Innovations™ Magazine Q4 2014 - Spanish

*También puede usarse para iniciar herramientas de inspección interna, agrupamiento, o limpieza estándar.
AMÉRICA DEL SUR Y DEL NORTE +1 918 447 5400
EUROPA/ÁFRICA/MEDIO ORIENTE +32 67 28 3611
ASIA PACÍFICO +65 6364 8520
SERVICIOS EN EL EXTRANJERO +1 832 448 7200
Brinda características
de doble bloqueo y purga
a presiones de hasta
1.480 psi.
Tecnología patentada de avanzada
para un desempeño confiable en
aplicaciones a alta presión.
Reduce las preocupaciones
de seguridad asociadas con los
sistemas de tuberías presurizadas.
Ayuda a reducir los costos de
acoplamiento y tiempos de soldadura.
Tecnología de doble bloqueo y purga de obturación STOPPLE®
de TDW.
Seguridad,
simplificada.
® Marca comercial registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países. ™ Marca comercial de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países.
© Copyright 2014 Todos los derechos reservados. T.D. Williamson, Inc.
Para saber más sobre la tecnología de obturación STOPPLE®, comuníquese con
su representante de ventas de TDW más cercano o visite www.tdwilliamson.com.

1
INNOVATIONS•OCTUBRE-DICIEMBRE2014
2 | PANORAMA EJECUTIVO
Dinámico y sostenible:
El gas natural hoy en día
4 | PERSPECTIVA GLOBAL
Comentarios de expertos
de la industria por regiones
6 | ENFOQUE EN LA
TECNOLOGÍA
Brindar una mejor percepción
de los efectos y peligros
geotécnicos
8 | LA SEGURIDAD IMPORTA
La recuperación de los costos
promueve la seguridad de
tuberías
10 | PENSAMIENTO FUTURO
Superar los límites,
Celebrar los fracasos
12 | INFORME DEL MERCADO
Esfuerzo de la industria por
cerrar brechas de información
20 | PUNTOS DE ENCUENTRO
Eventos de tuberías, ponencias
y conferencias
28 | EN SECUENCIA
Nueve pasos para duplicar
el aislamiento y la derivación
14 | Distribución de innovación
Los operadores, reguladores y gobiernos trabajan juntos
para inspirar la innovación y ayudar a construir un
futuro sostenible para la distribución de gas.
22 | Eliminar el riesgo: expectativa de Ø fugas,
Ø errores, 100% del tiempo.
Exploración de los beneficios tangibles de las tasas de éxito
de aislación de la tubería al primer intento.
DEPARTAMENTOS
EDITOR EN JEFE Jim Myers Morgan
DIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon Summers
DIRECTOR DE ARTE Joe Antonacci
PRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward Mankin
FOTOGRAFÍA Jeremy Charles, Ezequiel Scagnetti,
Rory Daniels, Catalin Marin
T.D. Williamson
América del Sur y del Norte +1 918 447 5000
Europa/África/Medio Oriente +32 67 28 3611
Asia Pacífico +65 6364 8520
Servicios en el extranjero +47 5144 3240
www.tdwilliamson.com
¿Desea compartir en nuestra revista su perspectiva sobre cualquier tema?
Envíenos un correo electrónico: Innovations@tdwilliamson.com
V O L . V I , N O . 4 | O C T U B R E - D I C I E M B R E 2 0 1 4
La revista Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.
®Marca comercial registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marca comercial de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países.
© Copyright 2014. Todos los derechos reservados por T.D. Williamson, Inc. Se prohíbe la reproducción total o parcial sin permiso. Impreso en los Estados Unidos de América.
14
10 22

2
Si tuviera que escoger solo dos palabras para describir el actual
mercado del gas natural a nivel global, serían “dinámico” y “sostenible”.
No es ningún secreto que la producción de gas natural en los Estados
Unidos está creciendo a una velocidad sin precedentes debido a la aparición
de fuentes no convencionales de aprovisionamiento, especialmente el
esquisto. Aún frente a la disminución de sus precios nacionales, los cuales
llegaron a 2,50 dólares por millar de pies cúbicos en 2012, Estados Unidos
continúo agregando volumen, en gran parte debido al gas producido junto
con el esquisto bituminoso y el lucrativo mercado del LGN.
Por supuesto, este no es solamente el caso de los Estados Unidos.
La demanda de gas natural se ha incrementado en todo el mundo,
especialmente la demanda de gas natural como combustible base para
la generación de electricidad y la calefacción de los hogares. El gas
natural actualmente representa el 22 por ciento de la combinación
de fuentes de energía del mundo y se pronostica que este porcentaje
aumente a 25 en menos de dos décadas. Más aún, para el año 2025,
se espera que el gas natural tome el puesto del carbón como la segunda
más grande fuente de energía en el mundo, después del petróleo.
Actualmente, países como China, India, Indonesia y México se
encuentran construyendo y expandiendo su infraestructura de distribución
del gas, a medida que gasifican sus ciudades. Los Estados Unidos y otros
países desarrollados se enfocan en mantener y mejorar sus amplias redes de
distribución de gas. Además, ya que el capital fluye donde hay oportunidad,
la inversión en infraestructura en estas economías crece rápidamente.
En T.D. Williamson tenemos la convicción que el incremento de
la producción de gas natural se mantendrá en el futuro previsible y que
sus beneficios continuarán energizando las grandes economías globales,
creando escenarios mutuamente beneficiosos para muchos países.
Solo observemos cómo el incremento de gas natural ha propiciado
el renacimiento de la producción en los Estados Unidos, especialmente
en mercados de producción que requieren de gran consumo de energía
como el del acero. En la industria petroquímica, no solo observamos
el regreso de las empresas estadounidenses sino también una fuerte
inversión desde fuera de sus fronteras.
En mis quince años en T.D. Williamson, nunca había observado
el rápido incremento de la inversión en infraestructura como en
los últimos años. Nuestros clientes se mueven más rápido, realizan
avezadas inversiones y toman grandes decisiones. Requieren socios que
sean tan dinámicos y comprometidos como ellos, socios que puedan
apoyarlos a sostener el flujo del gas natural.
POR BOB MCGREW
VICEPRESIDENTE Y
DIRECTOR FINANCIERO,
T.D. WILLIAMSON
PA N O R A M A E J E C U T I V O
Dinámico y sostenible:
El gas natural hoy en día

3
“En T.D. Williamson tenemos la convicción que
el incremento de la producción de gas natural
se mantendrá en el futuro previsible y que sus
beneficios continuarán energizando las grandes
economías”.

4
EUROPA | CASPIO | RUSIA
PerspectivaGlobal
Ciudad de Moscú
Si bien el ritmo de la recuperación económica ha causado un impacto en las
inversiones en infraestructuras de petróleo y gas en la región, la reanudación
de las inversiones se ha visto estimulada por el deseo del mercado europeo
de reducir su dependencia de las fuentes de energía orientales. Este deseo
ha ocasionado un aumento en el desarrollo de nuevas infraestructuras
y proyectos de rehabilitación para mejorar la versatilidad y flexibilidad de
los activos europeos.Tal versatilidad puede posiblemente provocar tensiones
en los activos, en especial en los antiguos, dando como resultado la necesidad
de realizar evaluaciones de integridad más frecuentes, exhaustivas y precisas,
mejorar los activos y tener medidas de mitigación de riesgos.
En Rusia, hay un requerimiento de asegurar rutas de abastecimiento sin restricciones hacia Europa, con frecuencia soslayando la posible
inestabilidad política mediante rutas marítimas.Además, los productores rusos desean diversificar su base de clientes para reducir su
dependencia de los clientes europeos. Esto se evidencia en el histórico acuerdo energético firmado recientemente entre Rusia y China,
y los planes correspondientes para nuevas e importantes infraestructuras de tuberías en el este de Siberia.
La tecnología juega un papel clave en estos avances. Con los tradicionales compresores-propagadores redundantes en muchos de los
proyectos más importantes de agua profunda en la actualidad, como el South Stream, los operadores necesitan nuevas y efectivas medidas
de prevención de inundaciones. Esta necesidad ha dado como resultado el aumento de la demanda de soluciones como la tecnología
SMARTLAY™.
Para que se considere a un operador en esta región como un agente internacional, este debe alcanzar estándares constantes de integridad
de las tuberías y rendimiento de activos. Esto impulsa el aumento de la demanda de una integridad de las tuberías avanzada y prácticas de
intervención que puedan aprovechar un rendimiento constante en las inversiones de capital a largo plazo.
De Portugal a Ucrania, Noruega a Siberia, pasando por todos los activos nuevos y antiguos, el próximo año será uno emocionante y colmado
de asociaciones estratégicas para satisfacer las necesidades en materia de tuberías presurizadas cada vez más complejas en esta región.
Johan Desaegher
DIRECTOR REGIONAL, T.D. WILLIAMSON

