Lo que no puede dejar de saber.

IVP.

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According to PHMSA, that amounts to

76,000 MILESof gas transmission pipeline.

The new regulations apply to all steel gas transmission lines — Class 3; Class 4; all high consequence areas (HCAs); and Class 1 and 2 pipe in higher risk locations, also known as moderate consequence areas (MCAs).

Eventually, these regulations will also apply to hazardous liquids pipelines.

Are your pipelines included?

PHMSA defines ‘Moderate consequence’ as “an onshore area that is within a potential impact circle, containing one or more buildings intended for human occupancy, an occupied site, or a designated Federal interstate, expressway, or 4-lane highway right-of-way, and does not meet the definition of high consequence area.”

HCA MCA

CLASS 1 1,660 (est.) 24,177

CLASS 2 1,412 (est.) 14,750

CLASS 3 15,854 (est.) 17,097

CLASS 4 752 (est.) 210

TOTAL 19,768 (est.) 56,234

HCAs and Est. MCA Mileage

Total Estimated HCA + MCA Mileage = ~ 76,000 miles

Scope of Proposed IVP Process Estimated to Apply to Approximately 76,000 miles of GT Pipeline

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2 | PANORAMA EJECUTIVONos preparamos para el

“Gran cambio en el equipo”

4 | PERSPECTIVA GLOBALPerspectiva sobre la industria en todo el mundo

6 | ENFOQUE EN LA TECNOLOGÍA

Verificación de materiales e inspección interior de ductos

8 | LA SEGURIDAD IMPORTADefensa proactiva contra desastres potenciales

10 | PENSAMIENTO FUTUROCaptura de carbono: Oportunidades y desafíos

12 | INFORME DEL MERCADO Aseguramiento del rendimiento de la inversión para propietarios de ductos

20 | PUNTOS DE CONTACTOEventos de ductos, ponencias y conferencias

28 | EN SECUENCIALos cuatro pasos del ERPS (Sistema de Reparación de Emergencia de Ductos)14 | PHMSA: Cumplimiento a nivel celular

Los operadores de transmisión de gas se preparan para la regulación del IVP de la PHMSA.

22 | Desde perros y drones hasta inspecciones de todo tipo

Cuando la búsqueda de daños causados por terceros es un trabajo de equipo.

DEPARTAMENTOS

EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganDIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon SummersDIRECTOR DE ARTE Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinILUSTRACIÓN Elemento invisibleFOTOGRAFÍA Mauricio Ramírez, Adam Murphy, Chad Kirkland

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

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

VOL. VII, N.O 1 | 2015

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 2015. Todos los derechos reservados por T.D. Williamson, Inc. Se prohíbe la reproducción total o parcial sin permiso. Impreso en los Estados Unidos de América.

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ANTES LA COSTUMBRE ERA QUE EL EMPLEADO SE QUEDARA EN LA COMPAÑÍA DURANTE 30 O 40 AÑOS, y luego recibiera un reloj de oro al final de una trayectoria de décadas.

¿Pero ahora? Los tiempos, si me permiten decirlo, han cambiado. Actualmente, la permanencia promedio en un trabajo es de menos de cinco años, según informes gubernamentales. Mientras que aquellos nacidos durante el “baby boom” valoraban la permanencia y estabilidad laboral, el cambio de trabajo frecuente es una forma de vida para los jóvenes trabajadores. Y con los recursos en línea, como LinkedIn, que hacen más fácil que nunca que los reclutadores exploren las compañías para hallar talentos, pueden aparecer vacíos en su organización de la noche a la mañana.

Lo cierto es que esta tendencia por sí sola no es suficiente para sacar del mercado a los fabricantes de relojes de oro. Pero combínelo con lo que se denomina el “Gran cambio en el equipo” de la industria del gas y petróleo (cuando la fuerza de trabajo que envejece se jubila sin reemplazos jóvenes suficientes para los ductos) y la amenaza de un vacío significativo de talentos de repente se torna muy real.

Sin embargo, no todo está perdido. Es posible prepararse y protegerse contra la creciente escasez de capital humano. Creo fehacientemente que un proceso firme y bien definido de desarrollo de talentos es la respuesta.

En T.D. Williamson, apoyamos las iniciativas de desarrollo de talento que generan la lealtad del empleado, crean oportunidades de crecimiento e identifican y ayudan a preparar a la próxima generación de líderes. Ello incluye:

» La contratación no solo para las vacantes actuales, sino para las necesidades futuras. Crear talentos de reserva significa que existen muchas personas que pueden ascender para cubrir vacantes en nuestro equipo.

» El abordaje de ese factor compromete a los empleados y afirma su decisión de unirse a nuestra compañía. Este esfuerzo incluye a todos los líderes gerenciales y de la alta dirección.

» Iniciativas de desarrollo que muestran a los empleados de todas las generaciones un camino claro hacia posibilidades futuras. Dicha capacitación puede proporcionar nuevas habilidades que mejoran la satisfacción laboral.

» Formar equipos de nuevos empleados con mentores y expertos en la materia, incluyendo personas de diferentes departamentos y áreas funcionales. Este método facilita la transferencia de conocimiento, puede construir relaciones personales y permitir al personal más experimentado detectar un nuevo potencial de liderazgo.

No se puede negar que los tiempos han cambiado, y si queremos cubrir el vacío de talentos, nosotros debemos cambiar también. Resulta esencial que escuchemos y entendamos a nuestros empleados, y que luego desarrollemos tipos de programas y lugares de trabajo atractivos para ellos, ya que en la nueva era, se necesitará algo más que la lejana promesa de un reloj de oro para atraer, y retener, talentos valiosos.

POR ERIC ROGERSVICEPRESIDENTE DE INTEGRIDAD DE

DUCTOS A NIVEL GLOBAL,T.D. WILLIAMSON

PANORAMA EJECUTIVO

¿Cuál es el futuro del reloj de oro?

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“Apoyamos las iniciativas de desarrollo de talento que generan la lealtad del empleado, crean oportunidades de crecimiento e identifican y ayudan a preparar a la próxima generación de líderes”.

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PerspectivaGlobalINVESTIGACIÓN SOBRE DUCTOS

La industria de los gasoductos y oleoductos se ha convertido más que nunca en una parte considerable del diálogo público. Esta mayor conciencia proporciona a la industria una oportunidad de demostrar nuestras capacidades. Existe una presión por parte de los organismos regulatorios y el público para que se cree un sistema de ductos más eficiente, seguro y ecológico. En respuesta a ello, la industria ha reafirmado su compromiso con la excelencia operativa y ha establecido una meta de cero fallas. A fin de alcanzar este resultado deseado, existe la necesidad de desarrollar las herramientas y técnicas más eficaces. El Consejo Internacional de Investigación de Ductos (Pipeline Research Council International, PRCI) y sus miembros, 40 de los operadores de ductos líderes del mundo y 39 proveedores de soluciones (que incluyen a T.D. Williamson), han trabajado para desarrollar este plan de investigación para la industria.

Una de las partes clave del plan incluye el aumento y la mejora de las herramientas de inspección interior de ductos (ILI, por sus siglas en inglés). La ILI es una de las técnicas clave utilizadas para validar la seguridad e integridad de los ductos. El PRCI

también está trabajando para reducir el impacto de daños causados por terceros en nuestros sistemas de ductos. El daño causado por terceros es la causa principal de las fallas en los ductos y es un área en la que la industria debe centrar su atención. El PRCI está considerando una cantidad de opciones, en base a sensores subterráneos (soluciones de fibra óptica para nuevos sistemas) y sensores terrestres (incluyendo sensores vehiculares), sensores aéreos (ala fija, dron o helicóptero) y espaciales (que incluyen tecnología satelital nueva). Saber quién o qué está en el derecho de vía nos permitirá tomar mejores decisiones acerca de cómo responder ante las amenazas de manera oportuna. También estamos trabajando para mejorar la tecnología de detección de fugas. En caso de un venteo, la industria debe poder responder antes de que la fuga se torne un problema grave.

Para permitir un mayor desarrollo de la tecnología de cambio radical, el PRCI está construyendo un nuevo edificio en Houston, Texas, que abrirá sus puertas en mayo de 2015. El nuevo Centro de Desarrollo Tecnológico (Technology Development Center, TDC) estará ubicado en un emplazamiento de 3.4 hectáreas (8.5 acres), con 2,800 m2 (30,000 pies cuadrados) de taller, espacio para oficinas y salas de reunión, e incluirá una instalación de pruebas de extracción de última generación. La instalación de pruebas de extracción se usará para realizar pruebas y mejorar el desempeño de las herramientas ILI. El taller tendrá capacidad para el desarrollo de una variedad de actividades de investigación con un foco inicial en herramientas de evaluación no destructivas (NDE, por sus siglas en inglés). El TDC también funcionará como lugar de capacitación acerca de los resultados de las investigaciones

del PRCI y esto permitirá a los miembros del PRCI adoptar los hallazgos clave más rápidamente.

Para obtener más información acerca de cualquiera de los puntos antes mencionados, visite nuestro sitio web www.prci.org.

Cliff JohnsonPRESIDENTE DEL CONSEJO INTERNACIONAL DE INVESTIGACIÓN DE

DUCTOS

Los daños en los ductos causados por terceros, generados por una variedad de prácticas, que incluyen la excavación para servicios públicos, continúa siendo la principal amenaza a la industria del gas y petróleo.

Richard Thornton/Shutterstock.com

Industry Commentary from Around the World

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PerspectivaGlobal Perspectiva sobre la industria en todo el mundo

ADAPTACIÓN A LAS NUEVAS REGLAS DEL JUEGO

Afirmar que los desarrollos no convencionales y de shale en los Estados Unidos han sido solamente un cambio en las reglas de juego a escala global, sería una grave subestimación. Dado que las reservas de existencia comprobada, incluso con una producción en rápido crecimiento, han aumentado (casi el doble para el petróleo y hasta el 40 por ciento para gas natural desde el 2008), las nuevas reglas han llegado para quedarse.

