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2 | PANORAMA EJECUTIVOEstos son los "Buenos viejos tiempos"

4 | PERSPECTIVA GLOBALLos desafíos de los oleoductos se encuentran con las soluciones de los oleoductos

6 | ENFOQUE TECNOLÓGICO Ola de petróleo de formaciones compactas y amenaza inminente

8 | TEMAS DE SEGURIDADAutomatizando la seguridad: Sistemas automatizados de raspadores.

10 | PENSAMIENTO A FUTUROResolviendo los desafíos de petróleo y gas en 3D

12 | REPORTE DEL MERCADO La prometedora tierra Australiana.

20 | PUNTOS DE CONTACTOEventos, ponencias y conferencias de oleoductos

28 | EN SECUENCIALas cuatro fases de raspado progresivo

14 | Historia de portada: Un cuento tan grande como TexasCon mayor regulación, los operadores trabajan para superar los desafíos de las extensiones productivas de Eagle Ford Shale.

22 | Nuevas conexiones: Los alcances de Europa para la seguridad energética

Para protegerse de las fluctuaciones en la geopolítica, muchos países europeos se están dirigiendo hacia suministros de energía más estables y la infraestructura necesaria para contenerlos.

D E P A R T A M E N T O S

EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganDIRECTOR EDITORIAL Waylon SummersDIRECTOR ARTÍSTICO Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Kat Eaton, Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinFOTOGRAFÍA Adam Murphy, Cody JohnsonILUSTRACIONES DE LA HISTORIA DE PORTADA Greg Copeland representado por Deborah Wolfe, Ltd.

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

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Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.

®Marca registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marcas registradas de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países.© Copyright 2014. Todos los derechos reservados de T.D. Williamson, Inc. La reproducción total o parcial sin permiso está prohibida. Impreso en los Estados Unidos de América

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Elimina la necesidad de abrir/cerrar las válvulas durante el lanzamiento, el diseño innovador de barril de caudal continuo ayuda a incrementar la vida útil de la válvula.

Libera un solo raspatubo esférico a través del sistema de lanzamiento dual

Requiere menos mano de obra para ser puesto en marcha, permite cargar múltiples raspatubos esféricos a la vez.

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SERVICIOS EXTRATERRITORIALES +1 832 448 7200

® Registered trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and in other countries. ™ Trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and in other countries. © Copyright 2014 All rights reserved. T.D. Williamson, Inc.

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En 1985, la revista Fortune hizo una declaración sombría sobre la posición de Texas como productor de energía: "Los buenos viejos tiempos del petróleo se han ido". Según Fortune, la única manera en que la maltratada Texas podría volver a la prosperidad sería mediante la diversificación, lejos de la producción de energía.

Eso fue hace 30 años. Se avanzo rápidamente al 2014 y se hace evidente que el veredicto de Fortune era equivocado. La industria del petróleo y el gas está floreciendo en Texas y el auge de la actividad se extiende mucho más allá de las fronteras del estado de la "estrella solitaria".

Las dinámicas globales, los esquistos Americanos, crecimiento económico de Asia-Pacífico, reconfiguración de los sistemas de abastecimiento de Europa, expansión de infraestructura en Rusia y la región del Caspio, están haciendo de éste un momento emocionante y rentable para estar en la industria del petróleo y el gas.

En otras palabras, los buenos viejos tiempos están de regreso, en Texas y en el resto del mundo.

La transformación está en todas partes. El cambio fundamental más grande en Estados Unidos es la aparición de las extensiones productivas de esquisto, que está alterando la oferta y la demanda interna y generando una alta necesidad histórica de ampliación y modificación de la infraestructura de tuberías. El Noreste, tradicionalmente gran consumidor de energía, se encuentra ahora en medio de las mayores reservas de gas de Estados Unidos en los esquistos de Utica y Marcellus. Como resultado, los caudales de energía que han estado en vigor durante 30 o 40 años se están revirtiendo; una vez más, se está enviando abundante gas del norte hacia el sur.

En China, una creciente clase media asiática está acelerando la demanda de energía, creando mayores oportunidades de exportación para una cantidad de proveedores, entre ellos Australia, el mayor productor de gas de la región. Indonesia y Malasia también necesitan más energía que nunca para mantener sus economías de rápido crecimiento y Japón sigue tratando de obtener fuentes diversificadas después de Fukushima. En conjunto, la necesidad de nueva infraestructura y mantenimiento de la infraestructura existente en esta parte del mundo nunca ha sido mayor.

Las naciones europeas están trabajando para mejorar su seguridad energética a través de cambios que permiten que los suministros fluyan de fuentes nuevas y diferentes. En Rusia y los países del Caspio, la producción ampliada tanto de petróleo crudo como de gas natural ha creado una tremenda oportunidad para desarrollar la infraestructura necesaria para hacer crecer las exportaciones esenciales para esas economías.

POR BRUCE THAMESVICE PRESIDENTE Y DIRECTOR

DE OPERACIONEST.D. WILLIAMSON

PA N O R A M A E J E C U T I V O

Estos son los "Buenos viejos tiempos"

Es difícil no sentirse eufórico cuando se piensa en todo lo que está sucediendo en la industria del petróleo y el gas en este momento. Por supuesto que vamos a admitir que con todas estas oportunidades pueden colarse un desafío o dos.

Siempre me ha sorprendido e inspirado el

compromiso de nuestra gente para servir mejor a nuestros clientes. Trabajar junto a nuestros empleados para abordar y resolver los desafíos únicos de nuestros clientes es lo que me motiva y compromete. Es la parte más gratificante de mi trabajo, especialmente durante estos buenos viejos tiempos.

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Tuberías confiables 2014Tuberías confiables 2014, un taller de 3 días, realizado

recientemente en Abu Dhabi, proporcionó a los operadores de tuberías una mejor comprensión de las causas básicas de falla de la tubería, así como los métodos prácticos para evitar este tipo de incidentes. Además de los análisis detallados de diseño y construcción de las tuberías, los presentadores y los asistentes discutieron las diversas fases de la Gestión de riesgos de las tuberías, la aplicación y eficacia de los sistemas de gestión de integridad de las tuberías (PIMS), tecnología de aislamiento SmartPlug® y los sistemas de reparación de la tubería de emergencia (EPRS).