5
MEDIO ORIENTE | ÁFRICA
ASIA PACÍFICO
Comentarios de los expertos líderes de la industria por regiones
El riesgo geopolítico, la tensión social y la volatilidad de precios son términos relacionados
comúnmente con la región Medio Oriente/África (MEA por sus siglas en inglés), pero también lo es
el enorme crecimiento económico. Desde Maghreb y Sudáfrica hasta Arabia Saudita, los Emiratos
Árabes Unidos e Irak, la MEA es una región de culturas, razas, políticas, idiomas y religión complejos
e interrelacionados. Si bien es diversa, la región comparte muchos temas en común. Uno de esos
temas: los países con mayores umbrales de rentabilidad tienen dificultad para volver a invertir en
proyectos importantes y en desarrollo (es decir, Argelia, Libia y Bahrein), mientras que aquellos
con menores umbrales de rentabilidad están experimentando un crecimiento, al menos desde una
perspectiva de flujo de caja (es decir, Kuwait, Qatar, los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita).
A pesar de los desafíos únicos de la MEA (incluida la influencia de los gobiernos sobre la política,
las poblaciones emergentes y una transición al crecimiento y estabilidad del sector privado), las inversiones en petróleo y gas en los países
con abundante liquidez continúan en aumento.
Debido a la posibilidad de dicho crecimiento significativo en la infraestructura energética y el transporte, la MEA seguirá siendo atractiva
tanto para inversionistas extranjeros como nacionales por muchos años más.
Asia-Pacífico es una amplia área conformada por más de 40 países, incluidos la India,Australia
y China. De estas regiones, China y la India tienen las redes de tuberías más grandes, complicadas
y de más rápido crecimiento, cada una con más de 50.000 km (31.000 millas) de líneas de
transmisión, varios miles de kilómetros de líneas de captación aguas arriba y varios miles de
kilómetros adicionales de distribución.
Si bien es una de las áreas de mayor consumo energético del mundo, Asia-Pacífico (a excepción
de Australia) opera con menos enfoque gubernamental en la integridad de las tuberías y el
cumplimiento de la regulación que la mayoría. Los operadores con frecuencia son sus propios
reguladores, responsables de desarrollar y aplicar programas de inspección interna y de limpieza,
según consideren conveniente. Sin embargo, incluso con una regulación gubernamental menor
en esta región, los operadores en todo el mundo comparten la presión económica de evitar los cierres. Por este motivo, los operadores
en Asia-Pacífico deben depender cada vez más de la derivación en tubería y tecnologías de aislamiento, tanto en tierra como en alta mar,
para mantener el flujo. Malasia y Australia, en particular, dependen de tecnologías de aislamiento controlado, remoto y especializado
para sus reemplazos únicos de válvulas en alta mar. Esta creciente necesidad de pericia en tuberías lleva a los operadores a elaborar
o adoptar prácticas recomendadas y asociarse con proveedores de servicios de tuberías para superar los desafíos de la creciente demanda
de energía.
Juan Chacin
Danny Haykal
• Arabia Saudita: desarrollo de yacimiento en alta
mar Safania, refinería Jizan (en ejecución), refinería
Ras Tanura (en licitación), yacimiento de gas Midyan
(reciente adjudicación)
• Irak: aumento de producción a más de 12 millones de
bpd durante la próxima década
• Libia: con miras a una ronda de concesión de licencias para
empresas petroleras internacionales en los próximos años
• Argelia: enfoque en el aumento de la producción de gas
para abastecer una Europa con una alta demanda de gas
• Emiratos Árabes Unidos: ampliación de la
producción de gas en los yacimientos de Shah y Bab
para lidiar con la creciente demanda industrial, y con
miras a aumentar la producción de petróleo en alta mar,
como en el yacimiento de Umm Lulu

Ayuda a los operadores
a recopilar información
más exhaustiva sobre
los efectos de los
eventos basados
en la tensión.
6
ENFOQUE EN LA TECNOLOGÍA
Incluso en un mundo donde se aprecian las hazañas y se valora el
pensamiento innovador, la inestabilidad del terreno no es otra cosa que un
evento positivo para los operadores de tuberías. Cuando la inestabilidad
del terreno desgasta una tubería muy por encima de sus límites de tensión
habituales, puede ocurrir una serie de anomalías, incluidos los pandeos,
torceduras, crecimiento de grieta, así como deformación plástica longitudinal
y amplia que eventualmente podría conllevar a la falla de la tubería.
Para los operadores en tierra, el riesgo de tensión de la tubería con
frecuencia se relaciona con terremotos, deslizamientos de tierra o fenómeno de
expansión por congelamiento, aunque en el desierto, se supo que las tuberías
enterradas en suelo arenoso y caliente se desplazan por cuenta propia. Y en alta
mar, la actividad sísmica con frecuencia se relaciona con el pandeo vertical.
Afortunadamente, los incidentes con tuberías relacionados con movimientos
de tierra definidos por los reguladores como graves o significativos son
relativamente raros; en Europa, representan alrededor del 7% de todos los
incidentes; en Estados Unidos, esa cantidad es ligeramente menor: 5%. No
obstante la baja probabilidad que parezcan tener, los incidentes con tuberías
relacionados con movimientos de tierra no son baratos: según la Administración
de Seguridad en Tuberías de Distribución y Materiales Peligrosos (Pipeline
and Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA), los eventos de
movimientos de tierra graves y significativos en Estados Unidos durante las últimas
dos décadas le han costado a la industria de petróleo y gas casi US$364 millones.
¡Innovador!
La tecnología brinda un mejor
conocimiento sobre los riesgos
y efectos geotécnicos.
INCIDENTES DE TUBERÍA RELACIONADOS
CON MOVIMIENTO DE TIERRA EN LOS
ESTADOS UNIDOS.
COSTO PARA LA INDUSTRIAL DE
PETRÓLEO Y GAS EN LAS ÚLTIMAS
DOS DÉCADAS.
5% $364MILLONES

7
Con una cifra tan elevada, es fácil entender por
qué detectar, monitorear y mitigar eventos de tensión
inducidos por movimientos se han convertido en
una parte cada vez más destacada y de tecnología
de avanzada de la gestión de integridad, tanto es así
que, de hecho, dos organizaciones han patrocinado
recientemente proyectos de industria conjuntos
(Joint Industry Projects, JIP) en torno al tema.
Los JIP alientan la detección
y validación de eventos basados
en la tensión
Un JIP es una forma de crear conocimiento en sociedad,
en busca de una solución a un problema específico que
exige investigación fundamental o aplicada. En Estados
Unidos, tanto el Consejo Internacional de Investigación
deTuberías (Pipeline Research Council International,
PRCI) con sede en Virginia como el Centro para
Sistemas de Energía Confiable (Center for Reliable
Energy Systems, CRES), Dublin, Ohio, en los últimos
años han organizado JIP para ayudar a la industria de
tuberías a comprender cómo el detectar y validar los
efectos de la presión por movimientos de tierra puede
ayudar a lograr las metas de
integridad de tuberías.
Mientras que una cantidad
considerable de trabajo del
PRCI se ha enfocado en el
diseño basado en la presión
para la construcción de nuevas
tuberías, la colaboración del
CRES dirigió su atención
más al uso de tecnología para
evaluar los eventos de presión
en tuberías existentes. El grupo
JIP de CRES, que incluía
a Kinder Morgan, Spectra,
T.D. Williamson y otros
operadores, compañías de inspección y expertos en
ciencia geotécnica, materiales, soldadura y mecánica,
comenzaron a identificar:
� Los riesgos geotécnicos principales que
provocan los eventos de presión;
� Las herramientas de inspección para
detectar daños en tuberías relacionadas;
� Las propiedades de los materiales
y características de falla que aumentan
la probabilidad de daño por movimientos
en las tuberías;
� Actividades de mitigación y monitoreo.
Los hallazgos del JIP de CRES se presentaron
en el Foro de Investigación y Desarrollo de Tuberías
de la Industria/Gobierno (Government/Industry
Pipeline RD Forum) patrocinado por PHMSA
en julio de 2012. El grupo informó que incluso
los sofisticados modelos de capacidad para presión
tuvieron deficiencias en términos de precisión.
Entre las preocupaciones del grupo, por
ejemplo, se encontraba el hecho de que las pruebas
de capacidad para presión se desarrollaron en
condiciones de laboratorio. Y es así que los modelos
midieron la presión sobre tuberías no dañadas,
rectas, sin considerar los defectos de la interacción,
ductos curvados de yacimientos, o las diferencias
de cargas que podrían ocurrir en el sitio.
El JIP sugirió que para determinar con mayor
precisión los efectos de eventos de movimientos de
tierra sobre las tuberías en servicio, los operadores
deberían completar los datos faltantes sobre las
propiedades de materiales y las características de
falla; comprender cómo las presiones longitudinales
interactúan con las anomalías de corrosión o daños
mecánicos; y emplear mejores medios de detección
y monitoreo de las fallas y los acoplamientos.
Avance hacia una mejor y más
completa información
Jed Ludlow, científico de datos principal de
inspección interna (inline inspection, ILI) para T.D.
Williamson, felicita el trabajo del JIP como parte
de la evolución en la asistencia
para predecir mejor la idoneidad
para el servicio en tuberías
sometidas a movimientos de
tierra. Él también ve avances
en la tecnología de ILI como
prueba adicional del progreso en
la dirección correcta.
“Por muchos años, en el caso
de los eventos de presión, los
operadores de tuberías tuvieron
que depender de los datos que
se recopilaban desde fuera de
las tuberías, sobre la tierra, para
tomar las decisiones de gestión
de integridad”, comenta Ludlow. “Ello significó que
no había forma de examinar realmente la longitud
o superficie total de las tuberías para detectar
anomalías. Pero hoy, en vez de depender de datos
externos sobre el movimiento de tierra y preguntarse
si la tubería ha sido afectada, podemos usar la
sofisticada ILI para examinar cada pulgada cuadrada
de la tubería, de principio a fin, mediante técnicas
de evaluación no destructivas (NDE).
“Por ejemplo, en el caso específico de los
eventos de presión, al aplicar las herramientas de
mapeo XYZ y realizar un análisis de la presión en
doblado, el operador ahora tiene una imagen total
de la forma de eje del segmento de una tubería,
de extremo a extremo”, explica Ludlow.
Y la mayoría de operadores coincidirán en que
este es un paso innovador hacia una gestión de
integridad más completa.
Si bien el movimiento
de tierra causa menos
del 10% de los
incidentes con tuberías
en EE.UU. y Europa,
los costos anuales
relacionados son cifras
millonarias.

