corrosión.
Aunque la falta de infraestructura es un problema
reconocido en los esquistos de Marcellus y Utica,
situado en el noreste de Estados Unidos, por lo general
hay una infraestructura suficiente en Eagle Ford para
evitar cuellos de botella en el cabezal del pozo.
HISTORIADEPORTADA
MÉXICO
ESTADOS UNIDOS
EXTENSIÓN PRODUCTIVA DE ESQUISTOS EAGLE FORDSAN
ANTONIO
AUSTIN
HOUSTON
TEXAS
Apache450
0 100 200 300 400 500 600 700 800
639 EOG
Chesapeake
BHP Billiton
ConocoPhillips
Marathon Oil Corp
Anadarko Petroleum Corp
Pioneer Natural Resources
430
332
204
200
92
227
ARRENDATARIOS PRINCIPALES DE EAGLE FORD
Superficie neta en 1000 (estimaciones de Standard &
Poors sobre información pública, 2013)
Oportunidad no convencional para
pequeñas y medianas empresas
Eagle Ford Shale en el sur de Texas es una de las
extensiones productivas no convencionales más
complejas en América del Norte en términos de
geología y geofísica. Debido a que la unidad de roca
tiene una permeabilidad tan baja, que evita que el
petróleo y el gas natural fluyan a través de ella hacia
un pozo de producción, Eagle Ford se ha ganado
un poco de atención de la industria. Esto es, por
supuesto, hasta 2008, cuando Petrohawk Energy (que
ha sido adquirida por BHP Billiton Ltd.) demostró
la eficacia de la fracturación en Eagle Ford al perforar
un pozo que tenía un caudal inicial de 7,6 millones
de pies cúbicos de gas natural por día.
Aunque la fracturación abrió el terreno de
Eagle Ford, las características únicas de la extensión
productiva continúan dificultando el trabajo.
En su informe titulado "An Analytic Approach
to Sweetspot Mapping in the Eagle Ford", los
autores Murray Roth, Michael Roth y Ted Royer
describen a Eagle Ford como "groseramente
profundo". En Eagle Ford, explica el informe,
el petróleo se produce a una profundidad de
1500-2400 metros (5000-8000 pies) hacia el
noroeste, con una clasificación de condensado y
líquidos de gas natural hasta que se produce el
gas seco a una profundidad de 3000-3600 metros
(10 000-12 000 pies) al sureste. Combinado con
variabilidad en la producción de pozo a pozo, esos
problemas de profundidad hacen que sea más
difícil encontrar zonas de golpeo, de perforación y
pozos completos y optimizar la producción. Esas
tareas pueden ser tan arduas que algunos actores
principales estadounidenses han renunciado y
están vendiendo sus activos de Eagle Ford.
Royal Dutch Shell está entre ellos.
Abdel Zellou, un experto en el mercado de
Mindstream y Gathering de TDW, dijo que se enteró
en un taller reciente de la Sociedad de Ingenieros
del Petróleo (Society of Petroleum Engineers, SPE)
en Dubai que la razón clave para el retiro se debe a
que Shell no tiene zonas de golpeo en la región. Shell
confirmó recientemente sus planes para "concentrarse
en las oportunidades de activos con mejores
indicadores económicos en otras partes de América
del Norte y en todo el mundo".
La empresa aún no ha anunciado un
comprador para los 106 000 acres de Eagle Ford,
que se encuentran en los condados de Dimmit,
LaSalle y Webb y producen aproximadamente
32 000 BOE por día.
Aunque Shell es una de las primeras empresas
petroleras integradas en retirarse públicamente
de las extensiones productivas de esquistos de
Estados Unidos, la principal sede en La Haya
no parece ser la única en tener dudas acerca del
esquisto, al menos según un artículo reciente del
Houston Chronicle. Se informó que hace dos
años BP registró 1.1 mil millones de dólares en
sus activos de gas de esquisto ya que el valor de
sus reservas cayó junto con los precios del gas
natural. Esto fue después de que la participación
neta de BP en la producción en Estados Unidos

la conferencia DUG Eagle Ford en septiembre pasado en
San Antonio,TX.
¿El intercambio de información ha mostrado algún
progreso? Ceres reconoció que algunos operadores
están en una posición ventajosa al dar crédito a
Pioneer Natural Resources por la instalación de
cubiertas de evaporación en pozos de agua. Omar
García, presidente y CEO del grupo industrial South
Texas Energy & Economic Roundtable, dijo que más
operadores se están intensificando. En declaraciones al
San Antonio Express-News, García señaló que algunas
empresas están reportando una disminución en su
consumo de agua de hasta un 30 por ciento. Él cree que
el uso de agua dulce en Eagle Ford debería seguir cayendo
a medida que los operadores y las empresas de servicio
introduzcan las nuevas tecnologías que los apoyan.
Regulación de gasoducto en aumento
Aunque el agua utilizada en la fracturación en Eagle
Ford y otras extensiones productivas de esquistos
de EE. UU. está exenta de regulaciones federales
clave, los gasoductos son una historia diferente. La
Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos
yTuberías de EE. UU. (PHMSA) considera regular las
tuberías de recolección. Si esa regulación se convierte
en ley, es probable que se requieran inspecciones
de integridad, lo que pondrá más presión sobre las
empresas de servicios para proporcionar servicios de
raspado y de inspección en línea cada vez más potentes.