ABU DHABI ITALIA CAMERÚN

Vida silvestre preservadaPara evitar sumergir dos secciones de 13 km de la tubería Chad-Camerún, como parte del proyecto masivo de construcción de la represa de Lom Pangar, se requirió la modificación de las líneas. Era esencial que hubiera un impacto mínimo sobre el medio ambiente; en esa zona se encuentra el Parque Nacional Deng Deng. Los objetivos del programa de modificación eran redireccionar y fortalecer las dos secciones de tubería para asegurar que fueran capaces de soportar las columnas de agua de 20 metros que finalmente se instalarán cuando se termine la represa, todo sin necesidad de apagar la línea. Después de más de 30 operaciones de Hot Tap y Obturación, realizadas por T.D. Williamson, el proyecto de aislamiento y las modificaciones de las tuberías se completaron sin interrumpir el flujo de la tubería y con un impacto mínimo en la selva circundante.

Arrastrando el Mar del Norte

Alrededor de 125 km al noroeste de las Islas Shetland, en el sector británico del Mar del Norte, el propietario principal de dos yacimientos de gas y condensado sufrió daños en una sección de una de sus líneas de flujo de 18" debido al arrastre de ancla.. El contratista que se encargó de la reparación de la línea utilizó rraspadores de alta fricción, reacondicionados con transpondedores, y el sistema de monitoreo SmartTrack™ para realizar con seguridad el aislamiento necesario, la sustitución de tuberías y las reparaciones necesarias.

Soluciones de tuberías presurizadas de todo el mundo

REINO UNIDO

Refinería bajo presiónCuando una sección de una tubería de vapor que funciona a 235 °C se corroe y origina defectos en dos válvulas, las consecuencias pueden ser dramáticas y se deben tomar medidas para reemplazarlas. Cuando la línea es parte de un proceso crítico en una refinería importante, el desafío consiste en la reparación de la línea sin interrumpir la producción. Tal fue el desafío que enfrentaron los ingenieros en una refinería en Cerdeña. La refinería, que procesa unos 15 millones de toneladas de petróleo crudo en productos derivados del petróleo cada año, impulsó la tecnología STOPPLE® para aislar de forma segura la línea de alta temperatura para que los trabajos de reparación se pudieran ejecutar sin detener o provocar pérdidas en la producción.

NORUEGA

Preparación para lo nuevoEn Utsira el área alta del Mar del Norte está en marcha la construcción de una nueva tubería. En particular, dos líneas, una de gas de 16" y una de petróleo de 18", requieren un seguimiento del raspador como parte de los procesos de pre-comisionamiento y comisionamiento. El propietario/operador principal de estas líneas especifico el uso del sistema™ de seguimiento del raspador SmartTrack en alquiler. El sistema incluye transpondedores, kit de monitoreo superior y receptor remoto que permite al operador seguir fácilmente y monitorear cada raspador equipado con transmisor.

GOLFO DE MÉXICO

Fricción en aumento Un operador en el Golfo de México necesitaba reemplazar dos componentes

defectuosos de junta flexible, uno en un elevador de catenario de acero de 14" de Gas de Exportación y uno en un elevador de petróleo de 10". Para evitar la despresurización de la tubería durante las actividades de mantenimiento, el operador optó por aislar de forma remota el elevador de 14" unos 45 metros por debajo de la articulación con el sistema de aislamiento SmartPlug®. Además, el operador eligió cuatro raspadores de alta fricción para aislar su elevador de petróleo de 10" de una manera similar.

Perspectiva global

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Consulte la GUÍA PARA RASPADORES de TDW en línea para saber más sobre por qué, cómo y cuando utilizar el RASPADORES.

Escoger el raspatubo correcto

en línea, que es cada vez más importante ya que la Administración de la Seguridad de Oleoductos y Materiales Peligrosos (Pipeline and Hazardous Material Safety Administration: PHMSA) considera la regulación de las inspecciones de la línea de recolección. El representante de PHMSA, Damon Hill, dijo que aunque la agencia no ha visto ninguna prueba particular de que el petróleo de esquisto haya afectado de forma única la integridad de la tubería, continúa estudiando los riesgos potenciales de la línea de recolección.

Aumentar el rendimiento: Más sencillo, Más económico, más seguro Puede ser necesaria una combinación de técnicas mecánicas, químicas y otras técnicas de limpieza para eliminar toda la cera y la suciedad de las tuberías que transportan el petróleo de esquisto, crudo con cera o líquidos de gas natural (LGN), dice Olga Kondratyeva, Directora de tecnología de raspadores de T.D. Williamson. Un buen lugar para comenzar es ablandar la cera con los productos químicos. A continuación, implementar una progresión de limpieza de los raspadores; trabajar poco a poco a partir de herramientas livianas, como raspadores de espuma, y luego con herramientas más agresivas, que utilizan una combinación de cuchillas de uretano, tazas, discos y cepillos metálicos.

Kondratyeva también sugirió tener mucha paciencia. "Los operadores han tenido que correr manualmente hasta 60 raspadores para limpiar completamente una sola línea sucia", agregó.

Una vez que la tubería está limpia, el raspado de mantenimiento de rutina, generalmente realizado semanalmente para la mayoría de las líneas de crudo con cera, tiene como objetivo evitar que los contaminantes, como la parafina, se acumulen y también maximizar el rendimiento.

Para ayudar a los operadores a alcanzar estos objetivos, el proveedor de servicios de tubería T.D. Williamson (TDW) ha desarrollado un lanzador de raspadores automatizado que puede ser programado remotamente para lanzar hasta cuatro raspadores de limpieza, de forma secuencial y en intervalos designados. El Sistema automatizado de raspadores SmartTrap®, o "lanzador AutoPig" para abreviar, es una

extensión de la línea de productos SmartTrap, que ya incluye los sistemas AutoSphere y AutoCombo. El lanzador AutoPig se encuentra actualmente en la fase de validación del diseño, con la comercialización prevista para finales de este año.

El lanzador AutoPig fue creado a pedido de los operadores que apreciaron las capacidades del AutoCombo, que lanza tanto esferas como raspadores, y pidió a TDW que satisfaga sus necesidades para un lanzador de raspadores solamente.

Kondratyeva dice que el lanzador AutoPig ayudará a los operadores a responder a las presiones de costos al reducir significativamente el número de viajes que los equipos de trabajo hacen al yacimiento. También estima un aumento de seguridad sustancial en comparación con los lanzadores manuales tradicionales.

"La parte más riesgosa de una operación de raspado es abrir y cerrar la puerta", dice Kondratyeva. "Con el lanzador AutoPig, la puerta de cierre se abre y cierra menos veces que si estuviera lanzando raspadores manualmente. La línea también se presuriza y despresuriza con menos frecuencia".