8
S E G U R I D A D
Los programas de recuperación
de costos promueven proyectos
de seguridad de tuberías
El enfoque de
cooperación entre
las comisiones,
los legisladores y los
operadores está
generando mejoras
en la seguridad de
las tuberías.
Debido al aumento de la popularidad del gas natural en todo
el mundo, más gobiernos que nunca están invirtiendo en la seguridad
de tuberías. Por ejemplo, en Canadá, el gobierno exige que se realicen
más inspecciones de tuberías. Y en Inglaterra, se ha diseñado un
nuevo modelo regulatorio para premiar a los servicios públicos por
el desempeño en diversas áreas, incluida la seguridad de la red.
En Estados Unidos, muchos de los proyectos de seguridad que se están
llevando a cabo en la actualidad son impulsados por los reguladores del
estado y legisladores que prefieren premiar en lugar de sancionar.
En los últimos años, muchas comisiones de servicios públicos
locales en los Estados Unidos han trabajado con servicios públicos de
gas natural en programas que permiten a los operadores recuperar los
costos implicados en la aceleración del remplazo y la modernización
de su infraestructura. Para mediados de 2014, la Asociación de
Gas Estadounidense (American Gas Association, AGA) informó que
38 estados tenían algún tipo de programa de recuperación de costos
en funcionamiento y que se estaba trabajando en más programas.
“Si retrocede un poco y mira el entorno en el que estamos, el gas natural está
recibiendo mucha atención, y como debe ser”, afirma LoriTraweek, directora
general de operaciones y vicepresidente sénior de AGA. “Muchos estados están
buscando formas de expandir su infraestructura de gas natural y, al mismo
tiempo, quieren asegurarse de actualizar la que tienen y hacerla segura”.
Remplazo con confianza
Uno de los pasos más importantes para la seguridad de las tuberías es
remplazar las tuberías principales de gas que ya no son adecuadas para
el servicio. Debido a que están fabricadas de acero sin tratar o hierro
fundido, pueden ser susceptibles a la corrosión y las fugas. De acuerdo
con la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías
(PHMSA) de Estados Unidos, existen más de 3,2 millones de kilómetros
(2 millones de millas) de tuberías principales de distribución de gas natural
y tuberías de servicio en funcionamiento en todo Estados Unidos.
La buena noticia, según AGA, es que durante la última década,
los servicios públicos de gas natural han instalado líneas de polietileno
actualizadas a un índice de 48.000 kilómetros (30.000 millas) al año, que
conectan a nuevos consumidores o remplazan infraestructuras antiguas.
En la actualidad, solo el 3% del sistema de gas de EE.UU. utiliza tuberías
principales de hierro fundido.
Para 2012, los esfuerzos de los operadores por remplazar tuberías
antiguas contribuyeron a una disminución de cerca del 90% en incidentes
graves en tuberías en los Estados Unidos. AGA confía en que los esfuerzos
del estado por acelerar el remplazo de infraestructuras jugará un papel
importante en reducir más aún ese número.

9
Una llamada a la acción: Creciente impulso
La mayor parte de la reciente modernización de infraestructuras fue
motivada por una iniciativa del exsecretario de transporte de EE.UU.,
Ray LaHood, quien en 2011 exhortó a los operadores de tuberías
de EE.UU. que identificaran partes de tuberías que necesitaban ser
reparadas, rehabilitadas o remplazadas. “Tenemos la responsabilidad
de trabajar juntos para evitar la pérdida de vidas y el daño al medio
ambiente que puede ser el resultado de condiciones deficientes
en tuberías”, afirmó LaHood en ese momento.
En 2013, la Asociación Nacional de Comisiones Reguladoras
de Servicios Públicos (National Association of Regulatory Utility
Commissions, NARUC) aprobó una resolución que exige más
programas de recuperación de costos y remplazo de infraestructuras
a nivel estatal. “Las comisiones e inspectores estatales son los
más idóneos para determinar cómo financiar mejor las mejoras
en el sistema ya que cada estado es diferente y las necesidades
y circunstancias financieras de cada servicio público son únicas”, indica.
Mientras que algunos estados ya contaban con programas de
recuperación de costos en funcionamiento, una variedad de programas
nuevos están disponibles desde entonces. En Michigan, la Comisión
de Servicios Públicos (Public Service Commission) estableció un
anexo al programa de remplazo de tuberías principales en 2011,
por medio del cual se permitía que una empresa de servicios públicos
recuperara costos relacionados con el capital incremental asociados
con el remplazo de tuberías. En abril de 2013, la comisión aprobó un
programa similar para DTE Gas Co. con sede en Detroit, Michigan.
En mayo de 2013, los legisladores de Indiana aprobaron una
legislación que permitía a los servicios públicos presentar a los
reguladores estatales planes de mejora de infraestructura de 5 años
para su aprobación. Si se aprueban sus planes, los servicios públicos
podrán recuperar su inversión a través de un rastreador en las
facturas de sus consumidores. En julio de 2014, el gobernador
de Massachusetts firmó un proyecto de ley que crea un protocolo
para las fugas de tuberías e incluye programas de recuperación
de costos para el remplazo de tuberías. Los legisladores también
están considerando un proyecto de ley que establecería un fondo
de préstamo rotativo para reparaciones y remplazos de tuberías.
Innovación global para la seguridad
Los esfuerzos para la mejora de la seguridad están cobrando
impulso en todo el mundo. La Ley de Prosperidad a Largo
Plazo, Crecimiento y Trabajos de Canadá recientemente destinó
$15,1 millones de dólares canadienses por dos años para permitir
que la Junta de Energía Nacional duplique las auditorias
e inspecciones en tuberías para identificar problemas de seguridad.
El nuevo modelo regulatorio RIIO (Ingresos establecidos para
brindar Incentivos, Innovaciones y Resultados sólidos) de Inglaterra
premia a las empresas por su innovación. Sus objetivos incluyen
infraestructuras más seguras.
En Estados Unidos, Traweek está entusiasmada por el enfoque
cooperativo hacia mejoras de seguridad en tuberías que observa entre
las comisiones, los legisladores y los operadores.
“Sin intención de hacer ninguna insinuación, el gas natural está
muy de moda”, afirmó. “Está impulsando la innovación por parte
de organizaciones de investigación y de proveedores de servicios
y equipos. Es ahí donde damos lo mejor de nosotros… cuando hay
muchas partes interesadas trabajando juntas para innovar”.
2004-2014
2014
2013
2011
3,2 MILLONES DE KM
de tuberías principales
y de servicio de
distribución de gas
natural colocadas en
todos los EE.UU.
Líneas de PE en los EE.UU.
actualizadas a un ritmo de
SOLO 3 POR
CIENTO
de todo el sistema de
gas de los EE.UU. utiliza
tuberías principales
de hierro fundido
El gobernador de Massachusetts firma
leyes para aumentar la detección
de fugas y el reemplazo de tuberías
NARUC solicita más programas
de recuperación de costos
y remplazo de infraestructura
a nivel estatal
El exsecretario de estado de
los EE.UU. llamó a la acción
para identificar tuberías que
necesitaban reemplazo
en incidentes graves
con las tuberías en
los EE.UU. para 2012
Disminución
de 90%
48.000
km/año
en los EE.UU. cuentan
con un programa de
recuperación de costo
en marcha desde
mediados de 2014.
50
38estados

10
P E N S A M I E N T O F U T U R O
Piensen en la última vez que volaron hacia una de sus operaciones
de yacimiento de esquisto, plantas de procesamiento o centros
de distribución de gas. ¿Pensaron en los cientos de miles de partes en
movimiento interconectadas que permiten que los motores funcionen,
el tren de aterrizaje se despliegue o las alas se extiendan sin romperse?
A menos que teman a viajar en avión, probablemente no.
Simplemente esperan que estos componentes funcionen como
deberían, para despegar, volar y aterrizar sin problemas. Es una
expectativa razonable, ya que es muy poco común que sucedan
desperfectos en los vuelos comerciales. Desde volar a través del océano
Atlántico hasta colocar un satélite de comunicaciones en órbita, está
claro que la industria aeroespacial ha desarrollado procesos que
prácticamente eliminan por completo los riesgos operativos.
La capacidad para demostrar continuamente dicha confiabilidad
inquebrantable bajo circunstancias extremas, se debe en parte a las
pruebas de vida altamente aceleradas (HALT, por sus siglas en inglés).
Al someter productos a tensiones que exceden la norma (ciclos de
temperatura, márgenes de voltaje y vibración) HALT permite a los
fabricantes identificar las falencias de los productos y abordarlas mucho
antes de que sean utilizados en situaciones de la vida real.
El proceso “HALT”
identifica las falencias
del producto antes de ser
lanzado al mercado.
POR JEFF FOOTE
DIRECTOR DE TECNOLOGÍA
DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS,
T.D. WILLIAMSON
Superar los límites,

11
Ir a los extremos
HALT no es una prueba común, no se trata de
aprobarla o desaprobarla, dice Brent Skoumal, ingeniero
de pruebas de calidad y confiabilidad del proveedor
de soluciones globales de tuberías T.D. Williamson
(TDW). “Esta no es una prueba de simulación,” dice
Skoumal. “Es una prueba de descubrimiento de límites”.
El proceso de HALT por lo general se basa en
una cámara de prueba que crea las condiciones
extremas necesarias para revelar las falencias de
los productos. Por ejemplo, la cámara
Qualmark Typhoon 5 que utiliza TDW
incluye una mesa de vibración que
soporta productos o componentes de
hasta 600 libras. La mesa puede producir
vibraciones aleatorias desde 10 hertz (Hz)
hasta 5.000 Hz en seis grados de libertad.
Los rangos de temperatura pueden oscilar
desde 100 °C hasta -200 °C.
Antes de comenzar la prueba, se debe
verificar el funcionamiento normal del
producto o componente sin tensiones
ambientales presentes. Luego, los ingenieros
introducen un factor de tensión en
incrementos pequeños y verifican el producto
después de cada incremento. Para la cámara
Typhoon 5, Qualmark recomienda comenzar
con incrementos en las temperaturas frías,
seguido de calor, vibraciones, oscilaciones
térmicas rápidas y, finalmente, oscilaciones
térmicas rápidas con incrementos
de vibración de forma simultánea.
La prueba continúa hasta que el
producto presenta un desperfecto. “Entonces
habrás encontrado un límite operativo o un límite
de destrucción”, dice Skoumal. A partir de allí,
los ingenieros determinan la causa del desperfecto,
evalúan la necesidad de implementar cambios y,
de ser necesario, repiten la prueba hasta que estén
seguros de que han alcanzado la mayor resistencia.
HALT no es un proceso nuevo. El método de
prueba lo desarrolló el ingeniero Gregg Hobbs
a fines de los ochenta para ayudar a los ingenieros
a mejorar la calidad de los productos. En los
últimos años, el uso de HALT se ha incrementado
en la industria del petróleo y gas, según Neill
Doertenbach, ingeniero de aplicaciones sénior
de Qualmark Corp. en Colorado. Qualmark,
uno de los pioneros en el desarrollo de HALT,
es fabricante de cámaras de prueba y brinda
capacitación y gestión de proyectos de HALT.
“En la industria del petróleo y el gas, el fracaso
tiene un alto costo y hay un alto riesgo asociado
con dicho fracaso”, dice Doertenbach.
Esos factores definitivamente influyeron en
la decisión de traer HALT al Centro de integridad
de tuberías global de TDW en Salt Lake City, Utah.
Paul McKee, gerente de calidad y cumplimiento
de TDW, afirma que si se realizan más pruebas HALT,
las empresas ahorrarán dinero al evitar fracasos
costosos en el área. “Queremos celebrar los fracasos
en el laboratorio porque sabemos que es algo que no
va a suceder en el entorno del cliente”, afirma McKee.
Hasta hace poco, las pruebas de los productos
de la empresa se realizaban en ambientes
controlados donde el objetivo era el éxito del
producto. La decisión de implementar pruebas
HALT es una inversión en la satisfacción del cliente,
afirma McKee. “Intentamos crear una solución
más confiable y resistente para los operadores
de tuberías”.
TDW recientemente lanzó pruebas HALT para
nuevas placas de circuitos que serán utliizadas para
obtener y almacenar información sobre tuberías.
“También tenemos previsto establecer límites operativos
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
“Esta no es una prueba de simulación,”
dice Skoumal. “Es una prueba de
descubrimiento de límites”.
VIBRACIONES [10 Hz – 5.000 Hz]
CALOR
[100 C]
FRÍO
[-200 C]