No obstante, enfocándonos simplemente en la nueva forma de jugar, es fácil pasar por alto la complejidad de la infraestructura, las regulaciones y el mantenimiento requeridos para ajustarse y sostener una curva de crecimiento tan pronunciada. Un desafío formidable y emergente, compartido por operadores de ductos de captación y transmisión aguas arriba, es la manera de ejecutar en forma segura sus programas de crecimiento de mayor gasto de capital, a la vez que mejora el desempeño y la integridad de sus sistemas de ductos existentes, sin mencionar la creciente presión de transportar volúmenes cada vez mayores sin

interrumpir el flujo y mantener el foco en el rendimiento financiero y el valor para los accionistas.Para acrecentar aún más la dificultad del juego, los operadores estadounidenses deben ajustarse a la caída de los precios

del petróleo, con cambios en la oferta y la demanda globales, lo que deriva en bajas que no se veían desde el 2009. Muchos operadores, sin embargo, han descubierto la jugada ganadora: bajar los costos operativos y de producción drásticamente para seguir siendo competitivos. A través de asociaciones estratégicas con proveedores y asesores de servicios de ductos especializados, los operadores ahora están mejor preparados para satisfacer las demandas aparentemente incompatibles del mercado.

Chad FletcherVICEPRESIDENTE DE OPERACIONES DEL HEMISFERIO OCCIDENTAL DE T.D. WILLIAMSON

NOC: ENTRE LA ESPADA Y LA PARED

Históricamente, la industria de la energía latinoamericana, sinónimo de las Compañías de Petróleo Nacionales (National Oil Companies, NOC), ha hecho escasas inversiones y aplicado impuestos excesivos a la infraestructura, lo que derivó en sistemas de ductos anticuados y limitados. Para complicar más las cosas, en la última década, los precios de la energía mundiales han presionado a las NOC para que aumenten significativamente su producción, exigiendo más a la vieja infraestructura.

De alguna manera, estando entre la espada y la pared, las NOC también están enfrentando un incremento en las regulaciones medioambientales y de seguridad. Si bien las NOC desempeñan un doble papel de regulador y productor, han desarrollado una sólida red de asociaciones para enfrentar este desafío. Es común en ellas colaborar y adoptar mutuamente las prácticas recomendadas, y presionar en favor de legislaciones similares. Asimismo, estas dependen de socios especializados para obtener asesoramiento en cuanto a nuevas tecnologías e innovación operativa.

Esta dependencia de sus colegas y socios de la industria ha ayudado a las NOC a alcanzar sus, algunas veces conflictivas, metas de un mayor tiempo de actividad y producción de las infraestructuras anticuadas y el cumplimiento con las regulaciones exigentes, permitiéndoles aumentar en forma segura sus redes de ductos desde el sur de Río Grande hasta Tierra del Fuego.

Roberto MejiaDIRECTOR EN AMÉRICA LATINA DE T.D. WILLIAMSON

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ENFOQUE EN LA TECNOLOGÍA

LAS NUEVAS REGULACIONES DE LA ADMINISTRACIÓN DE SEGURIDAD DE DUCTOS Y MATERIALES PELIGROSOS (PIPELINE HAZARDOUS MATERIALS SAFETY ADMINISTRATION, PHMSA) se parecen mucho a esas primeras canas que inevitablemente aparecen con la edad: si bien uno las espera, no dejan de ser una sorpresa.

Por ejemplo, considere el Boletín de Asesoría 2012-06 de la PHMSA. Los operadores de transmisión de gas natural de los EE. UU. fueron

notificados por la PHMSA acerca de los cambios que deberán hacer cuando verifican e informan sobre las especificaciones operativas para la máxima presión de operación permitida (MAOP, por sus siglas en inglés) y la máxima presión de operación (MOP, por sus siglas en inglés). Como parte del Proceso de Verificación de Integridad (Integrity Verification Process, IVP) propuesto por el organismo, la regulación pendiente indica que todos los operadores de transmisión de gas deben incorporar, con el tiempo, nuevas metodologías a sus programas de gestión de integridad y estar listos para las auditorías de la agencia.

A pesar de que el boletín se publicó hace más de dos años, aún no se conoce el cronograma para el cumplimiento. Nadie puede decir con certeza cuándo el IVP entrará en vigencia. Incluso el período de comentarios, que originalmente estaba previsto para principios del 2015, se ha convertido en una meta postergada.

Sin embargo, nada de esto absuelve a los operadores de su responsabilidad futura. El IVP está en camino. Entonces, mientras que la expectativa es clara, aún existe la posibilidad de que la regla propuesta pueda sorprender a los operadores con la guardia baja.

La mejor manera de evitar un ataque sorpresivo es a través de la planificación y preparación anticipadas. Por eso, aunque la regulación aún no es una realidad, muchos operadores están buscando comenzar con antelación.

No todas las juntas de tuberías se crean igualEntre los requerimientos del boletín ADB–2012–06 de la PHMSA, se encuentra la validación de los registros de los materiales. No obstante, en muchos casos, estos registros no son suficientes, se perdieron con el tiempo o nunca se realizaron desde un principio.

Por ende, esto deja a los operadores con dos preguntas: ¿es posible cumplir con los requerimientos del IVP sin incurrir en todos los costos asociados a extensas excavaciones y pruebas de laboratorio? De ser así, ¿puedo alcanzar los mismos resultados solamente a través de métodos no destructivos?

La respuesta a ambas preguntas es sí.

Evite las sorpresas y las canas antes de tiempo

Uso de la inspección interior de ductos para

cumplir con las reglas de la PHMSA pendientes

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CAJÓN 1

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El MDS puede usarse para identificar las características comunes de una muestra representativa de juntas de tuberías, lo que produce información que puede ser validada por el proceso PMI y luego aplicarse en forma más amplia, ahorrando miles de kilómetros de pruebas en juntas.

“La solución tiene dos partes”, señala Chuck Harris, Gerente de Comercialización para la Tecnología de Integridad de Ductos de T.D. Williamson (TDW). “En primer lugar, la inspección interior de ductos (ILI) con una tecnología integral como la plataforma Multiple Dataset, o MDS, para clasificar las juntas de tuberías según sus características. En segundo lugar, el informe de integridad, la verificación de materiales por medio del proceso de Identificación Positiva de Materiales (Positive Material Identification, PMI)”.

Como la plataforma de inspección más integral del mercado, el MDS está compuesto por una combinación sólida de tecnologías complementarias. Cuando el MDS se aplica específicamente a los requerimientos del IVP, proporciona lo siguiente:

� Pérdida de flujo magnético de baja densidad (LFM), el conjunto de datos fundamental para la agrupación de juntas de tuberías. La LFM revela características mecánicas relacionadas con la manufactura y el maquinado, por medio de cambios en la microestructura y los niveles de gauss anteriores.

� Inspección de deformaciones o geometra (DEF), que identifica las características de las soldaduras longitudinales y de la superficie interior.

� Pérdida de flujo magnético axial de alta densidad (MFL), utilizada para confirmar las propiedades magnéticas.

� SpirALL® MFL, que distingue diferencias entre las características de las soldaduras longitudinales.

� Radial/IDOD (discriminación interna/externa) utilizada para identificar características adicionales relacionadas con el espesor de pared interno de la tubería.

De cierta manera, el MDS permite a los operadores regresar en el tiempo: la plataforma puede identificar las características de las juntas de tuberías de acero al carbono en base al proceso de manufactura o maquinado, información que puede resolver el misterio acerca del material que compone a una gran sección de ducto o incluso a un ducto completo.

Tal como lo explica Harris, las juntas de tuberías con procesos de manufactura o maquinado similares deben compartir determinadas propiedades de material similares. El MDS puede usarse para identificar características comunes de una muestra representativa de juntas de tuberías, lo que produce información que puede ser validada por el proceso PMI y luego aplicarse en forma más amplia.

“Supongamos que el MDS le ha permitido identificar 1000 juntas similares que están agrupadas en lo que llamaremos un ‘cajón’”, dice Harris. “Sería posible, y es nuestro objetivo, permitir que un subgrupo de esas 1,000 juntas sea validado por la PMI y aplicar los hallazgos a las 1,000 juntas”.

“Esto luego podría utilizarse como base para identificar las características de los materiales para todas las juntas del cajón completo. En otras palabras, al validar un subgrupo de juntas, podríamos determinar las características de todas ellas”, agrega Harris.

El resultado es el cimiento para el establecimiento de los registros de material completos donde no existe ninguno. Y eso no solo cumplirá con las reglas de la PHMSA, sino que también ayudará a los operadores a estar alertas por si hay sorpresas, y quizás evite el surgimiento de una que otra cana en el proceso.

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LA SEGURIDAD IMPORTA

Ya sea debido a errores humanos,

circunstancias imprevistas o equipamientos anticuados, el

mejor disuasivo para desastres potenciales es una defensa

proactiva.

Por mucho tiempo, el reino animal ha sido una rica fuente habitualmente explotada para recrear los peligros, explícitos e implícitos para la seguridad de los ductos. Tomemos a los osos, por ejemplo. Dejaremos que los “osos en hibernación” simbolicen incidentes que surgen luego de años de corrosión, condiciones adversas, y otras fuerzas naturales o provocadas por el ser humano que tienen efectos en los ductos y equipos heredados. Los “osos de circo” pueden ser una analogía para la seguridad ocupacional y los “osos del patio trasero” serán nuestros reemplazos metafóricos para la seguridad del proceso.

Cómo mantener a los “tres osos” a raya: Prevención y soluciones Cada “escenario de oso” presenta su propio conjunto de desafíos únicos, que si bien pueden diferir en frecuencia y gravedad, estos tienen algo en común: independientemente de cuán domesticado usted piense que puede estar un oso, no deja de ser un animal salvaje, y los animales salvajes siempre deben considerarse potencialmente peligrosos.

La identificación de los “tres osos” de la seguridad de los ductos es solo el comienzo. Según Barry Hollis, Gerente Global de Higiene, Seguridad y Medioambiente (HSE, por sus siglas en inglés) de T.D. Williamson, HSE no se trata de lidiar con los osos después de que se han presentado. Se trata de estar preparados para enfrentarlos si aparecen y cuando aparecen. “La seguridad no es la ausencia de incidentes”, señala Hollis, “sino la fortaleza de sus defensas”.