Con un torrente de petróleo de esquisto que continúa levantando la industria del petróleo y gas de Estados Unidos, los operadores están buscando continuamente nuevas formas de aumentar el rendimiento. Las innovaciones, como el lanzador AutoPig, que aumentan la seguridad y el rendimiento al tiempo que reducen los costos, los mantendrán haciendo precisamente eso, cabalgando sobre la ola de petróleo de formaciones compactas".

En una reunión de la American Fuel and Petrochemical Association, Michael Wojchiechowski, economista de Wood Mackenzie, se refirió a la producción de depósitos de esquisto de Estados Unidos como una "ola de petróleo de formaciones compactas”; en otras palabras, una gran fuerza líquida imparable.

Pero como los operadores de Bakken a Eagle Ford y de Niobrara a Marcellus saben, hay un montón de desafíos para mantener ese enorme caudal. Uno de ellos es el alto contenido de parafina contenido en el petróleo de esquisto.

El petróleo de esquisto está lleno de parafina altamente variable. De hecho, aparecieron hasta 70 tipos diferentes en una sola muestra de petróleo extraído de Eagle Ford, según un reciente informe de la revista Hydrocarbon Processing. Además de crear problemas de procesamiento y refinación, la parafina del petróleo de esquisto puede conducir a desastres financieros más cerca del cabezal del pozo.

Por ejemplo, los depósitos de cera persistentes que se acumulan en las paredes de la línea de recolección pueden reducir el diámetro interno eficaz de la tubería y hacer que el caudal reduzca la velocidad o la producción hasta detenerse por completo. Es más, cuando la cera se adhiere a los lados y la parte superior de los interiores de las tuberías, el agua se puede acumular en lugares bajos, lo que estimula el crecimiento de bacterias que pueden causar corrosión y picaduras. Los compresores tienen que trabajar más para bombear a través de líneas de parafina, lo que se incrementa los costos de operación.

No es de extrañar, entonces, que el control de parafina es una preocupación clave en extensiones productivas de esquisto. Esto va más allá de simplemente mantener la perforación de la tubería abierta: El objetivo final es despejar completamente la tubería para prevenir la futura acumulación de cera.

Una línea limpia no solo es fundamental para mantener el rendimiento; mantener la cera fuera mejora la integridad de la tubería al facilitar el éxito de la primera corrida de las herramientas de inspección

Esto va más allá de simplemente mantener

la perforación de la tubería abierta:

El objetivo final es despejar completamente la tubería para prevenir la futura acumulación

de cera.

Ola de petróleo de formaciones compactas y amenaza inminente

TDW Pigging Products & Services

TDW Pigging Products & Services

Guide to Pigging

®Registered trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. TM Trademark of T.D. Williamson, Inc. in the United States and foreign countries. © Copyright 2013 All rights reserved. T.D. Williamson, Inc. Pub: 35-426-0913

North and South America: 918-447-5400 • United Kingdom: (44) 1-793-603600 • Europe / Africa / Middle East: 32-67-28-36-11 • Asia / Pacific: 65-6361-8520

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E N F O Q U E D E T E C N O L O G Í A

Realmente solo hay una "Regla de oRo" paRa la opeRación seguRa de un sistema de lanzamiento automático: iniciar bien.

A veces, asegurar que una instalación sea segura y eficiente es tan simple como proporcionar sumideros y desagües adecuados y contención para zonas en las que pueden ser probables los derrames. Puede asegurarse de que haya un lugar para ventilar la presión de gas del lanzador antes de que sea abierto o emplear tuberías de alimentación de diferentes tamaños o válvulas de admisión para compensar caracteristicas de flujo anormales.

"Regla de oro" Como muchos profesionales de petróleo y gas con experiencia dirían, realmente no hay una "regla de oro" para el funcionamiento seguro de un sistema de lanzamiento automático: iniciar bien.

Eso significa tener un ingeniero experto en el lugar para llevar a cabo las pruebas iniciales del sistema y la presión durante la puesta en servicio. También significa asegurarse de que cada miembro de su equipo esté bien entrenado y cómodo con el funcionamiento del sistema. Además de la práctica de operaciones del yacimiento, la capacitación en el aula es esencial para aprovechar completamente los beneficios de un sistema de lanzamiento automático, capacitar a sus equipos de trabajo sobre cómo solucionar problemas, volver a configurar las contraseñas y reiniciar y reprogramar manualmente la electrónica si el sistema está desconectado.

Los lanzadores automáticos pueden ser solo un pequeño componente en una vasta operación pero su importancia en relación con la seguridad del equipo de trabajo y el medio ambiente local no puede ser subestimada. Los operadores que se familiarizan con

esta tecnología pronto se dan cuenta de sus beneficios. "Desde que el personal en campo no tiene que

purgar un sistema de lanzamiento automático con frecuencia, su exposición potencial se reduce considerablemente", señala Lee Shouse, Director de Special R&D para el proveedor de servicios de tubería T.D. Williamson. Shouse, quien pasó décadas del lado de la construcción y las operaciones antes de su cargo actual, ha educado a decenas de operadores principales en la configuración y el funcionamiento seguro de los sistemas de lanzamiento automático, que incluyen el uso de componentes necesarios, tales como el sistema de apertura rápida D-2000.

Como el rendimiento del lanzador automático es en gran medida independiente de la interacción del técnico, los operadores también aprecian sus beneficios al respecto de la operación consistente y el mantenimiento a largo plazo. En otras palabras: "Los raspadores están funcionando como deberían, llueva o truene", dice Shouse.

FluyendoEntonces, el nuevo lanzador automático está en su lugar. Se ha configurado específicamente

para atender las preocupaciones de su ubicación. Se ha puesto en marcha, el equipo de trabajo está capacitado y ahora usted está oficialmente en línea. Gracias a la rutina preprogramada, sea la expulsión de líquido con esferas, el mantenimiento regular y la limpieza con raspadores o la inspección en línea, su producto está fluyendo de manera eficiente y segura. La restricción del caudal debido a las líneas inundadas y los inconvenientes de los raspadores operados manualmente pertenecen al pasado.

Cuando se permite la acumulación de líquido en

las tuberías, sus empleados y sus instalaciones pueden

estar en riesgo con consecuencias peligrosas.

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Considere este escenario: Su planta de producción se encuentra en un valle. Es un lugar estratégico pero la elevación más baja es menos que ideal. Eso significa tener que mantener una vigilancia constante para la inundación potencial debido a la acumulación de líquido en las tuberías. Ya sea por agua o hidrocarburos líquidos, una vez que haya suficiente acumulación está arriesgando la disminución del flujo o incluso su detención. Cuando se permite la acumulación de líquido en las tuberías, sus empleados y sus instalaciones pueden estar en riesgo de consecuencias peligrosas: paradas de emergencia, congelamiento y exceso de corrosión, por nombrar solo algunas.