12
R E P O R T E D E L M E R C A D O
Hasta hace poco, muchos operadores de distribución adoptaron
un enfoque de “cumplimiento” en torno a la seguridad de tuberías.
En otras palabras, desempeñaban las funciones necesarias y requeridas para
cumplir con las reglamentaciones, que no incluían la gestión de integridad.
¿El resultado? Con frecuencia se pasaban por alto problemas
graves hasta que era demasiado tarde. En 2005, la Fundación
Estadounidense de Gas (American Gas Foundation) publicó un
estudio que revelaba que hubo 1579 incidentes en las líneas de
distribución de gas de EE.UU. de 1990 a 2002, de los cuales 601
incluyeron una fatalidad o una lesión que requirió hospitalización1
.
Dado que a las regulaciones de gestión de integridad creadas
por la Administración de Seguridad en Tuberías de Distribución
y Materiales Peligrosos (PHMSA) se les reconoce el mérito de ayudar
a reducir incidentes en el mercado de transmisión, el Congreso
estadounidense ordenó a la PHMSA crear un conjunto de estándares
mínimos para las líneas de distribución de gas con modelos basados
en las regulaciones del Plan de Gestión de Integridad (Integrity
Management Plan, IMP) para las tuberías de transmisión. En la
actualidad, todo sistema de distribución puesto en práctica luego del 2,
de agosto de 2001, debe haber implementado el Plan de Gestión de
Integridad de Distribución (Integrity Management Plan, DIMP).
“[El DIMP] ha cambiado la forma de pensar de la industria
respecto de los riesgos”, declara Darin Burk, presidente de la
Asociación Nacional de Representantes de Seguridad de Tuberías
(National Association of Pipeline Safety Representatives, NAPSR).
“Desde la implementación, he observado la depuración de registros,
la mejora de la recopilación de datos y la identificación de las
necesidades de capacitación, entre otros puntos”.
La nueva norma del DIMP está cambiando especialmente la forma en
que la industria de distribución obtiene y usa los datos de sus sistemas con
la finalidad de evaluar las amenazas para la integridad de las tuberías. Estos
datos sirven como piedra angular para sus planes de gestión de integridad.
Creación de un plan para el financiamiento
y la gestión de riesgos
Los sistemas de distribución pueden ser pequeños y simples,
o grandes y complejos, tal como los pueblos y ciudades en los que
operan. Por consiguiente, la meta de PHMSA fue idear un conjunto
de acciones que pudieran ser adoptadas por los operadores de
distribución de todas las dimensiones. Los operadores tomaron estas
medidas y escribieron su propio plan. En pocas palabras, el DIMP es
un conjunto de procedimientos que describen un plan para encontrar
riesgos, evaluarlos y gestionarlos.
Cambio en la forma en
que los operadores de
distribución recopilan y
utilizan los datos para
evaluar la integridad
de las tuberías.
Los estándares del DIMP:
Un esfuerzo en toda la industria por cubrir la falta
de datos

El DIMP de un operador debe incluir
las siguientes medidas, además de planes de
evaluación, monitoreo y registro de datos2
:
Obtener conocimientos de las infraestructuras
de sistemas. Los operadores deben conocer
la fecha en que un sistema entró en servicio,
su ubicación aproximada, las personas
responsables de su mantenimiento y cualquier
problema actual o anterior.
Identificación de amenazas. Los operadores
deben encontrar cualquier posible problema
en sus tuberías. Las amenazas comunes
a un sistema de tuberías de distribución son
la corrosión, las fuerzas naturales, daños por
excavación, otros daños por fuerzas externas,
falla del equipo, operaciones incorrectas
y cualquier otra preocupación que pudiera
comprometer la integridad de las tuberías.
Evaluación y priorización de riesgos.
Las inspecciones y evaluaciones pueden
mostrar miles de posibles amenazas en
un sistema. El operador debe ser capaz
de evaluar estos riesgos y considerar la
probabilidad de un incidente peligroso.
Identificación e implementación de
medidas para mitigar riesgos. Por cada
riesgo, el operador debe asegurarse de
que se está tomando una medida para
la protección contra un incidente. Esta
medida podría ser el monitoreo general
de riesgos de baja prioridad, el reemplazo
de tuberías de acero por polietileno o la
reparación de una sección de la tubería.
Para poner sus planes por escrito, los operadores
realizan exhaustivas revisiones de todos los registros
de construcción, operación y mantenimiento. “Este
ejercicio permite a los operadores identificar los
vacíos en el conocimiento de su sistema”, dice
Burk. “Por ejemplo, muchos operadores conocen
los materiales dentro de sus sistemas, pero no tienen
datos que identifiquen ubicaciones específicas de los
diversos materiales. Para evaluar de manera eficaz las
amenazas existentes y posibles para el sistema, conocer
la ubicación exacta (o al menos la general) de los
materiales en riesgo brinda un enfoque más centrado
en la mitigación de riesgos”.
Todo sobre los datos
Conforme los operadores exploran sus registros
y comienzan a crear DIMP, con frecuencia se
dan cuenta de que deben mejorar sus métodos
de recopilación de datos. Según Burk, un ejemplo es
que muchos operadores descubren que tenían datos
insuficientes sobre el detalle de la causalidad de las
fugas. Los registros revelan que muchos miembros del
personal del yacimiento cuentan con instrucciones
confusas de presentación de informes y, por ende, no
se puede determinar con facilidad las diversas causas.
“Los datos de alta calidad son la clave para una
evaluación de riesgos efectiva”, declara Philippe
Simon, director de desarrollo de mercado —
distribución para T.D. Williamson. “Los operadores
necesitan datos sobre las posibles amenazas, inclusive
antes de que creen sus planes, ya que deberán reunir
y evaluar esos datos para esbozar sus próximos pasos”.
La obtención de datos de calidad es más sencilla
para algunos operadores de distribución que
para otros. Los operadores de gas más pequeños
con frecuencia no cuentan con los recursos para
13
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
1
http://primis.phmsa.dot.gov/dimp/docs/History_of_DIMP_06152011.pdf
2
Para obtener más información, ver la publicación de PHMSA, “Guía para cumplir con los requerimientos en la Regla de gestión de integridad
de la distribución de gas, seguridad de tuberías: Programa de gestión de integridad para las tuberías de distribución de gas”.
ADMINISTRACIÓN DE DATOS
DOCUMENTAR
Y APRENDER
FRECUENCIA
DE FALLA
EVALUAR
Y PRIORIZAR
EVALUACIÓN DE
INTEGRIDAD
INSPECCIONAR
SUPERVISAR
Y PROBAR
MITIGACIÓN,
INTERVENCIÓN
Y REPARACIÓN
IDENTIFICACIÓN
DE AMENAZAS
ANÁLISIS DEL
SISTEMA
» CORROSIÓN
» FUERZAS NATURALES
» FUERZA EXTERNA
» EXCAVACIÓN
» FALLA DE EQUIPO
» OPERACIONES INCORRECTAS
» FECHA DE PUESTA EN SERVICIO
» UBICACIÓN
» EQUIPO DE MANTENIMIENTO
» PROBLEMAS CONOCIDOS

Contexto: Cámara de los Comunes, Reino Unido.
Año 2006. El testimonio proporcionado por
el Sr. Ian Davidson, miembro del parlamento,
miembro del Comité selecto de cuentas públicas
de la Cámara de los Comunes británica, en
representación del Comité de cuentas públicas;
y el Sr. David Gray, de la Oficina de los mercados
del gas y de la electricidad (OFGEM, por sus
siglas en inglés). Fue la pregunta 105 de 139.
Durante más de una hora, OFGEM explicó
al comité las dificultades que enfrentan los
reguladores de Reino Unido, las empresas
de servicios públicos y los problemas con las
tuberías antiguas. El comité se mostró indiferente.
HISTORIADELAPORTADA
15
Sr. Ian Davidson, miembro del parlamento: “Permítanme aclarar
algo. Si las empresas [de distribución de gas natural] se encuentran en una
situación en la que hay un creciente número de infracciones de las normas
de salud y de seguridad, una defensa verosímil para ellos es decir que no
pueden costear hacerlo porque las están presionando demasiado”.
Sr. David Gray: “Sí, podrían decir eso”.
Comité de cuentas públicas: “Deberían estar cuidando los intereses de
los consumidores… habría pensado que la seguridad física debe ser un tema
predominante… Según esto, [la tubería de hierro dúctil] presenta desperfectos
imprevisibles. ¿Cuánto está allí abajo y se tiene que excavar todo nuevamente?”
Ian Davidson, miembro del parlamento,
miembro del Comité selecto de cuentas
públicas de la Cámara de Comunes
británica.
Trabajar juntos para un futuro sustentable
• Hacer más con menos
• Un revolucionario modelo regulador
• Resultados inspiradores
• National Grid: Un estudio de caso
• Justificación de la idoneidad de RIIO
• Un futuro (más) brillante