Pero incluso si el gobierno de Estados Unidos no
actúa, algunos estados ya están tomando el asunto en
sus propias manos.
En diciembre, Dakota del Norte, hogar del
esquisto del Bakken, anunció que alrededor de 28 968
kilómetros (18 000 millas) de tuberías subterráneas
de recolección previamente no reguladas estaban
ahora bajo la jurisdicción de la Comisión industrial
del estado. Lynn Helms, director del Departamento
de recursos minerales de Dakota del Norte, calificó la
medida como "la mayor modificación de las normas
de gas y petróleo en la historia de Dakota del Norte".
Y en abril, el presidente de la Comisión de servicio
público de Dakota del Norte, Brian Kalk, dijo que es
"muy probable" que su agencia pida a los legisladores
estatales crear un programa de inspección de oleoductos
del estado, una propuesta que viene inmediatamente
después de un derrame de 20 600 barriles de petróleo
crudo en un campo de cultivo cerca deTioga, ND.
Aunque no hay acción local similar en marcha
en Texas, un estado que Zellou describe como más
amigable que la mayor parte de la industria del
petróleo y el gas, las regulaciones PHMSA podrían
hacer que la regulación de los gasoductos rurales sea
una realidad dentro de cinco años.
Las oportunidades compensan
los desafíos
A pesar de los desafíos que enfrentan, los operadores de
Eagle Ford son casi unánimes en su compromiso con
la región. Según la firma de investigación GlobalData,
se espera que la perforación y desarrollo en Eagle
Ford continúen sin cesar, con casi la totalidad de los
operadores más destacados que proyectan por lo menos
cinco años más de perforación al ritmo actual. En una
reciente entrevista al Houston Chronicle, David Banks,
director general de la región de Eagle Ford para BHP
Billiton Petroleum, dijo que la empresa espera quedarse
en el sur deTexas por 50 años.
"Todavía estamos en la infancia de la revolución
del esquisto", dijo Zellou, y añadió que algunas
empresas de E&P todavía están resolviendo el
tamaño de sus reservas de Eagle Ford.
En otras palabras, todavía hay un montón de
capítulos por venir en este cuento del sudeste de
Texas. Y un vistazo a la agenda de la conferencia
DUG Eagle Ford de septiembre de 2013, completa
como está con sesiones conducidas por el operador
para impulsar la recuperación, manejo de la
variabilidad, mejores prácticas de gestión hídrica y
más, indica que las empresas están trabajando
y aprendiendo en conjunto con el fin de hacer
que el argumento de Eagle Ford tenga el mayor
éxito posible.
INNOVATIONS•JULIO-SEPTIEMBRE2014HISTORIADEPORTADA
19
En cambio, los desafíos en Eagle Ford se
relacionan con el hecho de que los operadores están
utilizando tuberías existentes originalmente destinadas
a transportar gas natural convencional, con las que
ahora recolectan gas húmedo. La reutilización significa
problemas que podrían no ocurrir en las tuberías
construidas específicamente con ese propósito.
Por ejemplo, el gas húmedo de Eagle Ford está lleno
de liquido de gas natural (LGN) condensado que varía
en su composición y concentración de pozo a pozo. En
un informe reciente publicado en Pipeline and Gas
Journal, los ingenieros del Southwest Research Institute
de San Antonio llamaron especialmente la atención
sobre el hecho de que había muchos más hexanos que
obstruían las tuberías en las muestras de Eagle Ford que
los de otros yacimientos de esquisto. La producción
de Eagle Ford también está cargada de parafina, que
puede cubrir la parte superior y los lados de las tuberías
y permitir que el agua contaminada con bacterias se
acumule en la parte inferior. El agua puede provocar
corrosión, mientras que las bacterias pueden crear daños
de pinchazos y alimentar el crecimiento de sulfuro de
hidrógeno (H2
S) potencialmente mortal.
"La parafina es un problema en todo
Eagle Ford. Un operador me dijo que tenía
un cuarto de pulgada de parafina que cubría
el 75 por ciento de la tubería", afirma Steve
Appleton, Gerente general regional deTDW.
"Y la acumulación de parafina está creando
problemas inesperados con las bacterias dañinas.
Los operadores hacen circular biocidas en sus
líneas para matar las bacterias, pero si las bacterias
están por debajo de la parafina, los biocidas no
pueden llegar a ellas".
Para combatir estos riesgos, sostiene Appleton,
los proveedores de servicios están ayudando a los
operadores a determinar e implementar programas
de raspado más rigurosos. El raspado regular no
solo promueve la productividad sino que también
presenta una oportunidad económica que permite
recoger LGN valioso para vender a las refinerías.
Alto consumo de agua en el área de
Texas afectada por la sequía
Dado que el agua es el mayor componente de
los fluidos de fracturación, el uso y conservación
del agua son las principales preocupaciones en
todas las extensiones productivas de esquistos
estadounidenses. Pero en Eagle Ford, el problema
se complica aún más.