Usted sabe que los lanzadores manuales de raspadores que está utilizando aguas arriba de la planta son buenos pero requieren una atención directa y, como resultado, su programa de mantenimiento dcon raspadores de vez en cuando se desvía debido a circunstancias imprevistas. Se pregunta: "si invierto en uno de los nuevos sistemas de lanzamiento automático de raspadores, ¿realmente hará las cosas más seguras y eficientes?".

La respuesta es "¡Sí!".

Preparación para la automatizaciónLos sistemas de lanzamiento automático permiten a los operadores establecer horarios predeterminados para limpiezas de rutina. Estos programas pueden ayudar a mantener líneas libres de elementos que pueden reducir la eficiencia o detener la producción, lo que podría exponer al personal y el medio ambiente a consecuencias no deseadas o condiciones no controladas. También se pueden utilizar como parte de un programa de raspado preventivo: Los operadores pueden lanzar raspadores de inspección en línea para medir y monitorear las condiciones de integridad de las tuberías e identificar los problemas potenciales de seguridad antes de que se conviertan en escenarios peligrosos.

Por supuesto, ser prevenido y proactivo a veces requiere un poco de creatividad y mucha experiencia, especialmente cuando se trata de garantizar que un sistema de lanzamiento automático sea el más adecuado para un lugar determinado. Para algunas tuberías antiguas, surgen problemas de instalación debido a la ubicación preexistente de una fuente de energía o la instalación de producción. Pero como la limpieza interna no siempre es la más alta prioridad durante la selección o la construcción del sitio, aun las instalaciones más recientes pueden lidiar con problemas de topografía en sitio.

Esta es una razón por la que es fundamental llevar a cabo una inspección exhaustiva del lugar antes de invertir en un nuevo sistema de lanzamiento automático. Un estudio del sitio le ayudará a identificar los obstáculos logísticos y le dará las respuestas para una mejor instalación y configuración del lanzador automatizado.

T E M A S D E S E G U R I D A D

Haciendo automática la seguridad

La importancia de los lanzadores automáticos

en lo que respecta a la seguridad de los

trabajadores y el medio ambiente no puede ser

subestimada.

No hace mucho tiempo, un paciente fue ingresado en el Hospital Universitario de Coventry, Inglaterra, con una lesión potencialmente mortal. Su pelvis había sido gravemente aplastada. En casi cualquier otro hospital del mundo, los médicos hubieran tomado una tomografía computarizada, hubieran hecho todo lo posible para analizar la lesión y luego hubieran comenzado la operación. Pero en Coventry, los cirujanos no estaban satisfechos con ese plan.

La cirugía iba a ser complicada. El paciente estaba sufriendo por un defecto óseo segmentario, en el que el hueso se rompió en muchas partes. La TC les mostró una representación bidimensional de los daños. Era buena pero, en este caso complicado, no era lo suficientemente buena. Querían una herramienta práctica para ayudar a planificar la cirugía.

Decidieron ser creativos.El Dr. Richard Wellings de Coventry se comunicó con el Dr. Greg Gibbons,

Director del Departamento de investigación de fabricación aditiva por capas de la Universidad de Warwick. El Dr. Wellings ya conocía sobre las impresoras 3D y sus posibles aplicaciones en medicina pero todavía no había dado el salto para usarlas en una situación crucial como esta. Le pidió a Gibbons si podía hacer una copia de la pelvis de la víctima accidentada para la mañana siguiente.

Era un plazo de tiempo apretado pero Gibbons aceptó el desafío. En siete horas, Gibbons había utilizado la tomografía computarizada para imprimir una réplica exacta de los huesos dañados.

El resultado: los cirujanos podían tocar y sentir la réplica y planificar exactamente cómo llevar a cabo la cirugía antes de llegar a la mesa de operaciones.

La cirugía fue un éxito rotundo. Puede ser sorprendente saber que esta historia no es la única: Aunque la impresión

3D no es exactamente un lugar común, se está convirtiendo en eso. La tecnología que

hace apenas unos años sonaba como algo salido de la ciencia ficción está siendo utilizada en cientos de industrias. En la industria de alimentos y bebidas, los panaderos profesionales están utilizando una impresora 3D, ChefJet ™, para elaborar decoraciones de pasteles y velas decorativas. En el comercio minorista 4 AXYZ, una compañía con sede en Seattle, se está experimentando con "madera inteligente" con electrónica integrada para la automatización del hogar.

En la industria aeroespacial, la impresión 3D está a punto de revolucionar la industria.

Los chinos, por ejemplo, utilizaron recientemente la fabricación aditiva por láser de titanio para imprimir el marco del parabrisas principal de un avión comercial C-919. Les tomó solo 50 días y alrededor de 50 000 dólares, mucho menos que los dos años y 500 000 dólares que habría tomado al usar métodos tradicionales.1

También ahorraron una increíble cantidad de materia prima. Según Gibbons, hay un enorme desperdicio en la industria aeroespacial, un subproducto inevitable del proceso de mecanización tradicional.

"Se llama proporción de material usado/material total. Veinte piezas desperdiciadas por una pieza del producto final no es algo raro", dice Gibbons. "Se hace un gran esfuerzo para conseguir un enorme bloque de titanio de grado aeroespacial; a continuación, una vez que se haya mecanizado este bloque [para conseguir la parte aeroespacial], se debe tirar el 95 por ciento de la misma para hacer otras cosas, como palos de golf".

Ya que la impresión 3D establece solo el material que necesita, reduce drásticamente los residuos. Gibbons estima que los residuos al imprimir componentes de titanio serán menos del uno por ciento cuando se utiliza fusión por láser de alta resolución y menos del diez por ciento con sistemas de revestimiento para la fabricación de componentes de gran tamaño.

Nuevas formas de resolver viejos problemas de petróleo y gas

La industria del petróleo y el gas también está comenzando a aprovechar la revolución de la impresión 3D, especialmente en los casos en que se pide que los departamentos de ingeniería resuelvan desafíos únicos, como la inspección de una línea de hidrógeno.

El interior de una línea de hidrógeno es uno de los entornos más brutales del planeta. Es una batalla constante entre el acero y el hidrógeno (y el hidrógeno casi siempre gana). Día a día, el revestimiento metálico de una línea de hidrógeno se está corroyendo lentamente a medida que el hidrógeno transforma la parte interna en polvo, una molécula a la vez. El entorno extremadamente seco, de alta presión y alta fricción también es increíblemente duro para las herramientas, lo que hace difícil el mantenimiento de rutina.