“Lo mejor es que nosotros le informemos esos
datos”, declaró el representante de OFGEM.
Él tendría que encontrar la respuesta.
En una época en que el 39% de la red de gas
en el RU se consideraba en riesgo y las estadísticas
conocidas más recientes sobre las fugas eran de
23.000 al año, parecía que OFGEM tenía muchas
preguntas por resolver.
Al menos durante las dos últimas décadas, han
aumentado las preocupaciones en ambos lados del
Atlántico por el desgaste de las infraestructuras bajo
las áreas más pobladas del mundo. En el vecindario
de East Harlem en Nueva York, una reciente
explosión destruyó un edificio de cinco pisos
y provocó la muerte de ocho personas. ¿La causa?
Una tubería de más de 127 años de antigüedad.
En Lanarkshire, Escocia, días antes de las
festividades navideñas de 1999, murió una familia
de cuatro personas tras la explosión de su casa.
Las investigaciones determinaron que la causa de la
explosión fue la fuga de gas natural por rupturas en
las tuberías.
En todo el mundo ocurren fugas o rupturas
de tuberías que crean la posibilidad de accidentes
catastróficos. Los clientes que usan gas natural
reclaman: ¿Por qué siguen aún allí abajo estas
tuberías viejas?
HACER MÁS CON MENOS
El trabajo de remplazar las tuberías de gas obsoletas
generalmente recae en los operadores de Gas
Distribution Network (GDN). Sin embargo, a
lo largo de los años, en un modelo de control de
precios estrictamente regulado, no ha sido fácil para
los operadores de GDN obtener los fondos para
remplazar las tuberías.
Los operadores de GDN están a cargo de una
sorprendente gama de responsabilidades: deben
custodiar el medio ambiente; deben satisfacer las
demandas de los accionistas y las expectativas de
servicio al cliente. Son responsables de la seguridad
e integridad de sus sistemas, y se espera que
respondan ante emergencias, comercialicen el gas,
inviertan en infraestructura y conduzcan proyectos
innovadores para mantener y ampliar la red.
Es más, se espera que los operadores de GDN
paguen por las mejoras tan necesarias y el trabajo
de mantenimiento que evitarán futuros desastres y
pérdidas de vidas. No obstante, recuperar el costo
de estas mejoras es complicado.
Afortunadamente, los organismos reguladores y
los operadores de GDN alrededor del mundo trabajan
en conjunto para afrontar directamente esta situación.
En junio de 2014, en una entrevista con la
Asociación Nacional de Comisionados Reguladores
de Servicios Públicos (National Association of
Regulatory Utility Commissioners, NARUC) de
Estados Unidos, el director de comunicaciones
Robert Thormeyer expresó su optimismo respecto
de la respuesta y las acciones de la industria luego
de la explosión en East Harlem.
“Nunca digamos: ‘Nunca volverá a suceder’, pero
cada vez estamos más preparados y podemos reducir
los incidentes de gran alcance como el de Nueva York”,
señaló. “Creo que todos somos conscientes de que
se necesita del gobierno federal, el gobierno estatal,
los servicios públicos y el público para lograrlo. La
conciencia existe, los estados están trabajando en ello”.
Thormeyer está en lo cierto. Los estados están
trabajando en ello. Para julio de 2014, 38 estados
en EE.UU. habían adoptado mecanismos de
recuperación a ritmo acelerado que permiten a
GDN solicitar la aprobación especial para aumentar
los precios con la finalidad de recuperar los costos
de reemplazo de tuberías. Otro avance en Estados
Unidos es el Programa de Gestión de Integridad
de la Distribución (Distribution Integrity
Management Program, DIMP), una asociación
estatal-federal que le exige a GDN priorizar
formalmente los proyectos de reemplazo de tuberías,
para así asegurar que se remplacen primero las
tuberías más antiguas y/o más dañadas.
UN REVOLUCIONARIO MODELO REGULADOR:
RIIO, UNA FÓRMULA EXITOSA EN EL RU
Mientras que Estados Unidos trabaja en sus propias
soluciones únicas, la OFGEM del Reino Unido
ha estado también bastante activa. De hecho, la
organización ha implementado recientemente un
modelo regulador totalmente nuevo llamado RIIO.
RIIO formula ingresos por servicios públicos
con un simple cálculo: Ingresos = Incentivos +
Innovación + Producción.
En la mayoría de países, por lo general, GDN
es responsable de asegurar de manera proactiva
el financiamiento para las investigaciones, la
tecnología o la mano de obra necesarias para
remplazar sus redes de manera segura y económica.
RIIO, por otro lado, exige que los operadores
incluyan planes para sus avances tecnológicos y
metodológicos, así como los resultados anticipados de
los mismos, al obtener la aprobación de sus modelos
comerciales. La regulación ha vinculado ingresos e
innovación de forma tal que es difícil de ignorar.
Al preguntarle si sería una opción no innovar en
virtud del modelo RIIO, un portavoz de National
16

Grid explicó: “Es totalmente crucial que mostremos
nuestro trabajo con base en la innovación a
OFGEM. Si bien hacer muy poco puede ser
una opción, no tendría sentido para nosotros en
términos de ingresos financieros, si no aplicáramos
una estrategia positiva de innovación”.
El portavoz de National Grid agregó que la
compañía ha tomado muy en serio el llamado
a innovar; ellos innovan porque creen que es lo
mejor para todas las partes involucradas y, lo más
importante, que es lo mejor para el cliente. Además
del financiamiento de RIIO, National Grid invierte
entre US$3,9 millones y US$6,6 millones al año
en investigaciones y desarrollo internos.
RESULTADOS INSPIRADORES
Lisa O’Brien, gerente sénior de comunicaciones en
OFGEM, considera que RIIO es un nuevo modelo
de prácticas recomendadas. “Ya hemos comenzado
a ver la adopción de elementos en toda Europa”,
indica. “Hay muchas personas observando cómo
aplicamos la regulación”.
Y con mucha razón: Luego de la privatización de
la década de 1990, las investigaciones en innovaciones
de GDN en el RU comenzaron a disminuir. Al tener
los servicios públicos estrictos controles de precios,
quedaron menos fondos para los proyectos a gran
escala en una industria en constante cambio. El primer
intento por abordar esta falta de financiamiento fue
el Incentivo de financiamiento de la innovación para
el desarrollo sostenible (Innovation Funding Incentive
for Sustainable Development, IFI), el predecesor
directo de RIIO.
Según el gerente de proyectos para la Estrategia
de redes de distribución de gas e innovación de
National Grid, Darren White, IFI fue imprescindible
para el desarrollo continuado de la investigación en
GDN. “IFI proporcionó el financiamiento exclusivo
para algunos proyectos de innovación que quizás no
hubieran podido realizarse”, señaló.
“Dado el riesgo que están dispuestos a tomar las redes
de distribución de gas, estos proyectos quizás no
hubieran sido financiados solo por empresas”.
RIIO lleva el trabajo iniciado por IFI un
paso adelante: RIIO requiere que los resultados
y derechos de propiedad intelectual de los proyectos
financiados por el programa se compartan
con otras compañías de distribución locales.
En smarternetworks.org se lanzó un portal donde
se exige que los servicios públicos publiquen
actualizaciones sobre todos los proyectos financiados
por la iniciativa. Es un lugar dinámico, con más
de 100 proyectos y una oleada de actualizaciones
de servicios públicos con verdadera motivación.
El sistema ya tuvo un increíble impacto en la
dinámica de la industria. Tenemos, por ejemplo,
el proyecto financiado por RIIO sobre la Priorización
de la inversión en los sistemas de distribución.
Este proyecto recomienda enfoques transferibles
entre las estrategias usadas para el remplazo principal
en la industria del agua en el RU y las estrategias para
el remplazo de tuberías de distribución de gas natural.
Hace tan solo una década este tipo de proyecto
hubiera sido muy grande, caro y engorroso. En la
actualidad, el proyecto une a colaboradores en otras
redes competidoras: Wales West Utilities, Northern
Gas Networks, Scotia Gas Networks y National Grid.
Las compañías de distribución locales
están inspiradas. National Grid, por ejemplo,
trabaja en un piloto para recompensar y otorgar
reconocimiento a las grandes ideas. “Los ingenieros
17
HISTORIADELAPORTADA
Incidentes graves con
las tuberías según la
causa 22,8% Otras causas
21% Daño por
excavación
22,8% Otros daños debido
a fuerzas externas
10,2% Falla de material,
soldadura y equipo
5,4% Daños por fuerzas naturales
22,8% Operación incorrecta
4,2% Corrosión
Fuente: Archivo de incidentes marcados de PHMSA,
4 de agosto de 2014.