En febrero, Ceres, un grupo inversor con sede en
Boston centrado en los problemas de sostenibilidad,
afirmó que Eagle Ford utiliza más agua durante un
período de 18 meses que cualquier otra región de
esquisto, un total de 19,2 mil millones de galones
o 4,5 millones de galones por pozo. Como si esa
cantidad no fuera lo suficientemente significativa
por sí misma, es importante recordar que gran parte
de Texas ha experimentado algún nivel de sequía
durante años. Ceres encontró que el 98 por ciento de
los pozos de Eagle Ford se encontraban en zonas de
estrés hídrico medio o alto con un 28 por ciento en
zonas de estrés hídrico alto o extremo.
El informe también afirmó que los operadores
necesitan establecer más gestión hídrica creativa.
Específicamente, deben minimizar el uso de agua dulce
y llevar a cabo una mejor planificaciónalargoplazo
paralainfraestructurahídricanecesariaparamantenerel
desarrollodepetróleoygas. Elgrupotambiénabogapor
elreciclajedelagua,queesmáscomúnenelnordesteque
enTexas,aunquelaprimeraplantadereciclajedeaguade
EagleFordseinstalóen2011.
Estas sugerencias apenas tomaron por sorpresa a los
operadores. Las soluciones hídricas potenciales son tema
común en la agenda de eventos "no convencionales" y
eran la pieza central del E&PTechnology Panel en
Anormalmente seco
Sequía moderada
Sequía grave
Sequía Extrema
Sequía excepcional
Autor:
Michael Brewer, NCDC/NOAA
Mapa de sequía
de Texas
10 Diciembre de 2013
Eagle Ford tiene la ventaja de la infraestructura existente.
Pero, ¿puede hacer frente a las peculiaridades de la
producción de esquisto?
CRECIMIENTO DE BACTERIAS
CREAN DAÑOS DE PINCHAZOS EN EL GASODUCTO Y SE
ALIMENTAN DE SULFURO DE HIDRÓGENO (H2
S)
ACUMULACIÓN DE CERA
DE PARAFINA
REDUCE EL RENDIMIENTO Y EVITA BIOCIDAS A
PARTIR DE BACTERIAS DE GRAN ALCANCE
GASODUCTO
18

21
Los expertos de TDW brindan — presentaciones técnicas y
demostraciones prácticas en todo el mundo. Para más información:
tdwontour@tdwilliamson.com.
JULIO 2014
21-25 Louisiana Gas Association
Pipeline Safety Conference
Nueva Orleans, LA, EE. UU.
22-25 FEPA Summer Symposium
Orlando, FL, USA
28-30 SGA Operating Conference & Exhibits
Nueva Orleans, LA, EE. UU.
12-14 Midwest Energy Association
Operations Summit
Rochester, MN, EE. UU.
15 Celebración del 50 aniversario de TDW
Swindon, Reino Unido
19-20 Western Regional Gas Conference
Tempe,AZ, EE. UU.
25-27 The Pipeline & Energy Expo
Tulsa, OK, EE. UU.
25-27 NACE 2014 Central Area Conference
Tulsa, OK, EE. UU.
8-10 Oklahoma Gas Association
Norman, OK, EE. UU.
9-10 Oil Sands Trade Show & Conference
Fort McMurray,AB, Canadá
14-16 Arkansas Gas Association
Fayetteville,AR, EE. UU.
15-17 DUG Eagle Ford
San Antonio,TX, EE. UU.
30-2 International Pipeline Conference & Exposition
Calgary,AB, Canadá
Eventos, ponencias y conferencias de TDW
SEPTIEMBRE 2014AGOSTO 2014
Puntos de contacto
TDW presentará
un Libro Blanco en este evento
Louisiana Gas Association
Pipeline Safety Conference
21 AL 25 DE JULIO | Nueva Orleans, LA | EE. UU.
FEPA Summer Symposium
22 AL 25 DE JULIO | Orlando, FL | EE. UU.
SGA Operating Conference & Exhibits
28 AL 30 DE JULIO | Nueva Orleans, LA | EE. UU.
Midwest Energy Association
Operations Summit
12 AL 14 DE AGOSTO | Rochester, MN | EE. UU.
Western Regional Gas Conference
19 Y 20 DE AGOSTO | Tempe, AZ | EE. UU.
The Pipeline & Energy Expo
25 AL 27 DE AGOSTO | Tulsa, OK | EE. UU.
NACE 2014 Central Area Conference
25 AL 27 DE AGOSTO | Tulsa, OK | EE. UU.
Oklahoma Gas Association
8 AL 10 DE SEPTIEMBRE | Norman, OK | EE. UU.
Arkansas Gas Association
14 AL 16 DE SEPTIEMBRE | Fayetteville, AR | EE. UU.
DUG Eagle Ford
15 AL 17 DE SEPTIEMBRE | San Antonio, TX | EE. UU.
Oil Sands Trade Show & Conference
9 Y 10 DE SEPTIEMBRE | Fort McMurray, AB | Canadá
International Pipeline Conference & Exposition
30 DE SEPTIEMBRE – 2 DE OCTUBRE | Calgary, AB | Canadá
Celebración 50 aniversario de TDW
15 DE AGOSTO | Swindon | Reino Unido INTERNATIONAL PIPELINE CONFERENCE AND EXPOSITION
30 de septiembre al 2 de octubre de 2014
Calgary,AB, Canadá
Entre los eventos más esperados de 2014, la 2014 International Pipeline
Conference and Exposition (IPC/IPE) está diseñada para informar, explicar
y motivar.Además de brindar a los asistentes una amplia gama de sesiones
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inversión en eventos en iniciativas educativas y de investigación de gasoductos.