Entonces, observemos más de cerca estos tres escenarios de desastres potenciales y algunas posibles soluciones para mantener a los osos a raya.

HSE TRES OSOS

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ESCENARIO 1

NO DEJE QUE LOS OSOS DORMILONES LO ENGAÑEN: INVERSIÓN EN LA SEGURIDAD DE LOS EQUIPOS HEREDADOSLos ductos y los equipos heredados (los osos en hibernación) conducen a situaciones de peligro cuando están fuera de vista lo que hace que también estén fuera de la mente. Sin embargo, estos “osos” pueden ser los más tramposos a la hora de luchar debido a que a veces es difícil convencer a las compañías de que inviertan tiempo y capital en mejoras de seguridad si no ha habido incidentes.

Digamos que usted tiene una sección de tubería que ha estado funcionando desde la década de 1970. Cuando se realizó el tendido, la tecnología era de última generación. Pero con los años, quizás las prioridades cambiaron y nuevos proyectos tienen supremacía: las compañías se fusionan y expanden. Los registros no siempre se actualizan. Quizás, cuando la producción aumentó, parte del mantenimiento programado se pasó por alto o se pospuso, y nunca hubo un problema... hasta ahora.

Pero un día, mientras alguien de su equipo está realizando tareas de solución de problemas de rutina, ese ducto de los años setenta de pronto sufre una falla. El empleado termina en el hospital con lesiones de riesgo vital y el impacto en el medioambiente local es significativo.

Entonces, ¿qué debería haber hecho usted? Mantenerse actualizado.Hollis apunta que hay mucha tecnología de seguridad avanzada que se está aplicando dentro de la industria. Por ejemplo, T.D. Williamson introdujo su sistema de obturación STOPPLE® Train de doble bloqueo y purga patentado. Esta tecnología efectivamente agrega capas adicionales de protección entre los contenidos presurizados de la línea, y el personal que realiza tareas de reparación o mantenimiento.

“Estamos intentando cambiar la industria [hacia estos tipos de actualizaciones]”, dice Hollis. “Pero mientras algunas compañías han adoptado este nuevo modelo, otras dicen: ‘Bueno, hasta ahora nos ha ido bien con lo que tenemos. El riesgo es mínimo. Entonces, ¿para qué gastar dinero?’”

La gente hace las cosas en base al supuesto de que no ha habido accidentes, su equipamiento es seguro. Hollis señala que simplemente no es así: no importa que tan cuidadosas sean la inspección y el mantenimiento, no se puede confiar en que el equipamiento antiguo se comporte como cuando era nuevo. Si bien no existe manera de prevenir el 100 por ciento de los incidentes

que incluyen a ductos más viejos, el hecho de aplicar un enfoque proactivo para mantener y actualizar el equipamiento a fin de cumplir con las normas de la industria en evolución reducirá la cantidad de incidentes de forma drástica.

ESCENARIO 2

UNA VISITA AL CIRCO: PRESTAR ATENCIÓN A LAS PERSONAS Y LOS PROTOCOLOSLa mayoría de los accidentes de trabajo, por lo general, se generan en prácticas laborales no seguras ejercidas por el trabajador individual, quien es el que sufre las consecuencias: laceraciones, resbalones, tropiezos y caídas, movimientos repetitivos, etc. En teoría, debería ser fácil evitar la mayoría de los riesgos de seguridad laboral: usted establece reglas y protocolos, y su gente los sigue, pero las cosas no siempre son así de simples.

Piense en el circo: a veces, a pesar de las advertencias publicadas, la gente aún pone a prueba la paciencia de los osos adiestrados. Esto es también una realidad para los empleados que siguen los protocolos. Digamos que usted cuenta con un protocolo de seguridad: todo el personal debe utilizar una mascarilla protectora para realizar la

“Tarea A”. Hasta ahora, todo va bien. Pero resulta que las mascarillas proporcionadas,

a pesar de cumplir con los códigos, no ofrecen la visibilidad necesaria para completar la tarea asignada. Los trabajadores plantean el problema al supervisor una y otra vez, pero se considera un tema de “baja prioridad”; entonces, no se hace nada. Con el tiempo, hartos de no llegar a ningún lado y aun necesitando cumplir con determinada cantidad de trabajo, los trabajadores simplemente dejan de usar las mascarillas, y un derrame de sustancias químicas envía a una docena de trabajadores que no llevaban mascarillas al hospital.

Entonces, ¿qué puede hacer? Llevémoslo a nivel humano.Al final de cuentas, lo que realmente importa es qué tan eficazmente usted recibe comentarios del personal en el campo, y qué tan eficientemente usted actúa para resolver los problemas a través de una supervisión adecuada. Hollis apunta que, si bien los programas informáticos de vanguardia son muy buenos, las mejores soluciones no tienen que ser complicadas o de alta tecnología. A veces, es verdad que menos es más.

“La seguridad no es la ausencia de incidentes”, dice Barry Hollis, “sino

la fortaleza de sus defensas”.

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La industria y los gobiernos acuden a la tecnología de captura de carbono para controlar las emisiones

PENSAMIENTO FUTURO

Capturado: ¿Y ahora qué?

EN ABRIL DE 2008, LOS CONSUMIDORES BRITÁNICOS SE ENTERARON DE UNA NUEVA E INTERESANTE BEBIDA LLAMADA EV-EON: agua gasificada cuya efervescencia provenía del dióxido de carbono (CO2) capturado de estaciones de energía eléctrica a carbón.

Un video animado que publicitaba el agua embotellada mostraba dispositivos similares a platillos voladores que succionaban emisiones desde simpáticas chimeneas de plantas de energía. Habría sido una gran idea si hubiera sido real. La promoción del agua fue una broma para el Día de los inocentes diseñada para concientizar sobre la captura y el almacenamiento de carbono (CCS), un conjunto de tecnologías que capturan CO2 de fuentes industriales y de energía antes de que este contamine la atmósfera. Avance rápido hacia el presente: con cada vez más preocupación acerca del cambio climático y la calidad del aire, hay poca necesidad de concientizar sobre la importancia de CCS. Los líderes empresariales y gubernamentales de todo el mundo

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están considerando este proceso como una manera de prevenir que grandes cantidades de CO2 nocivo escape hacia la atmósfera.

La buena noticia es que la tecnología detrás de CCS no está ni cerca de ser tan descabellada como el agua gasificada cargada con CO2 en la broma de EV-VON. De hecho, gracias a décadas de investigación y desarrollo, la tecnología CCS es una opción viable para las compañías del sector de energía, gas y petróleo como así también empresas químicas y refinerías para compensar su producción de CO2.

“CCS ha progresado de manera significativa con los años”, afirma Luke Warren, Director Ejecutivo de la Asociación de Captura y Almacenamiento de Carbono (CCSA, por sus siglas en inglés), con sede en Londres. Los procesos involucrados se consideran seguros, con algunos desafíos científicos y de ingeniería.

Y es una solución que no podría haber llegado en un mejor momento. En abril de 2014, el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) manifestó que las emisiones de CO2 a nivel global deben reducirse en un 50 a un 80 por ciento a fin de evitar los efectos

más perjudiciales del cambio climático. Es una meta ambiciosa, pero que Warren y otros expertos en CCS creen factible.

“La CCS puede lograr grandes reducciones de emisiones y es considerada una opción clave dentro de la cartera de tecnologías necesarias para lidiar con el cambio climático”, señaló Warren. “Según la Agencia Internacional de Energía, para lograr una reducción del 50 por ciento en las emisiones globales para el 2050, la CCS deberá contribuir con alrededor del 20 por ciento de las reducciones de CO2. De hecho, el IPCC concluyó que el costo de lidiar con el cambio climático podría más que duplicarse si no se emplea la CCS”.

Tecnología de tres pasos comprobada

Luego de que la CCS captura las emisiones de CO2 durante las operaciones de la industria, el CO2 debe comprimirse, transportarse e inyectarse en una formación geológica subterránea.

Una de las tantas tecnologías eficaces para capturar el CO2 es el lavado con amina. El proceso hace uso de una solución acuosa que contiene componentes orgánicos que se unen con el CO2 y lo separan de otros gases emitidos. El CO2 puro luego se comprime en un fluido supercrítico para el transporte por ductos.

Obviamente, una vez que el CO2 se captura y se comprime, debe almacenarse en algún lugar. Este paso requiere inyectar el CO2 “a través de un pozo en rocas sedimentarias a un kilómetro y medio o más por debajo de la superficie”, señala Susan Hovorka, Científica de Investigación Sénior del Consejo de Geología Económica de la Universidad de Texas de Austin, la cual recientemente llevó a cabo una conferencia internacional sobre la captura de carbono. “Este tipo de inyección de agua, salmuera y gases se ha realizado por muchas décadas”.

Y a pesar de que existen diversos métodos para capturar CO2, la mayor parte de la industria coincide en que solo existe un método de transporte adecuado: los ductos.

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Los procesos involucrados se consideran seguros, con algunos desafíos científicos y de ingeniería.

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INFORME DEL MERCADO

ESTANDO EN MARCHA LAS INVERSIONES FINANCIERAS ESTABLES A LARGO PLAZO, es difícil vencer a un ducto. Mientras que el valor del producto que fluye por este fluctúa todos los meses, el ducto en sí mismo perdurará como una inversión muy rentable en tanto continúe funcionando. Si tenemos en cuenta que un ducto promedio funciona por más de 50 años, no cabe duda por qué los inversionistas, a menudo compañías de inversión en infraestructura, se lanzan ante la oportunidad de un retorno estable. En los Estados Unidos, estas compañías de inversión en infraestructura son conocidas como sociedades limitadas maestras (MLP, por sus siglas en inglés). Algunas MLP, como Enterprise Products, se especializan en inversiones en ductos, mientras que otras, como BlackRock, los compran como una inversión más de tantas en su cartera.