son tan entusiastas que no tardan mucho en
prepararse”, indicó el director de operaciones de
National Grid John Pettigrew en una entrevista
reciente con Utility Week.
NATIONAL GRID: UN ESTUDIO DE CASO
Los servicios públicos tales como National
Grid están aceptando conscientemente su rol
fundamental con un propósito. National Grid
es uno de los servicios públicos de propiedad de
inversionistas más grandes del mundo. Todos los
días brinda energía a entre 15 y 16 millones de
personas y realiza operaciones en el RU y Estados
Unidos. En 2012, National Grid colaboró en
17 proyectos conjuntos de GDN. Entre 2008
y 2012, National Grid delegó 83 proyectos de
innovación; aproximadamente el 40% se aseguró
el financiamiento con socios colaboradores.
Algunos ejemplos son:
Sistema de gestión basada en las condiciones
National Grid planea invertir aproximadamente
US$942.000 para construir un sistema avanzado
de Gestión de riesgos basada en las condiciones
(Condition Based Risk Management, CBRM).
La CBRM permite que se simule y evalúe el futuro
índice de salud y la probabilidad de falla, lo cual
a su vez permite que se prioricen las decisiones
de inversión.
Investigación de vida del activo de PE
Este proyecto de US$3,4 millones financiado
conjuntamente por National Grid Gas y Scotia
Gas Networks recopilará una variedad de datos
relacionados con la red de tuberías de gas de
polietileno (PE) más antiguas en el RU, que
fueron construidas con una fórmula menos
duradera que las tuberías de PE modernas.
Para medir el rendimiento de las más antiguas
tuberías de primera generación, National Grid
y Scotia Gas Networks lanzarán una serie de
pruebas exhaustivas para recopilar datos sobre
el rendimiento de las tuberías, su condición
actual y el período restante de vida útil esperado.
Inspección de pruebas no destructivas por
ondas guiadas en las tuberías principales
Tres compañías colaboradoras evalúan el uso
de nueva tecnología por ondas guiadas en
tuberías difíciles de inspeccionar: National
Grid, Northern Gas Networks y T.D. Williamson.
La tecnología utiliza ráfagas de ultrasonido que
son lanzadas al material de la pared de la tubería.
La onda devuelve información sobre la corrosión,
rajaduras y el espesor de la pared de la tubería.
Si tiene éxito, el nuevo dispositivo permitirá que
las tuberías no inspeccionadas anteriormente
pasen por una inspección eficiente y reciban una
clasificación más objetiva del riesgo.
JUSTIFICACIÓN DE LA IDONEIDAD DE RIIO
Con la finalidad de cumplir con las condiciones
de financiamiento en virtud de RIIO, los creadores
de nuevas innovaciones deben tomar medidas
adicionales para probar que sus tecnologías se
adecuan a un conjunto de beneficios básicos para
las partes interesadas. Por ejemplo, considere
la tecnología POLYSTOPP®. La tecnología
POLYSTOPP es un método para detener el flujo
utilizado dentro de las tuberías de PE. La tecnología
les da a los operadores una alternativa para exprimir
la tubería cuando desean detener el flujo de gas.
En virtud del financiamiento de IFI, National
Grid evaluó las tecnologías POLYSTOPP en
líneas más pequeñas y concluyó que “National
Grid puede aprobar los productos operativos para
detener el flujo para tuberías de mayor diámetro”.
Para asegurar la elegibilidad de la tecnología en
virtud de RIIO, los creadores de POLYSTOPP
en T.D. Williamson, una compañía de soluciones
de tuberías a nivel mundial, han adaptado
su tecnología con los beneficios de las partes
interesadas.
Tecnología para detener
el flujo POLYSTOPP®
de T.D. Williamson.

INNOVATIONS•OCTUBRE-DICIEMBRE2014HISTORIADELAPORTADA
19
UN FUTURO (MÁS) BRILLANTE
Los operadores en ambos lados del océano están
creando formas innovadoras para garantizar la
seguridad e integridad de los gasoductos. Soluciones
como DIMP y RIIO ayudan a los operadores a lograr
un avance significativo con respecto a la actualización
y el reemplazo de tuberías antiguas y corroídas.
La industria ya ha dado grandes pasos más allá
de donde se encontraba hace una década. En un
ejemplo dado por Tom King, director ejecutivo de
US National Grid, al seguir su programa de DIMP
en Rhode Island, han reducido las reparaciones de
fugas por milla en más del 40%.
El RU ha gozado un éxito similar: De
1990 a 2002, ocurrió un promedio de cuatro
incidentes relacionados con las principales tuberías
de hierro al año; para 2012, esa cantidad se redujo
en casi la mitad, a solo 2.2 al año.
Como lo resume la vicepresidente sénior
y director de operaciones de la Asociación
Estadounidense de Gas (American Gas Association),
Lori Traweek, las compañías de servicios públicos
se han comprometido a mejorar la infraestructura.
“Existe un creciente esfuerzo por acelerar el
remplazo de tuberías que ya no son aptas para
el servicio”, declaró. “Tenemos una tremenda
oportunidad de utilizar un recurso que es abundante
y ello ofrece beneficios medioambientales. En tanto
las redes y los reguladores sigan trabajando en
conjunto, poniendo a las partes interesadas en
primer lugar, el futuro de las redes de distribución
de gas ciertamente luce bastante brillante”.
La operación para aislar una sección de la tubería se puede realizar en menos de una
hora de la electrofusión del acoplamiento. El desvío temporal entre las dos válvulas
universales temporales permite que el gas continúe fluyendo durante la operación.
Solo se pierde el gas en la sección aislada. Además, los tamaños de excavación son
más pequeños y se envían menos materiales de desperdicio al vertedero.
La tecnología POLYSTOPP®
protege la tubería de daños inducidos por las tensiones.
Menos daño significa preservar la integridad a largo plazo de la tubería.
Debido a que el obturador de POLYSTOPP®
es rígido, la tecnología minimiza o elimina
posibles fugas peligrosas durante el proceso de obturación.
Adecuación de la tecnología a los beneficios de
los interesados
BRINDAR UN SERVICIO DE CALIDAD
PARA TODOS
MEJORAR LA SATISFACCIÓN DEL CLIENTE
Y LOS INTERESADOS
TRANSICIÓN A UNA ECONOMÍA
DE BAJO CONSUMO DE CARBONO
Y MINIMIZAR EL IMPACTO AMBIENTAL
SALVAGUARDAR A LAS FUTURAS
GENERACIONES
CONDICIÓN FUERTE DE ACTIVO
OPTIMIZACIÓN DE RED
SER CONFIABLE
ENTREGA DE TRABAJO Y ELIMINACIÓN DEL
RIESGO EN FORMA SEGURA Y EFICAZ
MANTENER A LAS PERSONAS A SALVO

20
Eventos, ponencias y conferencias de TDW
Puntos deContacto
Bakken Oil Product
and Service Show
8 al 9 de octubre |Williston,Dakota
del Norte | EE.UU.
Semana de las tuberías
28 al 30 de octubre | Houston,Texas | EE.UU.
Operaciones en aguas profundas
4 al 6 de noviembre | Galveston,Texas | EE.UU.
Exposición y conferencia internacional sobre tuberías
30 de septiembre al 2 de octubre | Calgary,Alberta |Canadá
ADIPEC: Exhibición y conferencia internacional sobre
petróleo en Abu Dhabi
10 al 13 de noviembre de 2014
Abu Dhabi, EAU
La Exhibición y conferencia internacional sobre petróleo en Abu Dhabi (ADIPEC)
da la bienvenida a todos los profesionales de la industria de petróleo y gas de
todas partes del mundo. El evento ahora está clasificado entre los 3 mayores
eventos sobre petróleo y gas a nivel mundial y es sin lugar a dudas la exhibición
y conferencia líder para los profesionales de la industria de petróleo y gas en
Medio Oriente,África y el subcontinente Asiático. El éxito y el desarrollo van de
la mano con la longevidad y el evento de este año tiene lugar entre el 10 y 13
de noviembre de 2014, marcando 30 años de servicio a la industria de petróleo
y gas en todo el mundo. Hall 4, Stand 4410 T.D.Williamson #ADIPEC

21
Entregas de los expertos de TDW: proporcionan presentaciones
técnicas y demostraciones prácticas alrededor del mundo.
Para obtener más información: tdwontour@tdwilliamson.com.
OCTUBRE DE 2014
30 DE SEPT. al 2 de oct.
Exposición y conferencia
internacional sobre tuberías
Calgary,Alberta, Canadá
8-9 Bakken Oil Product and Service Show
Williston, Dakota del Norte, EE.UU.
14-16 Días de tecnología para alta mar
Bergen, Noruega
18-21 Exhibición y Convención Anual de APIA
Melbourne,Victoria,Australia
28-30 Semana de las tuberías
Houston,Texas, EE.UU.
4-6 Operaciones en aguas profundas
Galveston,Texas, EE.UU.
10-13 ADIPEC
Abu Dhabi, EAU
19-20 Tank Storage Germany
Hamburgo,Alemania
2-5 POLLUTEC
Lyon, Francia
NOVIEMBRE DE 2014
Indica que TDW presentará
un libro blanco en este evento
ADIPEC
10 al 13 de noviembre |Abu Dhabi | EAU
Exhibición y Convención Anual de APIA
18 al 21 de octubre | Melbourne,Victoria |Australia
Días de tecnología para alta mar
14 al 16 de octubre | Bergen | Noruega
Tank Storage Germany
19 al 20 de noviembre | Hamburgo |Alemania
POLLUTEC
2 al 5 de diciembre | Lyon | Francia
DICIEMBRE DE 2014

22
ELIMINAR E
EXPECTATIVA DE Ø FUGAS, Ø
P• Redoblar la seguridad
del aislamiento
• Siete cierres
colocados en menos
de 30 minutos
• ¿Qué dicen
los números?
• Reducción de la
incertidumbre a cero
iense en crear un aislamiento temporal para reparar o
rehabilitar una tubería de distribución de gas que desee mantener
en operación mientras completa el trabajo. ¿Qué pasaría si no puede obtener
un buen cierre en el primer intento que detenga completamente la fuga de
gas natural? Como mínimo desperdiciará productos, tiempo, dinero y otros
recursos limitados.
Además, como lo indica Frank Dum, usted está trabajando en un
ambiente lleno de vapor, donde el riesgo es elevado. Debido a que las
tuberías de distribución de gas están ubicadas en zonas pobladas o cerca
de ellas, se debe garantizar la seguridad.
Dum, un experto en soluciones de aislamiento y derivación que trabaja
en Estados Unidos, se dedica a hacer que los aislamientos de tuberías
sean más seguros y rentables. Él es uno de los primeros en decirle que
los accidentes durante el aislamiento de tuberías son poco frecuentes.
Pero eso no quiere decir que no se vayan a cometer errores.