Asista a la presentación de TDW o visite el stand para saber más acerca de:
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IPE stand 308 T.D. Williamson #IPC2014
20

ARTÍCULODESTACADO
En Estados Unidos, el desarrollo de esquisto está siendo aclamado
como una forma de mejorar la autosuficiencia energética, reducir
la dependencia estadounidense del petróleo importado y convertir
al país en un exportador de gas natural en menos de una década
Actualmente, Estados Unidos no es el único país con
un plan para aumentar la seguridad energética: Los 28
estados de la Unión Europea también están en camino
hacia la independencia energética, principalmente
mediante la diversificación de sus suministros de gas
natural y la construcción de miles de kilómetros de
nuevos gasoductos. De hecho, de los 188 030 kilómetros
(116 837 millas) de gasoductos que figuran en la encuesta
2013 del Pipeline & Gas Journal, planificados o en
construcción en todo el mundo, 21 148 kilómetros
(13 141 millas) de ellos se encuentran en Europa.
Ese total incluye el corredor meridional de gas de 3500
kilómetros (2175 millas), recientemente habilitado, que
comenzará en el enorme yacimiento de gas Shah Deniz
de Azerbaiyán y terminará en Italia; conectará siete países
en el camino.
Ya que los operadores europeos de gas natural
están ampliando su alcance, sus necesidades también
están creciendo. Cada vez más, recurren a sus
proveedores de servicios no solo para herramientas
sino también para soluciones de integridad de
gasoductos integrales, desde la preparación de
reversiones de gasoductos en Polonia hasta la
maximización del rendimiento en los Países Bajos.
Tendencia hacia un suministro más estable
En Polonia, el carbón es el rey.
Ubicado en el mayor depósito del mundo de roca
negra combustible, Polonia se encuentra entre los 10
principales productores de carbón en el planeta.
El carbón es la fuente del 80 a 90 por ciento de la
generación de electricidad de Polonia según la Estrategia
de política energética del gobierno polaco.También es la
columna vertebral de la economía industrial de la nación.
Pero Polonia no se mantiene solo con carbón. El país
necesita el petróleo crudo y el gas natural para impulsar
sus sectores de transporte y calefacción. Polonia, un
importador neto de energía, recibe aproximadamente
el 95 por ciento de su petróleo y el 65 por ciento del gas
natural de otros países, principalmente Rusia.
Ahora, sin embargo, Polonia está ampliando
su propia red de gas natural, tanto para reducir su
dependencia de las exportaciones de energía de Rusia
como para diversificar su mezcla energética lejos de la
energía de carbón con el fin de cumplir los objetivos
de cambio climático de la UE.
A finales de 2014, se espera que el operador nacional
polaco GAZ-SYSTEM haya completado un proyecto
de cinco años y € 1,95 mil millones (US $ 2,69 mil
millones) que incluye la primera terminal de gas natural
licuado (GNL) del país que se está construyendo
en el puerto Świnoujście en el Mar Báltico para
aceptar suministros de fuentes diversificadas y más de
1200 kilómetros (745 millas) de nuevos gasoductos
para el transporte del gas. Estas líneas
conectarán la terminal de GNL a la red
de gas natural de Polonia y, a través de su
red doméstica, con los sistemas de transporte
de gas checos y alemanes.
Aunque es poco probable que el gas natural
destrone al carbón como el monarca de la energía
de Polonia en el corto plazo, el crecimiento de
la infraestructura de gas natural significa que el
país se está moviendo hacia una mayor seguridad
energética y cielos más limpios. Al mismo tiempo,
los operadores polacos se enfrentan a crecientes
demandas alrededor de la gestión de activos, lo que
incluye la integridad del gasoducto.
Tomasz Olma, una autoridad con más de 20
años de experiencia en la Gerencia de Negocios de
Limpieza e Inspección de lineas de T.D. Williamson
en Polonia, ha visto que la industria de petróleo
y gas de la nación acoge métodos cada vez más
sofisticados para el mantenimiento y rehabilitación
de sus tuberías.
“Desde la introducción en Polonia del raspador
inteligente a principios de 1990, los operadores han
recurrido a métodos de inspección de vanguardia
Alcances para la seguridad energética
NUEVAS CONEXIONES:
Europa
• Para el proveedor de gas holandés NAM,
una manera de atravesar la cera
• ¿El gas natural de EE. UU. ayudará a
solucionar los problemas de la UE?
• Tendencia hacia un suministro más estable
• Garantizar el suministro seguro
• En ambas direcciones: solución del
gasoducto bidireccional
23
22

como prueba de ultrasonidos de las soldaduras de
tuberías y el uso de la tecnología de dispersión de flujo
magnético (MFL) para detectar corrosión, picaduras y
pérdida de la pared en tuberías
metálicas" afirmó.