Así que, cuando el operador de una línea de hidrógeno de 18 pulgadas pidió inspecciones en línea, fue rechazado varias veces antes de encontrar una empresa que dijera "sí'". Esta empresa fue el proveedor de servicios de tubería T.D. Williamson (TDW).

El entorno de hidrógeno desafiante forzó a realizar cambios de diseño y consideraciones que no suelen ser necesarias en un diseño de la herramienta de inspección en línea más "estándar". Por ejemplo, todas las piezas de metal, desde grandes estructuras de herramienta al tornillo más pequeño, tuvieron que ser consideradas para la protección de la fragilidad

por hidrógeno. La fragilidad por hidrógeno hace que muchos materiales utilizados comúnmente para las herramientas de inspección en línea se vuelvan frágiles y se rompan muy rápidamente.

Una de las partes más críticas, los sensores expuestos, responsables de la transmisión de datos claros sobre el estado de la línea, presentó un nuevo desafío: Los materiales que podían soportar la fragilidad por hidrógeno no se parecían en nada a los materiales con los que los ingenieros de la empresa habían trabajado antes.

Ahí es donde entró en escena la impresión 3D. Con la impresión 3D, los ingenieros construyeron piezas de muestra para descubrir las mejores opciones de diseño para este desafío.

Cuando se construye algo tan complicado como

1http://igcc.ucsd.edu/assets/001/504640.pdf

ChefJet™ es una marca comercial de 3D Systems Corporation ("3D Systems")

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El interior de una línea de hidrógeno es uno de los entornos más brutales del planeta. Es una batalla constante entre el acero y el hidrógeno (y el hidrógeno casi siempre gana).

Resolviendo los desafíos de petróleo y gas en 3D

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P E N S A M I E N T O A F U T U R O

La elaboración rápida de

prototipos ayuda a los

operadores de petróleo y gas.

La tierra emergente en parte baja: Lo que Australia puede aprender de los éxitos y fracasos del esquisto en otras naciones

En 2011, las grandes compañías de petróleo y gas, como ExxonMobil, Marathon Oil, Talisman Energy y Chevron comenzaron a ingresar a Polonia. La Administración de información sobre la energía (Energy Information Administration: EIA) de Estados Unidos solo había estimado las reservas de esquistos potenciales del país en 5,3 tn metros cúbicos, las más grandes de Europa. La cuenca del Báltico, una extensión productiva de esquistos que se extiende desde el norte de Polonia hasta Lituania, parecía estar a punto de convertirse en la sede del próximo boom de esquisto, similar a Williston, Dakota del Norte; Williamsport, Pennsylvania y Carrizo Springs, Texas.

Sin embargo, para finales de 2013, solo 49 pozos fueron perforados en el país de Europa del Este, un marcado contraste con la extensión productiva de esquisto de Marcellus en Pensilvania, donde 4969 pozos fueron perforados en la misma cantidad de tiempo. Cuarenta y nueve pozos es solo una semana de trabajo en una extensión productiva en Estados Unidos y ni siquiera es suficiente para que las empresas de exploración evalúen completamente la extensión productiva.

Así que después de tres años de hacer un progreso lento en Polonia, las grandes empresas energéticas desviaron gradualmente la atención hacia otra parte. A pesar de la promesa de reservas de esquisto significativas, la búsqueda para descubrirlos se quedó atascada en una etapa temprana en el proceso de producción y la mayoría de los operadores no se quedó esperando la mejora.

A primera vista, la enorme cantidad de recursos no convencionales de Polonia parece una apuesta segura para el éxito. Pero los expertos coinciden en que un simple pero crítico factor les impide avanzar: hasta el momento, el gobierno del país no ha desarrollado una política energética viable y el retroceso político contra la fracturación está creando un ambiente indeseable para los operadores.

Lista de comprobación para el éxito de esquistosDe acuerdo con una entrevista del Oil & Gas Financial Journal a Tom Petrie de Petrie Partners, las restricciones políticas presentan uno de los mayores obstáculos en el desarrollo de esquistos. Cuando se trata de gas y petróleo no convencional, no es suficiente con tener una gran cantidad de reservas estimadas y geología favorable. Con el fin de desarrollar una extensión productiva de esquistos, un país también debe contar con o tener la capacidad de establecer lo siguiente:

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Predecir la próxima gran frontera de esquisto es más

complicado que la simple elección de perforar en

extensiones productivas de esquistos viables.

n Incentivo económico

n Disponibilidad de servicios

n Acceso/precios del mercado

n Infraestructura

n Acceso al capital

n Aceptación regulatoria y ambiental

FACTORES POTENCIAL ESQUISTO ENTORNO POLÍTICO, INFRAESTRUCTURA,

EXPERIENCIA, PERSONAL PROFESIONAL

OCUPA EL SÉPTIMO LUGAR EN EL MUNDO POR RECURSOS DE GAS

DE ESQUISTO TÉCNICAMENTE RECUPERABLES

MAYOR EXPLORADOR DE GNL EN EL

AÑO 2020

Es comprensiblemente difícil que una extensión productiva de esquistos cumpla con todos los requisitos de la lista. Por esta razón, los líderes mundiales de producción no siempre necesitan tener la mayor cantidad de recursos posibles. Por ejemplo, EIA ubica a Estados Unidos en el cuarto lugar en los recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables, después de China, Argentina y Argelia, pero está políticamente dispuesto a desarrollar sus extensiones productivas de esquisto, que también tienen geología favorable. Las compañías energéticas en Estados Unidos también se benefician de la tecnología disponible, los equipos de fracturación y las empresas de servicios en yacimiento petrolíferos receptivos.

Claramente, se puede ver que predecir la próxima gran frontera de esquisto es más complicado que la simple elección de perforar en un país con extensiones productivas de esquistos "viables". Así que después de sopesar cuidadosamente los criterios anteriores, ¿qué país será el próximo en beneficiarse?

Australia obtiene Luz VerdeEIA ubica a Australia en el séptimo lugar a nivel mundial por los recursos de gas de esquisto técnicamente recuperables. Pero mientras que Australia puede presentar un mercado más pequeño que el de China o Rusia, tiene la ventaja de un entorno más amigable para el

operador. De hecho, un estudio realizado por Economist Intelligence Unit muestra que el país puede convertirse en el mayor exportador de gas natural licuado en 2020. Solo Queensland tiene planes para perforar más de 18000 pozos en los próximos 20 años y se espera que produzca 25,3 millones de toneladas de gas de esquisto al año para el 2020.