INNOVATIONS•OCTUBRE-DICIEMBRE2014HISTORIADESTACADA
23
EL RIESGO:
ERRORES, 100% DEL TIEMPO.
Redoblar la seguridad del aislamiento
Desde la introducción del aislamiento mediante
doble cierre y venteo con la tecnología de
obturación STOPPLE®, los propietarios
y operadores de distribución de gas natural
alrededor del mundo han logrado conseguir
rápidamente aislamientos más seguros.
El aislamiento mediante doble cierre y venteo
tradicional requiere el uso de dos tapones
obturadores y por lo tanto requiere dos conexiones
y perforaciones en caliente. Pero el sistema de
obturación STOPPLE patentado, desarrollado
por el proveedor de servicios de tuberías mundial
T.D. Williamson (TDW), reduce el número de
conexiones y perforaciones en caliente a la mitad.
Con el sistema de obturación STOPPLE, se insertan
dos tapones obturadores conectados que se mueven
juntos por una sola entrada dentro de la tubería.
Se coloca un puerto de venteo entre los dos tapones
obturadores, creando una zona de cero energía.
Cualquier producto que escape más allá del primer
tapón se purgará fuera de la línea antes de que pueda
alcanzar al segundo tapón. Al prevenir la filtración
de gas, este enfoque permite que los operadores
brinden un ambiente más seguro para el personal
que trabaja en una etapa posterior del aislamiento.
Aunque se han adoptado diferentes metodologías
de aislamiento mediante doble cierre y venteo en
toda la industria (para el uso en líneas de transmisión
de alta presión de Canadá y que se requiere en la
mayoría de refinerías en los Estados Unidos), todavía
no se alcanza una métrica de desempeño: un cierre a

24
1
2
3
4
5
6
7
30
NÚMERODECIERRES
0 TIEMPO PARA COLOCAR LOS CIERRES (en minutos)
prueba de fugas. Aunque el éxito de cualquier trabajo
de aislamiento depende de colocar los tapones
obturadores de manera que cierren completamente,
no se garantiza que se cree un cierre aceptable
a prueba de fugas en el primer intento.
Sin embargo, Dum indica que el sistema
de obturación STOPPLE ha incrementado de forma
significativa la posibilidad de alcanzar un buen
cierre en el primer intento. Esto significa que es más
seguro de usar. Y debido a que requiere un 50%
menos de penetraciones en las tuberías, se requieren
menos soldaduras y menos equipos en la línea.
Además de esos beneficios, el éxito en el primer
intento de la tecnología de obturación STOPPLE
significa que todo el proceso de obturación puede
ser más rápido también.
Siete cierres colocados
en menos de 30 minutos
Cuando opera una tubería que brinda el 75%
de gas natural a los residentes y negocios de
una animada ciudad como Nashville, Tennessee,
mantener el flujo de energía no solo es una
prioridad sino que no es negociable. Incluso
durante un mantenimiento de importancia,
una purga no es una opción.
Pero, ¿qué pasa cuando llega el momento
de remplazar el tubo distribuidor de 50 años
en la tubería principal de gas? ¿Cómo puede
remplazarla sin interrumpir el servicio?
Este fue el desafío número uno que los
operadores de la tubería de gas más larga de
Nashville enfrentaron en 2011. Y como si esa
tarea no fuese lo suficientemente abrumadora,
el operador tuvo que enfrentarse a siete líneas
separadas que recorrían por el tubo distribuidor,
líneas que variaban de 8 pulgadas a 20 pulgadas
de diámetro. Y para confundir más aún el asunto,
ninguno en el equipo sabía exactamente dónde
estaba ubicado el tubo distribuidor (solo sabían qué
tan grande era) o cuánto equipo necesitarían para
excavar, aislar, retirar y remplazarlo.
Pero una cosa era segura. El operador tendría
que realizar una perforación en caliente y obturar
las siete líneas y crear un desvío temporal antes de
que pudieran comenzar a retirar el tubo distribuidor.
Debido a que las líneas estaban plagadas de anomalías
que incluían corrosión, picaduras y ovalidad
(problemas que podrían dificultar la realización de
un buen cierre con obturación), estimar cuánto
tiempo tomaría el proceso de derivación y obturación
se basaba de la misma manera en la experiencia
pasada y en conjeturas. Por consiguiente, el operador
se otorgó un programa generoso, que le permitía
completar todo el trabajo en al menos dos semanas.
Sin embargo, al usar la tecnología de obturación
STOPPLE, el operador avanzó rápidamente, de forma
segura y efectiva a través del proceso de derivación
y obturación. De hecho, los siete tapones obturadores
se colocaron en aproximadamente
30 minutos. Y después de menos de
30 minutos, las válvulas de venteo se
abrieron y el operador verificó que se
había alcanzado un cierre del 100%.
En otras palabras, tomó menos
de una hora colocar los siete sistemas
de obturación STOPPLE, con cierres
viables al 100% en el primer intento.
Dado que el operador conocía
las anomalías comunes de las
tuberías, a Dum no le sorprende
que se haya asignado un tiempo
extra para la derivación y obturación.
Tampoco le sorprende que el sistema
de obturación STOPPLE haya
excedido todas las expectativas.
“El operador pensó que les sería muy difícil
conseguir un buen cierre”, afirma Dum. “Pensaron
que tendrían que cambiar los elementos de cierre,
regresar en el proceso y tratar de obtener un mejor
cierre, repitiendo el proceso una y otra vez. Hubiera
sido como un juego en el que tendrían que adivinar
cuál estaba goteando, pero no fue necesario con
la tecnología de obturación STOPPLE”.
¿Qué dicen los números?
Completar un proyecto de aislamiento de forma
segura, exitosa y rápida no solo es un buen
negocio sino que existe también un beneficio
financiero cuando se reduce el tiempo de derivación
y obturación.

Veronyca Kwan es la encargada de ayudar a los
operadores a entender lo mucho que pueden ahorrar
al conseguir un buen cierre en el primer intento.
Como analista sénior de mercado de negocios
para TDW, Kwan se enfoca en la economía y
el aspecto del valor del proceso de derivación y
obturación. Como tal, a ella le preocupa cuantificar
(desde la perspectiva del dinero efectivo) cuán
importante es para los propietarios y operadores de
activos de gas natural conseguir un buen cierre sin
fugas en el primer intento todas las veces. Incluso ha
desarrollado una calculadora para sacar las cuentas.
Según Kwan, la calculadora ayuda a los
propietarios y operadores a decidir si es más
económico interrumpir una tubería para repararla
o realizar otra actividad; usar un aislamiento estándar;
o usar la tecnología de obturación STOPPLE.
Mediante la evaluación de datos que incluyen
estado de tuberías, longitud, diámetro, otras
variables y parámetros de funcionamiento, e incluso
consideraciones ambientales, la calculadora puede
producir resultados en tiempo real hechos a la
medida para diferentes condiciones de operación.
Con la tecnología de obturación STOPPLE
que proporciona altos índices de éxito en el primer
intento, el operador mantiene el flujo del producto,
no desperdicia mano de obra y elimina otros costos.
En la mayoría de los casos, los ahorros generados
por el uso del sistema son muy superiores a su costo
inicial, afirma Kwan.
Para el proyecto de Nashville, el operador
contaba con grúas de 100 toneladas, excavadoras,
otros equipos auxiliares y un equipo de 40 a 50
personas de reserva en el lugar, listos para
comenzar a trabajar una vez que se completaran
los aislamientos. A un precio de US$ 50.000
a US$ 100.000 por día, los retrasos causados
por cierres de obturación que no eran perfectos
podrían sumar enormes cantidades de dólares en
gastos relacionados con personas y equipos parados.
Kwan se refiere a la calculadora como “orientada a
la ingeniería” e indica que produce una hoja de cálculo
correspondiente que resume las tareas de respaldo.
“Estamos tratando de identificar ahorros netos
de tiempo, dinero, mano de obra, equipos, tarifas
y más”, afirma Kwan. “De esta manera, la calculadora
ofrece valor a los propietarios y los operadores”.
Reducción de la incertidumbre a cero
Si todas las tuberías de distribución de gas fuesen
nuevas, los operadores no tendrían que pensar dos
veces en los problemas relacionados con la antigüedad
como la corrosión y las picaduras que causan
dificultades de obturación en el primer intento.
Pero en el mundo real, las tuberías de distribución
de gas tienen varios años de funcionamiento. Muchas
de las redes de distribución de gas de Europa datan de
las décadas de 1960 y 1970; en Dinamarca, Irlanda
y España, las tuberías son menos antiguas, pero están
instaladas desde mediados de la década de 1980. En
Estados Unidos, el 44% de las tuberías de distribución
de gas se instalaron durante la década de 1970 o antes.
Incluso en las nuevas tuberías (hay muchas que se
están construyendo en todo el mundo), las diferentes
presiones y otros entornos operativos pueden afectar
la tasa de éxito de obturación en el primer intento.
Aunque la antigüedad de la tubería no impidió
que la tecnología de obturación STOPPLE alcance
una tasa de éxito del 100% en el primer intento en
Nashville, empresas como TDW están evaluando
formas de superar problemas como las presiones
operativas y los defectos que pueden afectar la
tasa de éxito en el primer intento de los cierres
de obturación en tuberías de cualquier edad. INNOVATIONS•OCTUBRE-DICIEMBRE2014HISTORIADESTACADA
25
TRABAJADORES INACTIVOS
EQUIPO INACTIVO
(EQUIPO DE 40-50TRABAJADORES)
(GRÚA DE 100TON, BULLDOZERS
Y EQUIPO ADICIONAL)
El impacto financiero de los retrasos creados por obturaciones imperfectas
$50.000-
$100.000
DÓLARES
AMERICANOS
POR DÍA