El interés en soluciones
llave en mano de proveedores
de servicios que agrupan
múltiples innovaciones ha sido
alto, añade, porque permite la
entrega lógica y secuencial de
productos y servicios, lo que
puede agilizar los proyectos en
términos de tiempo y costo.
La necesidad es
especialmente evidente
cuando GAZ-SYSTEM
implementa su plan de
construcción de nuevas
interconexiones y mejora la
infraestructura para permitir
flujos inversos. Y mientras
esos movimientos tienen
por objeto mantener el flujo
de gas natural hacia los ciudadanos polacos, la
motivación para ellos comenzó con el petróleo.
Garantizar el suministro seguro
De acuerdo con el CIA World Factbook, había
14 198 kilómetros (8822 millas) de gasoductos y 1374
kilómetros (853 millas) de oleoductos en Polonia en
2013, la mayoría de los cuales tenía más de 30 años.
Uno de ellos es el Oleoducto de la Amistad, que
comienza en el corazón de Rusia y esencialmente
divide a Polonia ya que la atraviesa de este a oeste en
la mitad del país.
También conocido como
Druzhba, el oleoducto de
la Amistad ha estado en
funcionamiento desde 1962 y es
el oleoducto más largo del mundo,
que recolecta y transporta petróleo
desde el oeste de Siberia, los
Urales y el Mar Caspio por más
de 4000 kilómetros (2500 millas)
a puntos en Ucrania, Bielorrusia,
Polonia, Hungría, Eslovaquia,
República Checa y Alemania.
Tiene una capacidad de más de
2 millones de barriles por día
(mbpd), de los cuales unos 1,4 a
1,6 mbpd van directamente a los
consumidores en la UE.
A pesar de su nombre
amistoso, sin embargo, el
oleoducto de la Amistad ha sido a
veces tanto una fuente de fricción como de energía.
Durante el invierno de 2006, por ejemplo, una
disputa contractual con Bielorrusia llevó a Rusia
a detener el flujo de petróleo en el oleoducto de la
Amistad a Polonia, Alemania, Hungría, República
Checa y Eslovaquia.
Tres años más tarde, en enero de 2009, un
desacuerdo con Ucrania por el precio del gas
natural dio como resultado que Rusia cesara casi
todas sus exportaciones de gas natural de sus
múltiples gasoductos a Europa.
Estos incidentes pusieron en evidencia la
vulnerabilidad del flujo de energía de Europa y sirvieron
como un recordatorio a Polonia acerca de los peligros de
depender tanto de un solo proveedor de energía.
La revista The Economist sugiere que la crisis del
gas natural de 2009 fue la razón por la que Polonia
decidió acelerar la construcción de la terminal de GNL
en Świnoujście. Y no hay duda de que el deseo de
Varsovia de reducir la dependencia energética de Rusia
estaba en la base de su decisión de hacer bidireccional
una parte del gasoducto Yamal (o Jamal, en polaco),
capaz de transportar los suministros de Alemania
como una protección contra la política fluctuante.
En ambas direcciones: la Solución
del gasoducto bidireccional
Aunque Polonia produce cerca de un tercio de su
gas natural nacional, dos tercios de la demanda del
país se cubren con las importaciones procedentes
de Rusia, Alemania y República Checa. La agencia
de noticias independiente Natural Gas Europe
afirma que, históricamente, la mayor parte de las
importaciones de gas natural de Polonia, alrededor del
80 por ciento, proviene de Rusia a través del gasoducto
Yamal, de 56 pulgadas, que termina en Alemania. En
2012, Yamal envió 9 mil millones de metros cúbicos
(mmc) de gas natural ruso a Polonia, según la revisión
estadística anual de BP.
Tras el cese de las exportaciones de gas de Rusia
en 2009, el operador nacional polaco GAZ-SYSTEM
comenzó a trabajar para permitir los servicios de
transmisión inversa en una base permanente en Yamal
donde enlaza la red de Polonia al sistema de gas
natural de Alemania. En caso de una interrupción del
suministro de gas de Rusia, GAZ-SYSTEM será capaz
de revertir el gasoducto para que Alemania pueda
transportar su producto a los consumidores de Polonia.
El flujo físico se abrió en abril de este año.
Permite la capacidad de flujo inverso de hasta
2,3 mmc al año, con el potencial de aumentar a
5,5 mmc en caso de interrupción del suministro.
"La inversión en la conexión de la sección polaca del
gasoducto Yamal y el sistema de transmisión que
pertenece al operador alemán tiene una importancia
fundamental para la mejora de las capacidades de
transmisión entre Polonia y Alemania", dijo GAZ-
SYSTEM en un comunicado.
En el transcurso de un año, la oficina
de Varsovia del proveedor de servicios T.D.
Williamson (TDW) fue contratada para realizar
una serie de actividades interconectadas de
fomento de la integridad que incluyeron:
• Llevar a cabo un estudio de viabilidad de múltiples
facetas, que incluyó el análisis de los datos
existentes, entrevistas con los supervisores de
primera línea responsables del mantenimiento del
gasoducto y una inspección física de la condición
del gasoducto.