Más allá de cómo se acomoden a la cartera de la compañía, los ductos siempre se compran con la misma intención: generar ingresos por el mayor tiempo posible. Pero dado que muchas compañías de inversión en infraestructura, por lo general, no tienen ingenieros en su nómina, estas compran ductos como operaciones intactas, confiando en el conocimiento especializado de los empleados, contratistas y compañías de servicios actuales.

A pesar de que los ingenieros y otros operadores de ductos, por lo general, son los mismos cuando una compañía de inversión en infraestructura compra un ducto, las decisiones directivas clave tienden a centrarse en la protección del activo, una oportunidad para que los expertos contribuyan a la integridad del ducto.

Decisiones sobre las comisiones Para comprender algunas decisiones operativas detrás de las compañías de inversión en infraestructura propietarias de ductos, es importante entender la fuente de ingresos de sus activos.

Por definición, la inversión en infraestructura está en el activo mismo, el ducto, y no en el producto que fluye a través de este. Dado que es la forma más eficiente para transportar productos, un ducto es una propuesta atractiva para las compañías que desean que su producto llegue al mercado. En consecuencia, estos propietarios de productos pagan comisiones a los operadores de ductos (transportistas) para la provisión del transporte seguro y eficaz de sus recursos. Independientemente del valor del activo mismo, las comisiones son la fuente de ingresos para las compañías de inversión en infraestructura propietarias de ductos.

En muchas áreas, la liberalización del mercado se gestiona asegurando que el acceso a estos ductos, en los cuales se cobra una comisión, sea ofrecido a propietarios de múltiples productos, con frecuencia alentados por las regulaciones financieras. No obstante, debido a la escala de inversión necesaria para construir los ductos, es más difícil proporcionar una opción de proveedores de ductos para los propietarios de productos. Como algunos

Los propietarios de activos se vuelven más proactivos para

asegurar un retorno de las inversiones a largo plazo.

Tendencia del mercado: Gastar dinero por adelantado para una inversión estable

consideran que este escenario es monopolístico, existe un deseo de asegurar que los operadores de ductos a comisión sientan la necesidad de mejorar la efectividad y eficacia de su organización y proporcionar el mejor valor a sus clientes de forma constante. Para fomentar esto, las comisiones con frecuencia están reguladas.

Al aplicar las comisiones, los reguladores buscan asegurar que los transportistas y los consumidores finales paguen un precio razonable, a la vez que brindan oportunidades a los propietarios de ductos más progresistas. El rendimiento de los ductos puede tener un impacto en las decisiones sobre las comisiones, incluyendo la manera en que se reducen los gastos operativos (OPEX, por sus siglas en inglés), incluso si ello requiere una inversión adicional de capital adelantado (CAPEX, por sus siglas en inglés). Al otro extremo de la escala, las comisiones pueden establecerse a un nivel que obligue a un operador menos eficiente a que reduzca los costos de su negocio, si desea seguir siendo viable.

Inversión a largo plazo significa más mantenimiento que el esperadoLas compañías de servicios, en particular, ayudan a las compañías de inversión en infraestructura a calificar y cuantificar el riesgo de sus activos en ductos por medio de inspecciones interiores de ductos y evaluaciones no destructivas. De hecho, con frecuencia establecen asociaciones para complementar la estrategia de inversión a largo plazo de la compañía de inversión en infraestructura.

Un ejemplo de este método basado en el riesgo es Nord Stream AG, un consorcio de cinco accionistas que posee dos gasoductos costa afuera que operan a través del Mar Báltico desde Rusia

hasta Alemania. “La vida útil de Nord Stream es de 50 años”, señala Jean-François Plaziat, Subdirector Técnico de Mantenimiento Operativo e Ingeniería de la compañía. “Para alcanzar esa cantidad de tiempo, nuestra compañía ha desarrollado una estrategia de gestión de integridad de los ductos a largo plazo. Las inspecciones y las tareas de mantenimiento de los ductos en forma periódica son aspectos esenciales del plan, que incluye el mantenimiento anual de componentes mecánicos y la realización de pruebas en el sistema de automatización”.

Las inspecciones y las pruebas permiten a la compañía cuantificar el riesgo, y las consecuencias, de daños y accidentes potenciales. Y si las consecuencias potenciales son demasiado altas, se gastarán los fondos necesarios para evitarlas. Por ejemplo, en Nord Stream, “el principal riesgo de daño está relacionado con el impacto a terceros, tal como el hundimiento de barcos”, indica Plaziat. Por lo tanto, “el ducto es monitoreado en forma constante por un sistema de detección de fugas”, lo que asegura una respuesta rápida ante emergencias, de ser necesario.

Una mejora en la inversiónQuizás la diferencia más importante a la hora de operar un ducto como inversión a largo plazo es que sea posible que la compañía administradora realice evaluaciones de integridad y realice muchas más mejoras que las requeridas por los inspectores de seguridad. Las compañías de inversión en infraestructura deben comprender completamente la condición en que se encuentran sus ductos por medio de pruebas e inspecciones, y necesitan socios confiables que los ayuden a identificar mejoras que puedan acrecentar la versatilidad, seguridad y eficiencia de su inversión en los próximos años.

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Cuando se trata de hallar maneras de disminuir los OPEX, la mayoría de las compañías de inversión en infraestructura buscan ingenieros, compañías de servicios y otros operadores para que les brinden asesoramiento. Por ejemplo, una manera de disminuir los OPEX es haciendo que el ducto sea más eficiente. Un sistema de ductos eficiente requiere menos tiempo y dinero para funcionar. Esto significa que las compañías de inversión en infraestructura tienen la mente abierta especialmente cuando se les proponen mejoras (como interconexiones y remodelaciones), lo cual aumenta la eficiencia y versatilidad del ducto y les permite reducir los OPEX. “Más que nunca antes, si un ingeniero de ductos tiene un fundamento sensato para justificar un enfoque, este fundamento es tenido en cuenta como corresponde”, explica Bill Rees, Gerente General de T.D. Williamson, Europa Central. “Estas compañías buscan proteger a sus accionistas, entonces si pueden gastar dinero ahora para asegurar ganancias estables a largo plazo, lo harán”.

CAPEX

OPEX• Inspección, mantenimiento y

reparaciones de equipamientos y ductos• Seguro• Mano de obra• Insumos• EPRS y contingencias de emergencia• Asuntos legales• Impuestos locales• Quemado y compresión de gas (pérdida

de gas)• Edificios y servicios públicos• Depreciación

• Derecho de vía• Construcción• Línea de tubería• Instalaciones para limpieza/almacenamiento• SCADA

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¿Qué significa para los operadores?

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¿Heredó la cualidad obstinada de su abuelo o la pasión por la música de su tía abuela Irena?

Quizás su primo segundo era un genio de las matemáticas en Nueva Delhi y usted heredó de él los ojos oscuros y la facilidad para los números.

La mayoría de las personas desean rastrear los orígenes de sus rasgos y descubrir de dónde proviene su personalidad, preferencias o aspecto.

Y algunas personas tienen suerte: tienen acceso a su genealogía pasada a lo largo de generaciones, que les ayuda a comprender las influencias familiares que han dado forma a quienes son hoy en día.

Otros necesitan investigar un poco más para descubrir su historia personal, tal vez medio día en un sitio web de registros históricos o un hisopado bucal enviado a un servicio de pruebas de ADN.

Pero entender de qué está hecho y de dónde viene no es solo para las personas. Los ductos también tienen procedencia. Y al igual que un ancestro desconocido, la historia completa de una sección de ducto (la información acerca del grado del material y la composición química, por ejemplo), no siempre está disponible.

Quizás, por empezar, nunca se llevaron registros. O se perdieron con el tiempo, o cuando se transfirieron o vendieron los activos. O bien, los registros existen, pero la información es incorrecta.

• Una convocatoria a registros ‘identificables, verificables y completos’

• Los primeros en adoptar la metodología se preparan con anticipación antes de que la propuesta se convierta en una obligación

• Las técnicas de evaluación no destructivas (NDE, por sus siglas en inglés) ayudan a ahorrar tiempo y dinero

• Los resultados preliminares son casi instantáneos

• Identificación positiva de materiales (PMI, por sus siglas en inglés): Determinación del ADN de los ductos

PHMSA:CUMPLIMIENTO A NIVEL CELULARLa regulación evaluará el conocimiento del operador acerca de las propiedades de los materiales

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No obstante, pronto, acabarán los días de los registros faltantes e incompletos de materiales para los operadores de ductos de transmisión de gas en los Estados Unidos, seguidos en el corto plazo por operadores de líquidos peligrosos.

Esto se debe a que la Administración de Seguridad de Ductos y Materiales Peligrosos (Pipeline Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA) tiene regulaciones pendientes que requerirán que los operadores verifiquen los registros que utilizan para establecer y respaldar la máxima presión de operación permitida (MAOP) de los ductos en áreas con consecuencias altas a moderadas1. Asimismo, la PHMSA ha anunciado su intención de eliminar una cláusula de exención de derechos adquiridos que ha permitido a los operadores de transmisión de gas apoyarse en datos históricos para el establecimiento de la MAOP de las tuberías instaladas antes de 1970.

Como resultado, los operadores deberán llevar a cabo lo que es esencialmente un proyecto de genealogía integral de los ductos, a fin de cumplir con las próximas regulaciones. Se incluirá la validación y documentación de las propiedades mecánicas, tal como los materiales de construcción por grado y especificación, el límite elástico y la resistencia a la tracción, de todos los ductos ubicados en áreas con consecuencias altas y moderadas, independientemente de cuándo fueron construidos.

¿Pero cómo averiguarán lo que ya no saben?A diferencia de los miembros curiosos de la familia,

los operadores de ductos no pueden simplemente buscar el equivalente industrial en una base de datos genealógica. Pero para obtener la información que necesitan, existe una alternativa no invasiva como un hisopado bucal de ADN: la tecnología de identificación positiva de materiales no destructiva (PMI) utilizada como parte de un proceso de verificación de integridad completo (IVP).