Reciba futuras publicaciones de la revista
Innovations™
por correo electrónico o encuentre
publicaciones anteriores en TDW-Innovations.com
2 0 1 4 A Ñ O E N R E V I S I Ó N : R E P O R T E S D E M E R C A D O
SUSCRIBIRSE
Cambio de dirección
PUBLICACIÓN NO. 1 PG 13
Reutilización de tuberías para
satisfacer la creciente demanda
de energía
La perspectiva de cambio de la industria
del petróleo y del gas frecuentemente
se compara con la formación de
combustibles fósiles en sí mismos: lenta,
constante y realizada bajo presión.
Pero en estas épocas, las compañías de
servicios energéticos están cambiando
el ritmo del paso. Para comenzar, están
siendo forzadas a responder ante
condiciones de un mercado alterado que
surgen de una actividad nueva de esquisto
y arenas de alquitrán.Tome como un
ejemplo el aumento de la producción en
Marcellus Shale, que cubre...
Trabajo en forma aislada
Cómo los aislamientos pueden
ayudar a resolver los desafíos de
las tuberías: desde la reparación
de válvulas hasta la expansión de
la vida útil de la reserva
La plataforma de aguas superficiales
de Malampaya en las Filipinas brinda
40% del gas a Luzon, una de las islas
más pobladas del mundo. De modo que
cerrarla durante cualquier cantidad de
tiempo ocasionaría cortes de gas y daños
graves a la economía de Luzon.
Pero esa fue la propuesta que Shell
Philippines Exploration and Production
(SPEX) afrontó en 2010...
Prometedor
Lo que Australia puede aprender
de los éxitos y fracasos con
esquisto en otras naciones
En 2011, compañías de gas y petróleo más
grandes como ExxonMobil, Marathon Oil,
Talisman Energy y Chevron comenzaron
a verter en Polonia. La Administración
de Información sobre Energía (Energy
Information Administration, EIA) de los
Estados Unidos ha estimado recientemente
las posibles reservas de esquisto del
país en 5,3 billones de metros cúbicos,
la mayor de Europa. La Cuenca Báltica,
un gigantesco yacimiento de gas de
esquisto que se extiende desde el norte de
Polonia hasta Lituania, parecía estar listo...
Leer más Continuar con la historia Ver esta publicación
El retorno del accionista, la regulación en aumento, un público más involucrado y la necesidad siempre presente
de reducción y mitigación del riesgo. En pocas palabras, administrar tuberías y plantas de procesamiento es
usualmente un desafío abrumador. Sin embargo, la revista Innovations™
lo hace ligeramente más manejable.
Desde la innovación de la industria hasta el análisis del mercado y sus tendencias, el personal editorial de la
revista Innovations está comprometido a entregar contenido interesante con comentarios valiosos de los expertos
más respetados de la industria de las tuberías presurizadas. Lo animamos a unirse al diálogo hoy mismo.

27
gestionar un programa interno. Las compañías
de servicios públicos a gas más grandes pueden
tener un programa gestionado, pero continúan su
búsqueda de nuevas soluciones
y técnicas para hacer sus DIMP
más efectivos.
Para ayudar a los operadores
de distribución pequeños en la
creación del DIMP, la Asociación
Pública Estadounidense de
Gas (American Public Gas
Association) elaboró el SHRIMP:
Plan simple y práctico de gestión
de integridad basado en los
riesgos (Simple, Handy, Risk-
based Integrity Management
Plan, SHRIMP). El SHRIMP
es una aplicación de software
diseñada para los servicios
públicos de distribución de gas
que carecen de la ingeniería
y gestión internas necesarias
para mantener un DIMP.
La herramienta ayuda a los
operadores a entender sus datos
y crear un plan por escrito.
Si bien el SHRIMP es específico para
operadores pequeños, los operadores de
distribución pequeños y grandes pueden aprender
de nuevas soluciones de gestión de integridad
y tecnología del mercado de transmisión, cuyas
técnicas de gestión se pueden transferir fácilmente
a la distribución. Y dado que el DIMP es ahora un
requisito, muchas compañías que ofrecen servicios
de evaluación y reparación para el mercado de
transmisión han ampliado también su pericia
a la distribución. Por ejemplo, los proveedores
de servicios como T.D. Williamson ofrecen
herramientas integrales de inspección interna
y tecnologías de evaluación no destructivas (NDE)
y servicios para uso en ambos mercados, el de
transmisión y el de distribución. Las herramientas
de inspección interna pueden brindar datos
relacionados con la pérdida de material interno
y externo en las tuberías,
cambios dentro de la pared
de las tuberías, ampliación de
tubería y otras anomalías que
pueden ayudar a predecir las
fugas. Después de recolectar
los datos sobre los sistemas
de tuberías, se usa la NDE
para verificar su precisión
de modo que los operadores
puedan priorizar y mitigar
los riesgos de manera efectiva.
Cambios positivos
para el mercado
de distribución
Burk, que estuvo muy
involucrado en los esfuerzos
de implementación del
DIMP en NAPSR, señala
que ha observado que los
operadores están haciendo
cambios constructivos en las maneras en que
abordan los riesgos. Además, como resultado
de la identificación de posibles amenazas, el
mercado de distribución como un todo está
trabajando para reducir la cantidad de incidentes
peligrosos. En Estados Unidos, Burk señala
que “durante los últimos cuatro a cinco años,
32 estados han promulgado leyes que permiten
una recuperación a ritmo acelerado de los costos
relacionados con el remplazo de tuberías en riesgo.
Los operadores pueden acelerar el remplazo con
base en los análisis de riesgos. Y como resultado
de la evaluación de sus datos, los operadores ahora
pueden enfocarse en sus recursos para remplazar
los servicios públicos de más alto riesgo”.
PROCESO SHRIMP
INGRESAR/CONFIRMAR INFORMACIÓN
DEL SISTEMA
SELECCIONAR AJUSTES
COMPLETAR ENTREVISTAS DE RIESGOS
VALIDAR LAS CLASIFICACIONES
DE RIESGOS
SELECCIONAR ACCIONES ADICIONALES
SELECCIONAR MEDIDORES
DE RENDIMIENTO
CREAR UN PLAN DE IMPLEMENTACIÓN
PLAN DE DESCARGA
La herramienta APGA ayuda a los operadores a
entender sus datos y crear un plan por escrito.
de referencia en todas las herramientas de inspección
interna actuales y futuras”, afirmó Skoumal.
Superar los desastres
HALT se puede utilizar en todas las industrias,
dice Doertenbach. “Nosotros nos dedicamos a la
industria aeroespacial y de control de tráfico aéreo.
Se mencionó a HALT en la Cámara durante un
debate sobre sistemas de defensa con misiles”.
Recientemente, HALT ayudó a un cliente
de Qualmark del sector de exploración y
producción de petróleo y gas a detectar por qué
un un componente eléctrico no funcionaba
correctamente en el fondo del pozo. “Falló dos
veces en el fondo del pozo y costó mucho dinero”,
afirma Doertenbach. En 20 horas de realizar pruebas
[HALT], habíamos producido el mismo desperfecto.
Les dio la oportunidad de analizar el desperfecto”.
Fundamentalmente, afirma Doertenbach, los
fracasos que se encuentran con HALT como estos
son realmente éxitos.
“Si puedes descartar un modo de fracaso,
significa dinero a tu favor”.
Superar los límites
CONTINÚA DE LA PÁGINA 11
Estándares del DIMP
CONTINÚA DE LA PÁGINA 13

PhasesFourBY THE
NUMBERS
28
EN
SECUENCIA
1
7
2
8
Nuevepasos
para
Abrir puertos de purga para lograr una zona con cero energía. Al abrir los
puertos de purga, el operador logra un verdadero aislamiento de purga
y doble bloqueo, permitiendo un excelente sellado y nula fuga de producto
en el área aislada.
3
La ilustración muestra la tecnología de aislamiento
de obturación de STOPPLE®de T.D. Williamson.
Instalar la válvula SANDWICH®
y las válvulas de rosca.
Estas válvulas están ubicadas sobre los acoples para
permitir la inserción y remoción de equipos de la tubería
sin pérdida de producto.
Los acoples de soldadura, acoples de derivación y los
vástagos de la válvula de rosca están alineados. Estos
acoples están fijos a la línea de forma permanente para
permitir el montaje de equipos de derivación y obturación.
Tapón obturador aguas arriba colocado por completo.
Una vez que está colocado, el elemento de cierre aguas
arriba detiene por completo el flujo en el área aislada,
que luego se drena.
EL TIEMPO DE INACTIVIDAD Y LAS
OPORTUNIDADES PERDIDAS YA NO SON
resultados inevitables del mantenimiento y reparación
de tuberías. Presentamos nueve pasos para lograr mayor
seguridad en el lugar de trabajo, flujo ininterrumpido
y mayor éxito de cierre en la primera vez.
Derivar todos los acoples.
Con brocas piloto
y cortadores, la mecha
de derivación perfora la pared
de la tubería para crear una
vía para la inserción del equipo.

of PROGRESSIVE PIGGING
29
UN AISLAMIENTO
6
4
9
5
DOBLE REFORZADO Y DESVÍO
Tapón obturador hacia abajo completamente colocado.
Al colocar el segundo elemento de cierre, que es apropiado
para la presión total de la tubería, el tapón aguas arriba
se traslada a un ambiente neutro.
Rueda delantera aguas arriba parcialmente
colocada en el fondo de la tubería. Esta colocación
parcial del tapón obturador reduce la velocidad
y desvía el flujo del producto hacia la derivación, que
permite la fijación del tapón obturador aguas abajo.
Completar el mantenimiento de la tubería. Al completar el mantenimiento requerido
o preventivo de la tubería se reanuda su total funcionamiento. Con obturadores de cierre
y bridas ciegas colocadas en los acoples, se desensambla la derivación y se quitan todos
los equipos temporarios.
Instalar tubería de derivación y permitir el paso de
flujo a través de la derivación. La tubería de derivación
permite el desvío del producto alrededor de la sección
aislada de la tubería, lo que permite que el operador
continúe produciendo y generando ingresos.

CREAR ANUNCIO DE
DISTRIBUCIÓN EH
DE SER POSIBLE
(SINO UTILIZAR
EL ANUNCIO NDE DE
Q2)
América del Norte y del Sur
Europa / África / Medio Oriente
Asia Pacífico
Servicios en alta mar
+1 918 447 5000
+32 67 28 3611
+65 6364 8520
+1 832 448 7200
® Marca comercial registrada de T.D.Williamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países. ™Marca comercial de T.D.Williamson, Inc. en los Estados Unidos y en otros países. © Copyright 2014 Todos los derechos reservados. T.D.Williamson, Inc.
Sociedadconfiable
Durante cuatro generaciones, las compañías alrededor del mundo han confiado
en el firme compromiso de TDW con el rendimiento de las tuberías.
Usted también puede hacerlo.
Inspección interna • Evaluación no destructiva • Reporte interactivo
TDWilliamson.com

Innovations™ Magazine Q4 2014 - Spanish

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Similar a Innovations™ Magazine Q4 2014 - Spanish

Similar a Innovations™ Magazine Q4 2014 - Spanish (20)

Más de T.D. Williamson

Más de T.D. Williamson (20)

Último

Último (20)

Innovations™ Magazine Q4 2014 - Spanish