• Preparar un plan de limpieza e inspección que
utilizará una gama de raspadores para eliminar del
gasoducto cantidades anormales de condensación,
aceite de la estación de compresión, óxido y arena.
• Usar las capacidades de Hot Tap y Obturación para
reemplazar una sección de la tubería que corre por
debajo de un cruce de ferrocarril, junto con varias
válvulas que no estaban completamente perforadas
y, por lo tanto, no serían capaces de soportar el
cambio de presión.
• Inspeccionar el gasoducto mediante herramientas
inteligentes de inspección de línea.
• Preparar una bomba de mantenimiento de
gasoductos.
• Reforzar las áreas que mostraban corrosión externa
con una envoltura compuesta de alta resistencia.
• Realizar pruebas hidrostáticas de la línea para
asegurarse de que puede manejar la tensión de 1.5
veces la presión de funcionamiento admisible (MAOP).
Por supuesto, la prueba definitiva del enlace
reversible con Alemania se verá siempre y cuando
Rusia suspenda las entregas de gas natural a sus
vecinos del oeste.
Para el proveedor de gas holandés
NAM, una manera de atravesar la cera
Mientras que Polonia sigue liberándose de una
situación geopolítica difícil con su proveedor
primario de gas natural, un importante proveedor
de gas natural en los Países Bajos está trabajando
en la integridad del gasoducto y la garantía del
flujo, objetivos claves esenciales para la seguridad
energética global.
Los Países Bajos no solo tienen el yacimiento de
gas gigante Groningen, el yacimiento de gas natural
más grande de Europa; además, el país es un centro
europeo clave para el transporte y procesamiento de
los combustibles líquidos. Es también uno de los
mayores importadores y exportadores de petróleo
ARTÍCULODESTACADO
25
“La inversión en la
conexión de la sección
polaca del oleoducto
Yamal y el sistema de
transmisión que pertenece
al operador alemán
tiene una importancia
fundamental para la
mejora de las capacidades
de transmisión entre
Polonia y Alemania".
UCRANIA
RUSIA
BIELORRUSIA
POLONIA
RUMANIA
ALEMANIA
ITALIA
LITUANIAOLEODUCTO YAMAL
OLEODUCTO DRUZHBA
AUSTRIA
HUNGRÍA
CROACIA
MOLDAVIA
REPÚBLICA
CHECA
24

26
una nueva herramienta de inspección de hidrógeno, hay
un montón de opciones que investigar.Tender cables,
por ejemplo. En la creación de prototipos, enrutar los
cables puede ser uno de los desafíos más grandes: Las
herramientas generalmente se construyen en piezas a
través de CAD. Esto significa que es prácticamente
imposible ver si los cables encajan correctamente hasta
que se construye el prototipo. Los cables varían en
grosor y curva diferencial, por lo que se crean torceduras
inesperadas. Hasta que un ingeniero tiende realmente
los cables en un modelo de prueba, en realidad se están
haciendo conjeturas acerca de si van a encajar o no.
Un cuerpo de detección de deformación de 4
pulgadas es una de las tantas partes impresas por los
ingenieros de TDW para ayudarlos con su proceso
de investigación y desarrollo.
Conlosmétodostradicionales,uningenieropodría
modelarunanuevapiezaenCAD,enviareldibujode
CADaltallerdemáquinasyluegoesperardeunparde
semanasaunmesparaqueseconstruyaelprototipo.Solo
entonceselingenieropuedeejecutarpruebaspreliminares
paradeterminarsilanuevapiezaeracompatiblecon
lasotraspiezaseneldiseñoy,porsupuesto,siloscables
encajarían. Conlaimpresión3D,sinembargo,un
ingenieropuedeenviarundiseñoCADdirectamenteala
impresorayresponderesaspreguntasensolounashoras.
No hace falta decirlo: poder imprimir rápidamente
los diseños de prueba puede ahorrar meses durante un
proceso típico de investigación y desarrollo.
Reducir la duplicación,
aumentar la eficiencia
La impresión 3D también ayuda con la colaboración:
Cuando los ingenieros están desarrollando diferentes
herramientas a través de múltiples equipos, es difícil
evitar la repetición de trabajo. Aunque las empresas
mantienen bibliotecas de piezas CAD virtuales, los
ingenieros no pueden ver físicamente cómo las piezas
trabajarían en sus diseños, por lo que a menudo
pasan horas diseñando y recreando piezas que
estaban disponibles en la biblioteca. La impresión 3D
permite a las empresas crear una contraparte física a
estas bibliotecas virtuales: En lugar de recurrir a los
diseños virtuales, los ingenieros pueden elegir piezas
de plástico prefabricadas de los "depósitos de chatarra"
propios. Las piezas como las juntas universales y los
brazos sensores se vuelven naturalmente uniformes, no
porque "las reglas dicen que debemos utilizar el diseño
estándar" sino porque los ingenieros pueden ver por sí
mismos que el diseño estándar funcionará.
"La elaboración rápida de prototipos cubre el
abismo entre el 'no lo tengo' y 'lo tengo'", dice
Davin Saderholm, Gerente de Desarrollo de
Nuevos Productos en TDW.