Una convocatoria a registros ‘identificables, verificables y completos’Como cualquier cantidad de regulaciones gubernamentales que surgieron de la preocupación pública por la seguridad, las reglas pendientes de la PHMSA fueron motivadas por un accidente, uno catastrófico: una explosión e incendio letal causado por la ruptura de un gasoducto en el estado de California.

En los Estados Unidos, el Consejo Nacional de Seguridad del Transporte (National Transportation Safety Board, NTSB) se encuentra entre los primeros en la escena a la hora de investigar la causa de incidentes significativos en ductos, así como también en desastres aéreos, ferroviarios, viales y marítimos. Durante el transcurso de su investigación de la falla en el ducto

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Las regulaciones de la PHMSA se aplicarán a todos los ductos situados en ÁREAS CON CONSECUENCIAS ALTAS Y MODERADAS,independientemente de cuándo fueron construidos.

“Genealogía” de los ductos:VALIDACIÓN Y DOCUMENTACIÓN DE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS:.Grado y especificación.Límite elástico.Resistencia a la tracción

161 Visite phmsa.dot.gov para obtener una definición basada en los criterios de las áreas con consecuencias altas y moderadas.

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de California, el NTSB halló que una sección rota del ducto se había identificado en los planos de construcción como sin costura, cuando en realidad tenía soldaduras longitudinales, lo que significaba que el ducto se operaba fuera de los criterios de su diseño original. En consecuencia, el NTSB recomendó que los operadores establecieran registros de ductos si estos no existían con el fin de verificar que las condiciones operativas cumplieran con las especificaciones de la configuración de ductos, una recomendación que la PHMSA está actualizando para que se convierta en regulación.

En su Boletín de Asesoría (ADB-2012-06) relacionado con la regulación pendiente, la PHMSA establece que los operadores “deben asegurar que los registros sean confiables” cuando se calcula la MAOP y que “estos registros sean identificables, verificables y completos”. La PHMSA define como registros verificables a aquellos “en los que la información está confirmada por documentación complementaria, pero independiente”. El organismo también indicó que los operadores deben llevar a cabo otras actividades, tales como exámenes en el sitio, mediciones del límite elástico y otras evaluaciones no destructivas (NDE), o verificar las características del ducto para respaldar la determinación de la máxima presión de operación permitida (MAOP) o la máxima presión de operación (MOP).

“La gestión de registros identificables, verificables y precisos en el mundo de los ductos es fundamental”, explicó Cynthia Quarterman, Gerenta de PHMSA, cuando anunció la recomendación de verificación de ductos en el 2012. “Nos permite responder más rápidamente en el caso de una emergencia, así como también nos da un panorama más preciso de la infraestructura general”.

Los primeros en adoptar la metodología se preparan con anticipación antes de que la propuesta se convierta en una obligación Las reacciones ante la recomendación, naturalmente, han sido variadas. Algunos operadores y organizaciones siguieron la corriente de inmediato, decididos a contar con los registros correspondientes antes de que la regulación propuesta se convierta en una obligación en el 2015. Otros permanecen en el modo “esperar y ver qué pasa”.

La Asociación Interestatal de Gas Natural de los Estados Unidos (Interstate Natural Gas Association of America, INGAA), una asociación de comercio sin fines de lucro cuyos miembros representan cerca de los dos tercios de los ductos de transmisión de gas natural de los Estados Unidos, está alentando la adopción temprana.

En una declaración, la INGAA manifestó que sus miembros se han “comprometido a realizar la validación sistemática de los registros y la máxima presión de operación permitida para sus ductos en áreas densamente pobladas anteriores a las regulaciones federales. Los miembros de la INGAA están desarrollando un proceso para mostrar registros identificables, verificables y completos, con ejemplos de los tipos de registros”.

Pero más allá de la importancia esencial de cumplir con las regulaciones, existe un valor adicional al comprender las propiedades de los ductos.

Por ejemplo, en respuesta al Informe de Seguridad de Ductos para los Estados Unidos del 2011 de la PHMSA, el metalúrgico Kenneth Kraska señaló que el desarrollo de la documentación necesaria sobre ductos mantiene a los operadores en una condición de cumplimiento con los códigos del Instituto Nacional de Normas de los Estados Unidos (American National Standard Institute, ANSI). La documentación es necesaria no solo para la revisión de los registros, sino también siempre que se realicen soldaduras, se obtengan materiales para el reemplazo de ductos o se revise si un ducto debe ser reclasificado, explica Kraska. La soldadura en un ducto sin el conocimiento profundo de los materiales involucrados, el procedimiento de soldadura correcto o la composición del metal de aporte de la soldadura también constituye una violación a los códigos del ANSI, agrega Kraska.

Pero también existe un argumento financiero positivo a favor de esta regulación, y es el siguiente: los operadores que han tenido que bajar la presión de los ductos debido a una falta de registros que justificarían una presión más alta están perdiendo dinero. Al realizar la PMI, pueden encontrarse con que sus ductos en realidad pueden soportar una presión más alta y, por ende, una mayor capacidad.

Los operadores que han tenido que bajar la presión de los ductos debido a una falta de registros que justificarían una presión más alta están perdiendo dinero. Al realizar la PMI, pueden encontrarse con que sus ductos en realidad pueden soportar una presión más alta y, por ende, una mayor capacidad.

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La resistencia está determinada por la capacidad de soportar la presión.

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Los defectos pueden alterar tanto la

resistencia como la carga.

Las presiones que superan los límites del

sistema pueden hacer que los defectos

aumenten.

Existen tres atributos independientes de la tecnología de identificación positiva de materiales (PMI). La falta de conocimiento acerca de cualquier

atributo puede alterar el equilibrio general.

PMI

Y mientras que las reglamentaciones de la PHMSA solo se aplican en los Estados Unidos, beneficios similares se podrían acumular para la transmisión de gas natural en el Medio Oriente y Rusia y en las arenas petrolíferas de Canadá. Asimismo, la verificación de las presiones operativas más altas se considera esencial para el funcionamiento seguro de las inversiones y conversiones de los ductos, dos actividades que ahora se realizan en todo el mundo.

Las técnicas de evaluación no destructivas (NDE) ayudan a ahorrar tiempo y dineroEn la ingeniería, la gestión de proyectos y otras disciplinas, el triángulo se usa para representar la naturaleza interdependiente de determinados atributos como el tiempo, el costo y el alcance. El triángulo también es útil cuando se trata de considerar la identificación positiva de materiales (PMI).

En la PMI, un lado del triángulo representa la resistencia del material, otro es la carga o presión y el último lado simboliza los defectos. A fin de evitar que el triángulo colapse, los tres lados deben relacionarse entre sí de manera apropiada.

Por ejemplo, la resistencia está determinada por la capacidad de soportar la presión. Los defectos pueden alterar tanto la resistencia como la carga. Las presiones que superan los límites del sistema pueden hacer que los defectos aumenten.

Sin embargo, la falta de conocimiento acerca de cualquiera de los lados puede alterar el equilibrio general. Con la información correspondiente, los operadores pueden mantener el equilibrio de su triángulo.

Por generaciones, los operadores han tenido que hacer uso de técnicas destructivas para identificar

materiales de los ductos y la MAOP, usando un procedimiento costoso y prolongado que implicaba cortar una parte y enviarla para que sea analizada en el laboratorio.

Pero ya no es así. Esto se debe a que el proceso de identificación

positiva de materiales ofrecido por el proveedor de servicios de integridad de ductos mundial T.D. Williamson (TDW) utiliza múltiples tecnologías no destructivas que eliminan la necesidad de cortar el ducto y pueden completarse mientras el producto sigue fluyendo. La PMI pendiente de patente de TDW puede proporcionar un alto nivel de precisión con menos esfuerzo, un costo total menor y una recuperación de la inversión más breve.

Y más allá de eso, dice Chuck Harris, el Gerente de Comercialización de Tecnología de Integridad de Ductos en TDW, la naturaleza predictiva de las técnicas de PMI de TDW significa que pueden reducir el potencial de fallas de campo costosas cuando son parte de un programa de verificación de integridad completo.

Los resultados preliminares son casi instantáneosLa solución de la PMI de TDW incluye múltiples métodos de NDE (vea el cuadro “El ABC de la PMI” en la página siguiente).

El proceso comienza estableciendo un área a inspeccionar, seguido de la determinación de los valores de resistencia y elasticidad, más la composición química y la equivalencia de carbono. Luego los resultados se comparan con la especificación API 5L, cuadros 4 y 6 del American Petroleum Institute

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(Instituto Americano del Petróleo, API), de modo de determinar el grado de material del ducto.

Según Chris Caraway, Gerente de Operaciones de NDE, el proceso de TDW, totalmente llevado a cabo en el foso en aproximadamente cuatro horas, implica que hay “cero destrucción en el ducto y el producto en la línea nunca resulta afectado. El proceso de PMI de NDE no deja lugar a fugas potenciales”.

El tiempo para informar también es mucho menor que para otros métodos de PMI. Los hallazgos iniciales son casi instantáneos. Con frecuencia, el operador cuenta con un borrador de primera mano antes de que los técnicos dejen el campo. El tiempo normal de entrega del informe completo es de cinco días.

Lo que lleva menos tiempo que obtener el resultado de un hisopado bucal de un laboratorio de pruebas de ADN.

Identificación positiva de materiales (PMI): Determinación del ADN de los ductosMientras que rastrear familiares y agregar hojas al árbol genealógico puede ser divertido, existe un aspecto serio en ello. Como cuando el hisopado bucal identifica información acerca de los genes que usted comparte con sus ancestros que potencialmente puede salvar una vida.

Y de esta manera, la PMI es muy parecida a una prueba de ADN para los ductos: es una manera de indagar más profundamente que lo permitido por los viejos registros y fotografías, lo que proporciona información a nivel celular, mitiga el riesgo presente y en el futuro, a la vez que sigue cumpliendo con las regulaciones de la industria.

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PRUEBAS ULTRASÓNICAS DE ESPESOR (UTT, POR SUS SIGLAS EN INGLÉS) Usan energía sonora de alta frecuencia para verificar el Espesor Real de Pared (ATW, por sus siglas en inglés).

ESCÁNER B AUT Escanea los ductos en forma circunferencial para detectar corrosión y otras anormalidades.