Sin embargo, Australia se encuentra todavía en las primeras etapas del proceso de fabricación de la extensión productiva de esquisto. Al igual que la mayor parte del mundo, este país se encuentra todavía en la etapa de exploración y en el comienzo de la fase de producción. La geología de Australia parece ser adecuada pero se necesita más evaluación.

"Desafortunadamente, ese es el riesgo de esta industria", dice Abdel Zellou, Ph.D., director de desarrollo de mercado en la industria de Gathering y Midstream de T.D. Williamson, al referirse a la compleja geología de

extensiones productivas de esquisto. "Aun siete años después del comienzo del auge de esquisto en Estados Unidos, todavía vemos artículos acerca de si las reservas son adecuadas. Hay mucha incertidumbre".

Tal vez lo más notable es el significativo progreso político: En general, el gobierno de Australia es muy susceptible a la explotación de petróleo y gas. Australia Occidental (Western Australia: WA), hogar de aproximadamente una quinta parte de las reservas de gas de esquisto en el mundo, se encuentra en el proceso de aprobación de los regulaciones para comenzar la fracturación comercial en la región y el gobierno de WA ha declarado que la producción comercial se desarrollará dentro de 5 a 10 años. Además, las evaluaciones del pozo han dado buenos resultados en la cuenca Cooper, una extensión productiva de esquistos situada en el noreste de Australia del Sur. Tudor Pickering ha calificado la cuenca como una "ganga" por su buena economía, el entorno fiscal positivo, la plataforma , la capacidad de fracturación existente, la infraestructura existente y los 1,5 mil millones de dólares que ya completaron ofertas de empresas conjuntas. La Cuenca Cooper ya ha atraído a Chevron, ConocoPhillips, Statoil, Total, Hess y BG Group.

Aprender de mercados experimentados El próximo desafío de Australia será reunir la infraestructura, experiencia y personal profesional necesarios para el éxito. Zellou afirma que Australia y otros países en las primeras etapas de desarrollo de la extensión productiva de esquisto pueden aprender mucho sobre esto a partir de la inteligencia de mercado de la industria de esquistos estadounidense.

Zellou hace hincapié en la necesidad de las empresas australianas de entrar en una "mentalidad de fabricación" y se dan cuenta de que se necesitan años de perforación y construcción de infraestructura antes de que un mercado pueda comenzar a producir. También sugiere que las empresas que participan en el proceso de esquisto de Estados Unidos compartan sus conocimientos con los operadores en Australia. Por ejemplo, la industria

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Como la mayoría de las historias sobre Texas, la que se está escribiendo en Eagle Ford Shale está llena de grandes sueños, grandes sumas de dólares y grandes resultados.

La extensión productiva por sí misma es enorme. Cubre una superficie de unos 52 000 kilómetros cuadrados (20 000 millas cuadradas), que se extiende por 25 condados del centro-sur de Texas y es aproximadamente del tamaño de Costa Rica.

Según los consultores energéticos Wood Mackenzie, la inversión de capital en la extensión productiva es enorme, alcanza los 28 mil millones de dólares a finales de 2013.

Y la producción es inmensa: A finales de 2013, Eagle Ford venció a Bakken en la carrera para alcanzar la codiciada marca de un millón de barriles de petróleo equivalente (BOE) por día. Algunos expertos incluso prevén que, por la fuerza de producción

de Eagle Ford y Permian Basin, a finales de 2014, Texas podría convertirse en el segundo productor mundial de petróleo después de Arabia Saudita.

Entonces, ¿quién puede pensar que algo tan pequeño como las bacterias podría afectar la narrativa? Las bacterias han sido un problema permanente para los operadores de Eagle Ford ya que el desarrollo se inició en la extensión productiva de esquistos en 2008. Las bacterias no solo roen las tuberías y crean pinchazos, sino que también contribuyen al crecimiento de sulfuro de hidrógeno (H2S), un gas natural corrosivo y mortal.

Los altos niveles de parafina en el crudo muy variable de la zona son un problema también; dejan elementos incrustados en las tuberías que amenazan con reducir el rendimiento.

Y las preocupaciones por el uso del agua siguen ocupando la mente de operadores y ecologistas por igual.

En resumen, las empresas se encuentran con dificultades operacionales que no habían experimentado en desarrollos convencionales.

Pero Eagle Ford está lejos de ser convencional.La mayoría de los operadores de Eagle Ford son sinceros acerca de los

problemas que están enfrentando. Y la buena noticia es que se están mirando entre sí en busca de respuestas, al perseguir puntos en común e intercambiar información en diversos foros en los Estados Unidos y el extranjero. Los operadores también se apoyan en sus proveedores por asistencia, un punto expuesto por Valerie Mitchell, Gerente General, Newfield Exploration Co., quien pidió una colaboración más estrecha entre las empresas de servicios y los operadores durante su discurso en la conferencia Midcontinent Developing Unconventional Gas (DUG) en Tulsa, OK, en marzo.

• Oportunidad no convencional para pequeñas y medianas empresas

• Eagle Ford desafía a los operadores de impuestos

• Alto consumo de agua en el área de Texas afectada por la sequía

• Regulación de gasoducto en aumento

• Las oportunidades compensan los desafíos

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Un cuento tan GRANDE como TEXAS

Desafíos operativos en Eagle Ford Shale

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cayera un 15 por ciento. Chronicle también señaló que el rendimiento del capital del siete por ciento de Exxon Mobil para su compañía upstream de Estados Unidos fue el año pasado eclipsado por el 24 por ciento del rendimiento obtenido en su empresa internacional de producción de energía.

Mientras que la pregunta sigue siendo si ciertos "actores principales" seguirán participando en el aumento de energía inducida por esquisto, no hay duda de que Eagle Ford ha creado una bonanza financiera para los demás. Después de todo, la producción es 25 veces mayor de lo que era hace tan solo cuatro años: Alguien tiene que participar en todo ese crecimiento. Los ganadores parecen ser jugadores pequeños e independientes. De hecho, cuando Chronicle analizó los datos compilados por Bloomberg, descubrió que en las tres principales extensiones productivas de esquistos, las pequeñas empresas superaron a las importantes 5-a-1 en términos de superficie.

"Los independientes superaron todo esto desde el primer momento; obtuvieron mejor superficie", dijo al Chronicle Kenneth Medlock, director del Centro de estudios de energía de la Universidad Rice.

Según Standard & Poors, los mejores arrendatarios de Eagle Ford son EOG Resources, Apache Corp., Chesapeake Energy Corp., BHP Billiton Ltd., ConocoPhillips, Marathon Oil Corp., Anadarko Petroleum Corp. y Pioneer Natural Resources, entre otros.