En cuanto a la herramienta de inspección de la
línea de hidrógeno, con la ayuda de la elaboración
rápida de prototipos con impresión 3D, se entrega
al cliente en un período de tiempo muy reducido a
pesar de los desafíos únicos que se enfrentan.
Es obvio que la impresión 3D está transformando
procesos vitales en un sinnúmero de industrias. Ya sea en
su avión o en su tubería, en casa o incluso en el interior
de su cuerpo, es casi seguro que pronto la impresión 3D
será parte de su vida y de sus negocios.
Tierra emergente
CONTINÚA DE LA PÁGINA 13
del petróleo y gas de Estados Unidos se está
embarcando en una inversión de 12años de
$ 890 mil millones en su propia infraestructura
midstream y downstream. Australia puede
aprender de la gran cantidad de planificación,
recursos y trabajadores necesarios para este
proceso.
Encuantoapersonalprofesionalyexperiencia,
Australiaseenfrentaráalosmismosdesafíosque
debenenfrentartodoslospaísesendesarrollode
esquistos: Hayunaescasezdemanodeobrade
petróleoygasentodoelmundo,especialmente
enlospuestosaniveldeexpertos.Unaforma
deenfrentarestedesafíoesquelosoperadores
trabajenconlasempresasdeserviciosqueya
tienenconocimientosenelárea,lasempresasque
yahanestadoenelprocesoenlosEstadosUnidos.
Posicionado para ser exitoso
Hasta ahora, Australia está cumpliendo muy
bien los requisitos en la lista de comprobación
para el éxito de la extensión productiva de
esquisto. El entorno político del país parece
prometedor y, como Polonia descubrió, puede
ser el paso más difícil para muchas naciones. En
teoría, el desarrollo de una extensión productiva
de esquisto puede ser mucho más fácil: A pesar
de que requiere una enorme cantidad de tiempo
y esfuerzo, el proceso general de desarrollo
de esquisto sigue siendo el mismo en todo el
mundo. El entorno político a favor del esquisto
de Australia y la voluntad de trabajar con
empresas internacionales ayudará a poner al país
en camino de convertirse en uno de los mayores
exportadores de GNL en el mundo.
26
crudo y productos del petróleo. Como tal, mantener
sus gasoductos funcionando es una prioridad tanto
para la nación como para la empresa de exploración
holandesa NAM.
Recientemente, NAM, una empresa conjunta
entre Shell y ExxonMobil, necesitó simplificar la
conexión a tierra de dos instalaciones de exploración
y tratamiento urbano en la refinería Shell Pernis cerca
de Rotterdam. Con una capacidad de alrededor de
400 000 millones de barriles por día (mb/d), Shell
Pernis es la planta de refinación más grande de Europa.
El proyecto NAM exigió abandonar y sustituir el
raspador sobre el suelo situado entre las instalaciones
de producción y la refinería con una pieza en Y
subterránea, con capacidad de admitir raspadores
y herramientas de lnspección que pudiera soportar
presiones de hasta 95 bar (1377,9 psi), y utilizar luego
raspatubos para limpiar las líneas. Además de este
desafío, nos encontramos con el hecho de que las
tuberías que alimentan el raspadores eran de diferentes
diámetros. Debido a que la línea que se origina en
la estación de medición era de 8 pulgadas y la línea
que viene de la estación de gas era de 10 pulgadas, se
necesitaron capacidades de raspado de doble diámetro.
Después de la fase de limpieza inicial, los
ingenieros de NAM se dieron cuenta de que había
más cera en la tubería de la que se había previsto
originalmente y necesitaban una mejor manera
atravesar los depósitos. La respuesta llegó en la forma
del raspador Pitboss™ de TDW, una herramienta de
limpieza a fondo equipada con raspadores de
alambre con muelles. Aunque la experta europea
en limpieza de tuberías Ann Mariën dice que los
cepillos no se utilizan normalmente para quitar la
cera ya que se llenan de inmediato, las capacidades
de autolimpieza del raspador Pitboss permitieron
solucionar el problema de la cera de NAM.
El raspador Pitboss también ayudó a los
ingenieros a solucionar otro problema en la tubería:
la corrosión. "Había corrosión de picaduras y
posibles residuos que tenían que ser eliminados de las
fosas, algo que se realizó con la misma herramienta.
También tomamos medidas adicionales para evitar
una mayor corrosión", dijo Cindy Dirkx, ingeniera
de tuberías de NAM. "Creo que esta solución de
limpieza a medida ha contribuido al hecho de que
no ha habido una mayor degradación de las tuberías".
¿El gas natural de EE. UU. ayudará a
solucionar los problemas de la UE?
Las nuevas conexiones y la infraestructura expandida
no cambian el hecho de que la UE carece de los
recursos de combustibles fósiles para satisfacer
todas sus necesidades. El Instituto de Asuntos
Internacionales y Europeos (Institute of International
and European Affairs: IIEA) sostiene que la UE ya
importa el 70 por ciento de su petróleo y el 50 por
ciento de su gas natural. Además de estos problemas,
la Agencia Internacional de Energía (International
Energy Agency, AIE) predice que la dependencia
exterior de la UE no hará sino crecer en el corto plazo,
y subirá un 20 por ciento en los próximos 20 años.