SECUENCIA AUTOMÁTICA DE BOLA (ABI, POR SUS SIGLAS EN INGLÉS) Usa un algoritmo sofisticado para determinar el límite elástico del material en base a una curva de esfuerzo-deformación generada por el software del equipo.

ESPECTROMETRÍA DE EMISIÓN ÓPTICA (OES, POR SUS SIGLAS EN INGLÉS) Identifica y determina la concentración de elementos, así como también el valor de equivalencia de carbono para soldaduras.

PRUEBAS DE PARTÍCULAS MAGNÉTICAS (MT, POR SUS SIGLAS EN INGLÉS)Usan la aplicación de un campo magnético para detectar la presencia de discontinuidades en la superficie o cerca de la superficie.

Ejemplos de datos identificados por las técnicas de PMI:

Datos de límite elástico –Curva de esfuerzo-deformación

DATOS DEL ESPESOR REAL DE PARED (AWT)

DATOS DE ESPECTOMETRÍA DE EMISIÓN ÓPTICA (OES)

Datos de límite elástico –Carga vs. profundidad

LA SOLUCIÓN DE LA PMI DE TDW ES UN PROCESO ESCALONADO QUE INCLUYE ESTAS TÉCNICAS NO DESTRUCTIVAS.

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17 AL 19 Stoc Expo Róterdam, Países Bajos

25 AL 27 Offshore Mediterranean Conference Ravena, Italia

Eventos, ponencias y conferencias de TDW

Puntos de Contacto

Pipeline Pigging & Integrity Management Conference

9 al 12 de febrero de 2015 | Houston, Texas, EE. UU. | Stand 120 / 122 / 124

PATROCINADOR DE PLATA: T.D. Williamson

En el 2015, muchos propietarios y operadores de ductos siguen enfocados en dos aspectos primarios de sus negocios: el aseguramiento del flujo y la integridad de los activos. Ahora, la combinación de sucesos geopolíticos volátiles con los precios fluctuantes del petróleo y la demanda de las partes interesadas en aumentar la producción de los productos, garantizar la seguridad operativa y maximizar la eficiencia se torna más fuerte que nunca.

Para ayudar a los asistentes de la conferencia PPIM a estar a la altura de estos desafíos únicos del mercado y alcanzar sus metas, TDW ofrecerá asesoramiento experto en temas tales como: la recuperación de líquidos de gas natural (NGL, por sus siglas en inglés) en sistemas de gas húmedo; detección avanzada e interactiva de amenazas; verificación de materiales de tuberías; remoción de parafina; y expansión y mantenimiento de sistemas.

Programe una cita con un experto en la materia ahora mismo: tdwontour@tdwilliamson.com

AGA Operations Conference & Biennial Exhibition

19 al 22 de MAYO | Grapevine, Texas | EE. UU.

PPIM 9 al 12 de FEBRERO | Houston,

Texas | EE. UU.

World Gas Conference1 al 5 de JUNIO | París | Francia

CGA Engineering Conference19 al 21 de ABRIL | Toronto, Ontario | Canadá

Atlantic Canada Petroleum Show17 y 18 de JUNIO | St. John’s, Terranova y Labrador | Canadá NDT in Canada

15 al 17 de JUNIO | Edmonton, Alberta | Canadá

Stoc Expo17 al 19 de MARZO | Róterdam, Países Bajos

Offshore Mediterranean Conference25 al 27 de MARZO | Ravena | Italia

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Entregas de los expertos de TDW: proporcionan presentaciones técnicas y demostraciones prácticas alrededor del mundo. Para obtener más información: tdwontour@tdwilliamson.com.

MAYO DE 2015

19 AL 22 AGA Operations Conference & Biennial Exhibition

Grapevine, Texas, EE. UU.25 AL 28 Petroleum Economics Workshop Dubai, Emiratos Árabes Unidos

1 AL 5 World Gas Conference París, Francia

2 AL 5 Oil & Gas Asia Kuala Lumpur, Malasia

15 AL 17 NDT in Canada Edmonton, Alberta, Canadá

17 Y 18 Atlantic Canada Petroleum Show St. John’s, Terranova y Labrador, Canadá

23 AL 26 MIOGE Moscú, Rusia

JUNIO DE 2015

Puntos de Contacto

ABRIL DE 2015

17 Y 18 ASME 2015 India Nueva Delhi, India

19 AL 21 CGA Engineering Conference Toronto, Ontario, Canadá

Indica que TDW presentará un caso en este evento

Atlantic Canada Petroleum Show17 y 18 de JUNIO | St. John’s, Terranova y Labrador | Canadá

Petroleum Economics Workshop25 al 28 de MAYO | Dubai | Emiratos Árabes Unidos

Oil & Gas Asia2 al 5 de JUNIO | Kuala Lumpur | Malasia

Stoc Expo17 al 19 de MARZO | Róterdam, Países Bajos

ASME 2015 India17 y 18 de ABRIL | Nueva Delhi | India

MIOGE23 al 26 de JUNIO | Moscú | Rusia

MAX ODIABA EL AGUA Y RON LO SABÍA. A MAX NUNCA LE GUSTÓ NADAR. A decir verdad, ni siquiera quería bañarse con regularidad.

Pero este día fue diferente. Allí estaba Max, saltando sobre los juncos en un pantano de Canadá tan rápido como le daban las patas, inconsciente del hecho de que estaba corriendo por el agua que le llegaba hasta el pecho.

Durante tres días, Max y Ron habían intentado localizar una fuga de gas de baja presión en un ducto dañado de concreto de la década de 1950 cuando, según recuerda Ron, Max “solo comenzó a enloquecer”. En segundos, Max se había lanzado en el lodo acuoso, una señal para Ron indicándole que había encontrado su objetivo con olor a mercaptano.

¿La recompensa de Max? Una rascada cariñosa detrás de las orejas y una galleta para perros. Probablemente ya adivinó que Max era un perro. Un ovejero alemán, para ser exactos, y uno que había sido

especialmente entrenado para usar su sentido del olfato para rastrear drogas. Ron Mistafa es el dueño de Detector Dog Services International Ltd con sede en Calgary, Alberta, una compañía que usa “perros detectores” entrenados para identificar, por medio del olfato, fugas peligrosas en ductos. Ron sacó a Max de su retiro con la esperanza de que el experro policía pudiera usar sus habilidades y entrenamiento para identificar y mitigar el daño causado por terceros, que ha sido considerado la mayor amenaza a la integridad y seguridad de los ductos en todo el mundo.

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El conocimiento experto variado

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DISTRIBUCIÓN DE INCIDENTES EN DUCTOS SEGÚN LA CAUSA

DAÑOS CAUSADOS POR TERCEROS | 48.4 %

OTRAS Y DESCONOCIDAS | 6.6 %

DERIVACIÓN POR ERROR | 4.8 %

MOVIMIENTO DE SUELO | 7.4 %

CORROSIÓN | 16.1 %

DEFECTO EN LA CONSTRUCCIÓN/ FALLA EN EL MATERIAL | 16.7 %

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Fuente: EGIG

Daños causados por terceros: Un problema sin límitesJeff Foote, Director de Tecnología de Integridad de Ductos, en una compañía global de servicios de ductos, T.D. Williamson, ha analizado el daño causado por terceros durante una década. Su interés en el tema surgió cuando se involucró con la Asociación

de Oleoductos (Association of Oil Pipelines), una organización de operadores de ductos en los Estados Unidos que ha estudiado las causas de los incidentes en ductos.

Si bien el grupo identificó otros problemas que contribuían a fallas en los ductos (entre ellos, defectos en la estructura, fatiga, antigüedad e incluso errores de los operadores), los daños causados por terceros claramente encabezan la lista. La excavación para servicios públicos en derechos de vía compartidos es una fuente mayor de daños, que con frecuencia ocurren cuando los dientes de las palas mecánicas gigantes raspan el exterior de los ductos. Pero las palas mecánicas no son la única fuente de daño potencial: incluso algo aparentemente tan inocuo como un granjero arando su campo ha causado de todo, desde abolladuras hasta explosiones en los ductos.

Estas son situaciones que no tienen límites nacionales.

La Asociación Canadiense de Ductos de Energía (Canadian Energy Pipeline Association, CEPA) apunta al “daño accidental causado por excavaciones y construcciones alrededor de los ductos” como “una de las principales causas de daño en los ductos”.

Del mismo modo, los 17 operadores de sistemas de transmisión de gas principales que conforman el Grupo Europeo de Datos sobre Incidentes en Gasoductos (European Gas Pipeline Incident Data Group, EGIG) informa que por mucho, la mayor causa de incidentes por pérdidas de gas son de origen externo.

Y en los Estados Unidos, la Administración de Seguridad de Ductos y Materiales Peligrosos (Pipeline

Hazardous Materials Safety Administration, PHMSA) llama a los “terceros que excavan en los alrededores de los ductos enterrados la amenaza más grande a la seguridad de los ductos”.

Debido a esta preocupación común, por suerte, existen diversas soluciones de detección y reparación de daños disponibles, que incluyen tecnologías nuevas e

innovadoras, desde perros detectores como Max hasta micrófonos virtuales y herramientas de inspección interior de ductos. Y cada solución tiene un lugar en un programa completo de integridad de ductos.

Por el olor: Los perros detectores van directo a la fuenteLa razón por la que un perro puede localizar fugas en los gasoductos es tan simple como el hocico en su cara: el sentido del olfato canino es entre 10,000 y 100,000 veces más agudo que el nuestro. Para que se entienda, si estuviéramos hablando de la vista en lugar del olfato, un objeto que una persona podría ver desde medio kilómetro (un tercio de milla), un perro podría verlo desde 4,800 km (3,000 millas), igual de claro.

Pero esa es solo una de las capacidades innatas que da a los perros la ventaja de localizar fugas, señala Ron Mistafa.

No solo pueden entrenarse los perros para detectar miles de sustancias, sino que también pueden hallar cantidades de productos tan pequeñas como de 0.07 ml. Asimismo, los perros se pueden trasladar y moverse por sí solos, lo que los hace capaces de inspeccionar grandes longitudes de ductos por día. Y, por lo general, son bastante rápidos para esta tarea: Mistafa dice que uno de sus perros halló una fuga en un récord de cinco minutos.