Eagle Ford desafía a los operadores de impuestosAhora que algunos de los protagonistas de Eagle Ford han sido presentados, es el momento de volver a las bacterias y los otros antagonistas.

En la conferencia DUG Tulsa, Tom Petrie, de la firma bancaria de inversiones Petrie Partners, hizo un buen trabajo al identificar las cuatro categorías generales de riesgos que enfrentan las empresas upstream y midstream que operan en Eagle Ford:

» Medio ambiente » Infraestructura » Volatilidad de los precios » Globalización cambiante

Abdel Zellou dice que está de acuerdo con la lista de Petrie y ha llevado esa lista un paso más allá al sugerir que los operadores upstream y midstream tienen preocupaciones diferentes que se ajustan en líneas generales a la lista de Petrie.

"Las compañías upstream se ven desafiadas más por la geología auténtica de Eagle Ford, además de su necesidad de capturar datos precisos del reservorio", dice Zellou. "Las operaciones midstream se distinguen por un conjunto totalmente único de desafíos y expectativas".

Según Zellou, los principales problemas para los operadores midstream en extensiones productivas de esquistos son:

» Infraestructura y mantenimiento de infraestructuras

» Acumulación de parafina » Corrosión interna y externa de las tuberías » Problemas y limitaciones ambientales » Regulación de líneas de recolección » Falta de personal calificado » Volatilidad de los precios

Obviamente, los proveedores de servicios no pueden disminuir la volatilidad del precio o alterar los patrones de contratación pero pueden ayudar a los operadores a responder mejor a otros desafíos de Eagle Ford.

Considerar el mantenimiento de la infraestructura, en particular en lo que se refiere a la parafina y la corrosión.

Aunque la falta de infraestructura es un problema reconocido en los esquistos de Marcellus y Utica, situado en el noreste de Estados Unidos, por lo general hay una infraestructura suficiente en Eagle Ford para evitar cuellos de botella en el cabezal del pozo.

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ARRENDATARIOS PRINCIPALES DE EAGLE FORD

Superficie neta en 1000 (estimaciones de Standard & Poors sobre información pública, 2013)

Oportunidad no convencional para pequeñas y medianas empresasEagle Ford Shale en el sur de Texas es una de las extensiones productivas no convencionales más complejas en América del Norte en términos de geología y geofísica. Debido a que la unidad de roca tiene una permeabilidad tan baja, que evita que el petróleo y el gas natural fluyan a través de ella hacia un pozo de producción, Eagle Ford se ha ganado un poco de atención de la industria. Esto es, por supuesto, hasta 2008, cuando Petrohawk Energy (que ha sido adquirida por BHP Billiton Ltd.) demostró la eficacia de la fracturación en Eagle Ford al perforar un pozo que tenía un caudal inicial de 7,6 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

Aunque la fracturación abrió el terreno de Eagle Ford, las características únicas de la extensión productiva continúan dificultando el trabajo.

En su informe titulado "An Analytic Approach to Sweetspot Mapping in the Eagle Ford", los autores Murray Roth, Michael Roth y Ted Royer describen a Eagle Ford como "groseramente profundo". En Eagle Ford, explica el informe, el petróleo se produce a una profundidad de 1500-2400 metros (5000-8000 pies) hacia el noroeste, con una clasificación de condensado y líquidos de gas natural hasta que se produce el gas seco a una profundidad de 3000-3600 metros (10 000-12 000 pies) al sureste. Combinado con variabilidad en la producción de pozo a pozo, esos problemas de profundidad hacen que sea más difícil encontrar zonas de golpeo, de perforación y

pozos completos y optimizar la producción. Esas tareas pueden ser tan arduas que algunos actores principales estadounidenses han renunciado y están vendiendo sus activos de Eagle Ford.

Royal Dutch Shell está entre ellos. Abdel Zellou, un experto en el mercado de

Mindstream y Gathering de TDW, dijo que se enteró en un taller reciente de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (Society of Petroleum Engineers, SPE) en Dubai que la razón clave para el retiro se debe a que Shell no tiene zonas de golpeo en la región. Shell confirmó recientemente sus planes para "concentrarse en las oportunidades de activos con mejores indicadores económicos en otras partes de América del Norte y en todo el mundo".

La empresa aún no ha anunciado un comprador para los 106 000 acres de Eagle Ford, que se encuentran en los condados de Dimmit, LaSalle y Webb y producen aproximadamente 32 000 BOE por día.

Aunque Shell es una de las primeras empresas petroleras integradas en retirarse públicamente de las extensiones productivas de esquistos de Estados Unidos, la principal sede en La Haya no parece ser la única en tener dudas acerca del esquisto, al menos según un artículo reciente del Houston Chronicle. Se informó que hace dos años BP registró 1.1 mil millones de dólares en sus activos de gas de esquisto ya que el valor de sus reservas cayó junto con los precios del gas natural. Esto fue después de que la participación neta de BP en la producción en Estados Unidos

la conferencia DUG Eagle Ford en septiembre pasado en San Antonio, TX.

¿El intercambio de información ha mostrado algún progreso? Ceres reconoció que algunos operadores están en una posición ventajosa al dar crédito a Pioneer Natural Resources por la instalación de cubiertas de evaporación en pozos de agua. Omar García, presidente y CEO del grupo industrial South Texas Energy & Economic Roundtable, dijo que más operadores se están intensificando. En declaraciones al San Antonio Express-News, García señaló que algunas empresas están reportando una disminución en su consumo de agua de hasta un 30 por ciento. Él cree que el uso de agua dulce en Eagle Ford debería seguir cayendo a medida que los operadores y las empresas de servicio introduzcan las nuevas tecnologías que los apoyan.

Regulación de gasoducto en aumento Aunque el agua utilizada en la fracturación en Eagle Ford y otras extensiones productivas de esquistos de EE. UU. está exenta de regulaciones federales clave, los gasoductos son una historia diferente. La Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías de EE. UU. (PHMSA) considera regular las tuberías de recolección. Si esa regulación se convierte en ley, es probable que se requieran inspecciones de integridad, lo que pondrá más presión sobre las empresas de servicios para proporcionar servicios de raspado y de inspección en línea cada vez más potentes.

Pero incluso si el gobierno de Estados Unidos no actúa, algunos estados ya están tomando el asunto en sus propias manos.

