Innovations™ Magazine NO.1 2015 - Spanish

Lo que no puede
dejar de saber.
IVP.
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8
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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INNOVATIONS • VOL.VII,N.O
1 • 2015
2 | PANORAMA EJECUTIVO
Nos preparamos para el
“Gran cambio en el equipo”
4 | PERSPECTIVA GLOBAL
Perspectiva sobre la industria en
todo el mundo
6 | ENFOQUE EN LA
TECNOLOGÍA
Verificación de materiales e
inspección interior de ductos
8 | LA SEGURIDAD IMPORTA
Defensa proactiva contra desastres
potenciales
10 | PENSAMIENTO FUTURO
Captura de carbono:
Oportunidades y desafíos
12 | INFORME DEL MERCADO
Aseguramiento del rendimiento
de la inversión para propietarios
de ductos
20 | PUNTOS DE CONTACTO
Eventos de ductos, ponencias
y conferencias
28 | EN SECUENCIA
Los 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 Morgan
DIRECTOR ADMINISTRATIVO Waylon Summers
DIRECTOR DE ARTE Joe Antonacci
PRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.net
PRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward Mankin
ILUSTRACIÓN Elemento invisible
FOTOGRAFÍA Mauricio Ramírez, Adam Murphy, Chad Kirkland
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 costa afuera +47 5144 3240
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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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1 • 2015
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 ROGERS
VICEPRESIDENTE DE INTEGRIDAD DE
DUCTOS A NIVEL GLOBAL,
T.D. WILLIAMSON
PANORAMA EJECUTIVO
¿Cuál es el futuro del
reloj de oro?

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1 • 2015
“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”.

INNOVATIONS • VOL.VII,NO.1 • 2015
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PerspectivaGloba
INVESTIGACIÓN 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 Johnson
PRESIDENTE 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
5
al 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 Fletcher
VICEPRESIDENTE 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 Mejia
DIRECTOR EN AMÉRICA LATINA DE T.D. WILLIAMSON

1 • 2015
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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 igual
Entre 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
6

7
CAJÓN 1
CAJÓN 2
CAJÓN 3
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.

8
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
y los
1 • 2015

9
ESCENARIO 1
NO DEJE QUE LOS OSOS DORMILONES LO
ENGAÑEN: INVERSIÓN EN LA SEGURIDAD DE
LOS EQUIPOS HEREDADOS
Los 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 PROTOCOLOS
La 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”.
CONTINÚA EN LA PÁGINA 26

1 • 2015
10
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

11
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.
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
Los procesos involucrados se
consideran seguros, con algunos
desafíos científicos y de ingeniería.

12
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 esperado
Las 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 inversión
Quizás 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.
13
1 • 2015
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?
OPEX vs. CAPEX[gastos operativos] [gastos de capital]

14
1 • 2015
¿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 CELULAR
La regulación evaluará el conocimiento del operador acerca de las propiedades de
los materiales

1 • 2015CUMPLIMIENTOCONLAPHMSA
15

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
1 • 2015
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
16
1
Visite phmsa.dot.gov para obtener una definición basada en los
criterios de las áreas con consecuencias altas y moderadas.

CUMPLIMIENTOCONLAPHMSA
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.
1 • 2015
17

18
1 • 2015
La resistencia está determinada por la
capacidad de soportar la presión.
RESISTENCIA
PRESIONES
DEFECTOS
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 dinero
En 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 instantáneos
La 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
DESCARGAR EL LIBRO
ELECTRÓNICO DE IVP
12
60,000.00
50,000.00
40,000.00
30,000.00
20,000.00
10,000.00
2 3 6 13 16 18 20 30 32 35 36
Validation: patent-pending PMI Process results vs. Lab results
90,000.00
80,000.00
70,000.00
60,000.00
50,000.00
40,000.00
30,000.00
20,000.00
10,000.00
2 3 6 13 16 18 20 30 32 35 36
Tensile Strength
Pipe Sample # Pipe Sample #
P.S.I.
P.S.I.
Yield Strength
LAB
PATENT-PENDING PMI PROCESS

(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 ductos
Mientras 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.
CUMPLIMIENTOCONLAPHMSAINNOVATIONS • VOL.VII,N.O
1 • 2015
19
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.
El ABC de la PMI

20
1 • 2015
FEBRERO DE 2015
9 AL 12 PPIM
Houston,Texas, EE. UU.
MARZO DE 2015
17 AL 19 Stoc Expo
Róterdam, Países Bajos
25 AL 27 Offshore Mediterranean Conference
Ravena, Italia
Eventos, ponencias y conferencias de TDW
Puntos de Con
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 Conference
1 al 5 de JUNIO | París | Francia
CGA Engineering Conference
19 al 21 deABRIL | Toronto,Ontario | Canadá
Atlantic Canada Petrol
17 y 18 de JUNIO | St.Joh
NDT in Canada
15 al 17 de JUNIO | Edmonton,
Alberta | Canadá
Stoc Expo
17 al 19 de
Países Bajos
Offshore Mediterranean Conference
25 al 27 de MARZO | Ravena | Italia

21
1 • 2015
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
ntacto
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
leum Show
hn’s,Terranova y Labrador | Canadá
Petroleum Economics Workshop
25 al 28 de MAYO | Dubai | EmiratosÁrabes Unidos
Oil Gas Asia
2 al 5 de JUNIO | Kuala Lumpur | Malasia
o
MARZO | Róterdam,
s
ASME 2015 India
17 y 18 deABRIL | Nueva Delhi | India
MIOGE
23 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.
1 • 2015
El conocimiento
experto variado
ayuda a
detectar daños
causados por
terceros
PERROS
DRONES
INSPECCIONES
DE TODO TIPO
DESDE
A
Y
22

1 • 2015ARTÍCULOPRINCIPAL
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 %
23
Fuente: EGIG
Daños causados por terceros:
Un problema sin límites
Jeff 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 fuente
La 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 detallada
Mientras 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
1 • 2015
“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
ING Robotic Aviation Inc.
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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 catástrofes
Jeff 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.
1 • 2015ARTÍCULOPRINCIPAL
25

1 • 2015
26
“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 PREVENCIÓN
Los “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 final
El 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

27
1 • 2015
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
28
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 dLos cuatro
Reduce 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 3
AL 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.

of PROGRESSIVE PIGGING
29
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)
FALLACATASTRÓFICA
(Sistema de Reparación de Emergencia de Ductos)del EPRS
1 2 3 4
BENEFICIOS DEL EPRS
Al 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
4
HACERLA
SEGURA
HACERLA
SEGURA

América del Norte y del Sur
Europa / África / Medio Oriente
Asia Pacífico
Servicios costa afuera
+1 918 447 5000
+32 67 28 3611
+65 6364 8520
+47 5144 3240
Sociedadconfiable
Durante cuatro generaciones, las compañías alrededor del
mundo han confiado en el firme compromiso de TDW con el
rendimiento de los ductos.
Usted también puede hacerlo.
Perforación y obturación en línea viva • Limpieza • Servicios de integridad de ductos
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