Los perros también ofrecen una precisión milimétrica. “Donde el perro comienza a cavar, ahí se encuentra la fuga”, explica Mistafa. “Como resultado, el operador solo necesita cavar una vez para hacer la reparación.”

Soluciones desde arriba: Los drones proporcionan detección detalladaMientras que los perros son excelentes para mantener el hocico en el suelo, los operadores consideran a los drones, o “vehículos aéreos no tripulados” (UAV, por sus siglas en inglés), cada vez más para proporcionar la visión de un ave para la detección de fugas.

Mientras que Europa aún está haciendo ajustes a sus regulaciones para los UAV, los Estados Unidos recientemente concedió la primera aprobación del país para volar vehículos aéreos sin tripulación para la compañía petrolera BP. Los drones se aprobaron para uso comercial en Canadá desde 2008. El líder en soluciones de “detección aérea” del país es ING Robotic Aviation con sede en Ottawa, Ontario, fundada y dirigida por Ian Glenn.

Glenn voló misiones de UAV para la Marina Real Canadiense en Afganistán, volcando su atención hacia el sector civil cuando el papel de Canadá en el combate de la guerra afgana se apaciguó. ING Robotic Aviation ahora vuela a través de Canadá y el Ártico, proporcionando servicios de mapeo, inspección y monitoreo a clientes en la industria forestal, minera y de servicios públicos, así como también el gas y el petróleo.

“Hay más de 430,000 km (aproximadamente 267,000 millas) de ductos solo en Alberta”, indica Glenn.

“El monitoreo de estos ductos es una tarea monumental. Comparada con los métodos tradicionales, ninguna otra tecnología, aparte de la robótica aeronáutica, puede reunir tanta información detallada de manera tan rápida, rentable o segura”.

A modo de ejemplo, Glenn dice que un UAV equipado con un sensor multiespectral de alta resolución podría observar cambios en la vegetación, como pasto y plantas marchitas, que puede indicar una fuga en el ducto. Es más, las capacidades aéreas permiten a los operadores encontrar daños en los ductos con menos riesgo y una presencia ambiental menor, agrega Glenn.

“Una buena gestión de la integridad de los ductos incluye la limpieza, información sobre la presión y vigilancia externa”, dice Glenn. “Somos una parte importante del rompecabezas”.

Pero cualquiera sea la combinación que los operadores usen para resolver el rompecabezas de la detección de fugas, Glenn tiene un consejo para dar:

“No llamen ‘drones’ a sus UAV”. “Evitamos usar la palabra con la ‘D’”, dice mientras se ríe. “Piénselo: hay drones

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“Una buena gestión de la integridad de los ductos incluye la limpieza, información sobre la presión y vigilancia externa”. “Somos una parte importante del rompecabezas”. — Ian Glenn, Director Ejecutivo

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espías y drones asesinos. Y esos no siempre son algo positivo, ¿no? En realidad, somos la aviación que vuela robots”.

Oídos bajo tierra: Escuchar inteligentemente Si los perros dependen del olfato y los UAV de la vista, entonces es lógico pensar que otra innovación en la detección de daños en los ductos sería poder confiar en el sonido.

A través de su tecnología de Detección Acústica Distribuida (Distributed Acoustic Sensing, DAS), es decir, fibras ópticas, OptaSense, con su oficina central en el Reino Unido, coloca lo que llama “un par de oídos” cada 10 m (alrededor de 32 pies) a lo largo del ducto para monitorear la actividad de terceros que tiene el potencial de causar daños, incluso a personas, monitorear desprendimientos de rocas o vehículos en movimiento. Según el Dr. Chris Minto, Director de Operaciones de OptaSense, DAS puede proporcionar la detección instantánea de un evento, su ubicación y clasificación.

Como un ejemplo de las capacidades de la tecnología, Minto indica: “Podemos detectar un grupo de ladrones intentando cavar hasta una tubería y dar suficiente advertencia para activar una respuesta y llegar allí antes de que se produzca una rotura en la tubería”.

Hace poco, la compañía extendió lo que llama el poder de detección a Internet, al incorporar aplicaciones para dispositivos móviles que usan el sensor DAS para poner al propietario “justo en la acción”.

“Imagine una mano de guía en el derecho de vía indicándole por dónde ir para llegar adonde sucedió el evento en el que está interesado”, explica Minto. “Las aplicaciones para teléfonos celulares y tabletas tienen su lugar, pero el ida y vuelta de las comunicaciones es esencial, junto con un método controlado para confirmar la ubicación. Esto ayuda en muchos lugares donde las direcciones y los marcadores de kilometraje son confusos”.

La ruta interna: La inspección interior de ductos puede evitar catástrofesJeff Foote de TDW está de acuerdo con que las formas

“únicas y creativas” de identificar daños en los ductos son parte de un enfoque holístico para la evaluación y gestión de la integridad. Pero él advierte que los perros sabuesos, la vigilancia desde las alturas y las fibras ópticas no reemplazan a un buen programa de inspección interior de ductos (ILI) para detectar grietas, deformaciones y otros defectos, problemas que podrían convertirse en catástrofes con solo un poco de variación de presión.

“La inspección interior de ductos es una parte fundamental del conjunto de cosas que los operadores deben hacer para mantener la integridad”, explica.

“También es una primera línea de defensa; ILI puede poner al descubierto abolladuras, partes picadas y otros daños antes de que puedan empeorar y convertirse en fugas o rupturas”.

“La abolladura que todos desconocen podría no parecer una amenaza inmediata”, indica Foote. “Pero tampoco necesitará mucho para que se convierta en una fuga que amenace al medioambiente, o una ruptura en una tubería que derive en una explosión con una consecuencia de seguridad pública mayor”.

Entre las herramientas disponibles para los clientes de TDW, se encuentran las herramientas de inspección de medición de Deformación (DEF) y Geometra (LGT) para identificar abolladuras, y la inspección de pérdida de flujo magnético (MFL) para identificar partes picadas con pérdida de metal típica del contacto inadvertido con la retroexcavadora.

“También ofrecemos una tecnología de inspección de flujo magnético residual (LFM) que detecta cambios locales en las propiedades metálicas alrededor del perímetro de una abolladura en el ducto”, señala Foote.

“Esto es fundamentalmente importante para evitar la posible formación de grietas y fallas de fatiga en el lugar de la abolladura de la tubería que se vuelve a redondear cuando la presión de operación es aplicada”.

Con una combinación de estos métodos de inspección y análisis integrales, TDW puede proporcionar informes de priorización de abolladuras que son muy útiles para el programa de evaluación de riesgo general del operador.

En un mundo perfecto, sugiere Foote, el daño causado por terceros se eliminaría por medio de la prevención. Y los operadores están haciendo esfuerzos en pos de ese ideal: piensan en señales de advertencia, marcadores de líneas, protección de perímetros, cálculos de carga rodante y chorro y, en los Estados Unidos, la campaña de concientización federal ‘8-1-1 Call Before You Dig’ (Llame antes de cavar).

Sin embargo, el daño a los ductos causado por terceros sigue sucediendo en el mundo real.

Entonces, hasta que se logre la ambición de Foote, la industria continuará aprovechando todas las piezas del rompecabezas de la integridad. Los perros seguirán oliendo, los drones seguirán vigilando, los micrófonos escucharán y la inspección interior de ductos con equipo instrumentado seguirá siendo una forma inteligente de poner al descubierto anormalidades antes de que se conviertan en consecuencias.

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“Ya sea en su taller de reparación o planta de manufactura, es sorprendente lo que puede obtener con solo un anotador y un marcador. Comience escribiendo la palabra ‘Seguridad’ arriba. Debajo, haga que la gente escriba lo que les preocupa”, explica. “Luego, tendrá una columna para quién se hará cargo, una para la fecha de finalización anticipada y deje un espacio para cuando esté realmente completada”.

El siguiente paso es hablar sobre los temas y establecer prioridades. Y aunque la lista puede ser demasiado larga para comenzar, a medida que se van tachando problemas resueltos, “la gente comenzará a sentirse motivada nuevamente, se siente como parte de una comunidad, parte de un equipo, en oposición a ser solo un número”, explica Hollis.

Y cuando la gente comienza a sentirse motivada y escuchada, es menos probable que rompan las reglas. Todos ganan en seguridad.

ESCENARIO 3

UN OSO EN SU PATIO TRASERO: SEGURIDAD DE LOS PROCESOS Y PREVENCIÓNLos “osos del patio trasero”, incidentes de seguridad de los procesos, por lo general, se caracterizan como de

“baja frecuencia y alta gravedad”. Estos son los incidentes que derivan en múltiples lesiones y daños mayores a las instalaciones y/o al medioambiente, tal como diversos incidentes en los ductos y derrames recientemente vistos en las noticias.

Existen muchos factores que pueden impactar en forma negativa en la seguridad de los procesos, pero quizás el más atroz es no reconocer y aceptar la realidad. Negar la existencia de los osos, o creer que en realidad no pueden lastimarlo, puede derivar en errores fatales.

Como gerente sentado en su oficina de puesto jerárquico, usted sabe que su compañía ha invertido dinero en las herramientas adecuadas. Usted se esfuerza por contar con los mejores procedimientos y políticas. La cosa es, sin embargo, que a medida que la gente asciende en una corporación, ellos se pueden olvidar cómo se siente estar en el frente de batalla, y la desconexión entre la percepción y la realidad del sitio de trabajo puede derivar en un mayor riesgo.

Seguro que, en teoría, su gente tiene las condiciones perfectas: suelo nivelado, equipamiento correcto y condiciones climáticas favorables, pero en el mundo real, las cosas pueden ser diferentes. “Digamos que en lugar de las circunstancias ideales, usted se encuentra en un área un poco aislada en medio de una granja”, plantea Hollis. “La tubería es diferente de sus especificaciones originales, la excavación está mal, su equipo no tiene el andamiaje y, en lugar de lo que planeó, están usando una retroexcavadora y unas eslingas para hacer el trabajo”.