EE. UU. no es ajeno a la situación que enfrenta
Europa: Recientemente, en 2007, los suministros de
gas natural de Estados Unidos fueron disminuyendo
hasta el punto en que la administración Bush
consideró la importación de suministros de mercados
menos estables. Y aunque el auge de esquisto que
ha mantenido a flote a lo Estados Unidos aún no se
ha replicado en Europa, es posible que los crecientes
suministros de gas natural a partir de la evolución de
esquisto en lugares como Dakota del Norte y Texas
puedan ayudar a la UE a no depender de suministros
de energía menos estables. EE. UU. aún no exporta
su gas natural pero el Departamento de Energía ha
comenzado a emitir permisos de exportación a las
empresas estadounidenses y hay algunas terminales
de exportación de gas natural que ya se encuentran
en las primeras fases de construcción.
Mientras tanto, los países europeos continuarán
hacia una mayor seguridad energética. Los operadores
mantendrán la construcción de nuevos gasoductos y
la reutilización de los ya existentes. Y los proveedores
de servicios suministrarán las soluciones de integridad
avanzadas y exhaustivas que ayudarán a Europa a alcanzar
más rápidamente y con confianza sus objetivos.
NAM se dedica a crear
un futuro energético sostenible
Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM) ha
explorado y producido petróleo y gas en los Países Bajos
desde 1947. Hoy, NAM es el principal productor de gas
natural en los Países Bajos, con una producción anual
en 2012 de 59,6 mil millones de metros cúbicos, lo
que representa el 75 por ciento del total de la demanda
Holandesa de gas natural. El yacimiento de Groningen
cuenta con aproximadamente el 70 por ciento de la
producción de gas de NAM, el resto procede de más de
175 yacimientos más pequeños en otros lugares del
suelo continental holandés y en el Mar del Norte. NAM
también continúa produciendo petróleo, lo que representa
una quinta parte del petróleo producido en los Países
Bajos. La empresa se ha comprometido a contribuir a la
sociedad holandesa mediante la aplicación de técnicas
innovadoras que optimizan la producción y ayudan a
ofrecer un suministro seguro de energía sostenible.
NAM tiene dos accionistas: Shell (50 %) y
ExxonMobil (50 %). NAM aplica los procesos operativos
y los sistemas de seguridad de Shell.
27
Resolver los desafíos en 3D CONTINÚA DE LA PÁGINA 11

PhasesFourBY THE
NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING
28 29
EN
SECUENCIA CuatroFases deLIMPIEZA PROGRESIVA
1
2
3
4
ESPUMALos raspadores de espuma son económicos e indispensables, brindan a los operadores
valiosa información sobre la condición y capacidad de limpieza de su línea. Plegable y elástico, una
inspección visual de un raspador de espuma al final de la operación a menudo determina el siguiente
paso en el proceso progresivo.
QUÍMICOLa dosificación química se logra mediante la inyección de un líquido químico entre dos
raspadores de uretano con la intención de disminuir la cohesión de cualquier contaminante o residuo que
se haya adherido a la pared de la tubería. Los discos de los raspadores de dosificación también ayudan a
deteriorar los desechos antes y después del líquido químico.
URETANOEn los raspadores de uretano es donde comienza a actuar el proceso "progresivo".
Estos raspadores se clasifican desde simples raspadores de uretano moldeados con copas y discos a
raspadores de acero muy agresivos con una gran variedad de discos y copas moldeadas de uretano y
cientos o incluso miles de pinceles de acero.
ESPECIAL Los desafíos únicos de los operadores de oleoductos a menudo requieren una
solución única, como los raspadores de acero ultra agresivos con mandriles de acero con muelles
(para la eliminación de los depósitos de corrosión dentro de picaduras internas) y raspadores de
chorro o pulverización (para la suspensión y eliminación de desechos).
CAUDAL REDUCIDO Y
MAYOR COMPRESIÓN
significa que los operadores de
oleoductos están perdiendo ganancias y
aumentando el riesgo operacional. Para
mitigar estas pérdidas innecesarias y
maximizar el rendimiento del oleoducto,
la industria depende del sistema de
limpieza progresivo.
Debido a la variedad de factores complejos
exclusivos de cada oleoducto, puede ser un
reto desarrollar e implementar un programa
progresivo. Para ayudar a simplificar el
proceso, el programa se puede dividir en
cuatro fases básicas: Espuma, Química,
de Uretano y Especial. La inclusión y
ordenamiento de las fases y raspadores
específicos variarán según las condiciones
particulares de la línea.
5 % DESECHOS
IRREGULARES
>30 % Reducción
del caudal
>100 % Más presión
5 % DESECHOS
REGULARES
10 % Reducción del
caudal
30 % Más presión
TUBERÍA LIMPIA
Sin reducción del
caudal
Presión estándar

América del Norte y América del Sur
Europa / África / Oriente medio
Asia Pacífico
Servicios extraterritoriales
+1 918 447 5000
+32 67 28 3611
+65 6364 8520
+1 832 448 7200
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han confiado en el compromiso inquebrantable de TDW con el
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