Cuando suceden accidentes, es fácil culpar a los trabajadores por no seguir los protocolos, pero Hollis sabe que puede ser difícil “escribir un procedimiento de seguridad perfecto para una situación imperfecta”.

Por ende, ¿cómo aborda esta “desconexión”? Salga de atrás de su escritorio. El planificar en base a la teoría en lugar de la realidad pone a los proyectos, el personal y el medioambiente en riesgo. Cuando los trabajadores se ven forzados a improvisar con equipamiento e implementaciones para completar tareas en condiciones inesperadas, los procedimientos de seguridad se deben adaptar para enfrentar circunstancias cambiantes. A fin de evitar desconexiones riesgosas, Hollis indica que es fundamental salir de la oficina y observar lo que está ocurriendo en el campo. “Debe levantarse, ir a la planta, a la obra y ver qué está sucediendo en realidad, y luego actuar de manera consecuente”.

El análisis finalEl hecho es que la gente cometerá errores; entonces, planifique y brinde herramientas para que los trabajadores no cometan errores cuando llevan a cabo pasos críticos de una tarea. Prepare a sus trabajadores para el éxito y desarrolle sistemas y procesos que puedan recuperarse rápidamente cuando los “osos” aparezcan. Hacer como que no existen, o simplemente mantener el statu quo, no es suficiente para mantener a su personal y los activos seguros.

Hollis cree que una cultura de seguridad corporativa anticuada puede ser el oso más peligroso de todos, sabiendo que la industria del gas y petróleo continúa juzgando la tasa de incidencia total registrable en términos de seguridad personal. “Pero que haya cero incidentes no necesariamente es sinónimo de seguridad”, explica. Eso es porque cero no siempre es cero en un ambiente donde los accidentes no se informan con regularidad, o cuando los datos de accidentes evitados (lo que ocurre con mucha más frecuencia que los incidentes reales) no se toman en cuenta de forma apropiada.

“Se debe ir hacia arriba para encontrar los indicadores reales que le hablan de la cultura”, indica.

“¿Su compañía es honesta? ¿Tiene el coraje de decir no a una oportunidad inmediata o ‘necesidad’ urgente cuando sabe que su equipamiento no ha recibido el servicio técnico adecuado? Esta industria debe contar con una cultura de aprendizaje. No importa si se trata de seguridad, calidad, producción o finanzas... Lo que importa es con qué rapidez se puede aprender de los incidentes sufridos por otras personas y usted mismo, y con qué rapidez se puede adaptar o cambiar la dirección en la que va. Debe hacerse responsable. Entonces, en última instancia, lo que todos debemos preguntarnos es: ‘¿cómo sabemos que los osos están presentes y qué estamos haciendo para mantenerlos alejados?’ ”

La seguridad importa CONTINUACIÓN DE LA PÁGINA 9

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Pensamiento futuro CONTINUACIÓN DE LA PÁGINA 11

Oportunidades en el horizonte

El Dr. Mike Kirkwood es el Director de Desarrollo del Mercado de Transporte de T.D. Williamson (TDW), que tiene experiencia en limpieza e inspección de ductos que transportan CO2, que se presenta naturalmente, hacia pozos de producción para una recuperación mejorada del petróleo. Kirkwood afirma que los ductos son una opción óptima para transportar CO2 comprimido hacia sitios de almacenamiento, dado que los ductos tienen un registro de seguridad muy desarrollado, y la tecnología de ductos existente, tal como las técnicas de instalación de válvulas y soldadura especializada, puede aprovecharse con ductos de CCS nuevos y rediseñados.

Pero Kirkwood se apresura en señalar que el transporte por ductos no puede hacerse sin desafíos.

La derivación en línea viva de CO2, por ejemplo, requerirá cuidados especiales. El CO2 es sensible

a los cambios de presión y temperatura, y las fluctuaciones leves (comunes durante una operación de limpieza o derivación) podrían activar un cambio de fase de gas a líquido o sólido, esencialmente creando hielo seco

que podría dañar u obstruir el ducto. Otro desafío es que numerosas herramientas de inspección

de ductos contienen componentes de uretano. El uretano es una opción popular debido a que ofrece elasticidad y es resistente a la abrasión. Pero el uretano absorbe CO2 en forma natural, un problema que en determinadas circunstancias, tal como un cambio en la presión, podría causar que el uretano explote. Debido a ello, Kirkwood señala que se deberá rediseñar una cantidad de herramientas de inspección interior de ductos o desarrollar procedimientos especiales.

Y por último, existe el problema de la corrosión. Si bien los ductos de acero al carbono son considerados la opción más redituable y duradera para el transporte de CCS, también son muy susceptibles a la corrosión, y el CO2 capturado en el carbono es corrosivo por naturaleza y, combinado con otras impurezas, puede producir una combinación corrosiva de magnitud.

¿El resultado? “Probablemente, tendrán que inspeccionar más”, indica Kirkwood. “Todo se reduce a lo que las compañías de servicios harán para ayudar a los operadores a manejar y operar estos sistemas de ductos”.

Dar el impulso

A partir de febrero de 2014, hubo 21 proyectos de CCS a gran escala en funcionamiento o en construcción en el mundo según informa la CCSA. En Noruega, el proyecto Sleipner de ejecución prolongada, ampliamente reconocido como uno de los primeros proyectos de CCS de su tipo, aún está en progreso. Desde que comenzó a funcionar en 1996, el proyecto Sleipner “ha capturado alrededor de 1 millón de toneladas de CO2 cada año de la producción de gas y lo ha inyectado en una formación salina profunda debajo del Mar del Norte”, comenta Warren.

En el Reino Unido, el proyecto venidero White Rose capturará CO2 de una instalación de carbón/biomasa, mientras que un proyecto similar denominado Peterhead capturará CO2 de una planta de energía de gas fósil.

Y en octubre de 2014, SaskPower de Canadá agregó una instalación de CCS a su planta de energía Boundary Dam en Saskatchewan. El objetivo es que el proyecto reduzca las emisiones de carbono de la planta de carbón en un 90 por ciento.

“SaskPower ha hecho un progreso significativo al realizar un aporte valioso para demostrar un caso técnico, medioambiental y económico viable para la aplicación de CCS a las plantas de energía”, indica Warren, y agrega que espera que los proyectos como Boundary Dam aporten un impulso para proyectos similares en todo el mundo.

Es más, el CCSA ha informado que una cantidad de regiones están buscando desarrollar redes de ductos que permitan la cosecha redituable de emisiones de CO2 desde fuentes múltiples. El proyecto White Rose en el Reino Unido, por ejemplo, incluirá la “Línea troncal CCS Yorkshire Humber”, un ducto con la capacidad para transportar una gran cantidad de CO2 desde emisores industriales y de energía. En la actualidad, se están desarrollando proyectos de ductos similares en Alberta y Australia.

Algún día, usted podrá entrar a un minimercado a comprar una botella de algo que se parezca a la EV-EON ficticia. Pero hasta entonces, los innovadores de todo el mundo, que representan a una amplia gama de industrias, están trabajando para que la tecnología CCS sea una manera práctica y segura de reducir las emisiones de CO2 y proteger a la Tierra de los efectos perjudiciales del cambio climático.

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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FLUJO DEL PRODUCTO

FLUJO DEL PRODUCTO

· Evaluar los daños

· Análisis de causa y efecto

· Desarrollar un plan de reparación

· Materiales

· Materiales

· Equipamiento

· Recursos

· Servicios (contratos)

· Personal

· Hardware

· Proveedores de servicios

· Reparar

· Reacondicionar

· Restaurar flujo

1 2 3 4EVALUAR OBTENER MOVILIZAR EJECUTAR

EN SECUENCIA pasos del EPRSLos cuatroReduce las consecuencias de una falla catastrófica.

SEGÚN EL MODELO DE CRISIS REACTIVO, LOS OPERADORES solo pueden responder a incidentes luego de que ocurren, lo que significa que con frecuencia no están bien preparados o equipados para mitigar, en forma efectiva, los efectos multifacéticos provocados. Además de evaluar el riesgo a la

seguridad y el impacto ambiental, el modelo reactivo deriva en tiempos de inactividad sustancialmente más prolongados y daños a

la reputación y al valor para los accionistas a largo plazo.

1

MODELO DE CRISIS REACTIVO

PREPARACIÓN OPERATIVA PROACTIVA

2 3AL ADOPTAR EL MODELO PROACTIVO EPRS, los operadores preparan las etapas de evaluación (incluyendo el análisis de brechas), abastecimiento (incluyendo materiales y equipamiento con mucha antelación) y movilización de sus protocolos de emergencia antes de que ocurra cualquier incidente. Como resultado, el operador idealmente se posiciona para hacer del área de trabajo un lugar seguro, ejecutar la limpieza y reparaciones, y restaurar la producción y el flujo con un tiempo de inactividad mínimo.

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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El EPRS no reduce la probabilidad de que se produzcan fallas, sino que reduce la consecuencia de la falla.

DUCTO DEVUELTO PARA REPARACIONES(tiempo de inactividad acortado

significativamente con el modelo EPRS)

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(Sistema de Reparación de Emergencia de Ductos)pasos del EPRSLos cuatro

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BENEFICIOS DEL EPRSAl ser similar a la contratación de un seguro de riesgo

destinado a constructores para un nuevo ducto, el

EPRS anticipa el espectro de exposición a riesgos

potenciales y proporciona una cobertura adecuada.

Esto significa proporcionar mitigación, reparaciones y

restauración en el menor tiempo posible. A pesar de que adoptar el modelo EPRS

es una tarea considerable, dado que esta implica anticipar una gran cantidad de

eventos futuros, “más vale prevenir que curar”.

TIEMPO DE INACTIVIDAD EXTENDIDO

TIEMPO DE INACTIVIDAD

MÍNIMO

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HA

CER

LASEG

UR

AH

AC

ERLA

SEG

UR

A

América del Norte y del Sur

Europa / África / Medio Oriente

Asia Pacífico

Servicios costa afuera

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