En diciembre, Dakota del Norte, hogar del esquisto del Bakken, anunció que alrededor de 28 968 kilómetros (18 000 millas) de tuberías subterráneas de recolección previamente no reguladas estaban ahora bajo la jurisdicción de la Comisión industrial del estado. Lynn Helms, director del Departamento de recursos minerales de Dakota del Norte, calificó la medida como "la mayor modificación de las normas de gas y petróleo en la historia de Dakota del Norte". Y en abril, el presidente de la Comisión de servicio público de Dakota del Norte, Brian Kalk, dijo que es

"muy probable" que su agencia pida a los legisladores estatales crear un programa de inspección de oleoductos del estado, una propuesta que viene inmediatamente después de un derrame de 20 600 barriles de petróleo crudo en un campo de cultivo cerca de Tioga, ND.

Aunque no hay acción local similar en marcha en Texas, un estado que Zellou describe como más amigable que la mayor parte de la industria del petróleo y el gas, las regulaciones PHMSA podrían hacer que la regulación de los gasoductos rurales sea una realidad dentro de cinco años.

Las oportunidades compensan los desafíosA pesar de los desafíos que enfrentan, los operadores de Eagle Ford son casi unánimes en su compromiso con la región. Según la firma de investigación GlobalData, se espera que la perforación y desarrollo en Eagle Ford continúen sin cesar, con casi la totalidad de los operadores más destacados que proyectan por lo menos cinco años más de perforación al ritmo actual. En una reciente entrevista al Houston Chronicle, David Banks, director general de la región de Eagle Ford para BHP Billiton Petroleum, dijo que la empresa espera quedarse en el sur de Texas por 50 años.

"Todavía estamos en la infancia de la revolución del esquisto", dijo Zellou, y añadió que algunas empresas de E&P todavía están resolviendo el tamaño de sus reservas de Eagle Ford.

En otras palabras, todavía hay un montón de capítulos por venir en este cuento del sudeste de Texas. Y un vistazo a la agenda de la conferencia DUG Eagle Ford de septiembre de 2013, completa como está con sesiones conducidas por el operador para impulsar la recuperación, manejo de la variabilidad, mejores prácticas de gestión hídrica y más, indica que las empresas están trabajando y aprendiendo en conjunto con el fin de hacer que el argumento de Eagle Ford tenga el mayor éxito posible.

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En cambio, los desafíos en Eagle Ford se relacionan con el hecho de que los operadores están utilizando tuberías existentes originalmente destinadas a transportar gas natural convencional, con las que ahora recolectan gas húmedo. La reutilización significa problemas que podrían no ocurrir en las tuberías construidas específicamente con ese propósito.

Por ejemplo, el gas húmedo de Eagle Ford está lleno de liquido de gas natural (LGN) condensado que varía en su composición y concentración de pozo a pozo. En un informe reciente publicado en Pipeline and Gas Journal, los ingenieros del Southwest Research Institute de San Antonio llamaron especialmente la atención sobre el hecho de que había muchos más hexanos que obstruían las tuberías en las muestras de Eagle Ford que los de otros yacimientos de esquisto. La producción de Eagle Ford también está cargada de parafina, que puede cubrir la parte superior y los lados de las tuberías y permitir que el agua contaminada con bacterias se acumule en la parte inferior. El agua puede provocar corrosión, mientras que las bacterias pueden crear daños de pinchazos y alimentar el crecimiento de sulfuro de hidrógeno (H2S) potencialmente mortal.

"La parafina es un problema en todo Eagle Ford. Un operador me dijo que tenía un cuarto de pulgada de parafina que cubría el 75 por ciento de la tubería", afirma Steve Appleton, Gerente general regional de TDW.

"Y la acumulación de parafina está creando problemas inesperados con las bacterias dañinas. Los operadores hacen circular biocidas en sus líneas para matar las bacterias, pero si las bacterias están por debajo de la parafina, los biocidas no pueden llegar a ellas".

Para combatir estos riesgos, sostiene Appleton, los proveedores de servicios están ayudando a los operadores a determinar e implementar programas de raspado más rigurosos. El raspado regular no solo promueve la productividad sino que también presenta una oportunidad económica que permite recoger LGN valioso para vender a las refinerías.

Alto consumo de agua en el área de Texas afectada por la sequíaDado que el agua es el mayor componente de los fluidos de fracturación, el uso y conservación

del agua son las principales preocupaciones en todas las extensiones productivas de esquistos estadounidenses. Pero en Eagle Ford, el problema se complica aún más.

En febrero, Ceres, un grupo inversor con sede en Boston centrado en los problemas de sostenibilidad, afirmó que Eagle Ford utiliza más agua durante un período de 18 meses que cualquier otra región de esquisto, un total de 19,2 mil millones de galones o 4,5 millones de galones por pozo. Como si esa cantidad no fuera lo suficientemente significativa por sí misma, es importante recordar que gran parte de Texas ha experimentado algún nivel de sequía durante años. Ceres encontró que el 98 por ciento de los pozos de Eagle Ford se encontraban en zonas de estrés hídrico medio o alto con un 28 por ciento en zonas de estrés hídrico alto o extremo.

El informe también afirmó que los operadores necesitan establecer más gestión hídrica creativa. Específicamente, deben minimizar el uso de agua dulce y llevar a cabo una mejor planificación a largo plazo para la infraestructura hídrica necesaria para mantener el

desarrollo de petróleo y gas. El grupo también aboga por el reciclaje del agua, que es más común en el nordeste que en Texas, aunque la primera planta de reciclaje de agua de Eagle Ford se instaló en 2011.

Estas sugerencias apenas tomaron por sorpresa a los operadores. Las soluciones hídricas potenciales son tema común en la agenda de eventos "no convencionales" y eran la pieza central del E&P Technology Panel en

Anormalmente seco

Sequía moderada

Sequía grave

Sequía Extrema

Sequía excepcional Autor: Michael Brewer, NCDC/NOAA

Mapa de sequía de Texas

10 Diciembre de 2013

Eagle Ford tiene la ventaja de la infraestructura existente. Pero, ¿puede hacer frente a las peculiaridades de la

producción de esquisto?

CRECIMIENTO DE BACTERIAS CREAN DAÑOS DE PINCHAZOS EN EL GASODUCTO Y SE ALIMENTAN DE SULFURO DE HIDRÓGENO (H2S)

ACUMULACIÓN DE CERA DE PARAFINAREDUCE EL RENDIMIENTO Y EVITA BIOCIDAS A PARTIR DE BACTERIAS DE GRAN ALCANCE

GASODUCTO

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Los expertos de TDW brindan — presentaciones técnicas y demostraciones prácticas en todo el mundo. Para más información: tdwontour@tdwilliamson.com.

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21-25 Louisiana Gas Association Pipeline Safety Conference

Nueva Orleans, LA, EE. UU.

22-25 FEPA Summer Symposium Orlando, FL, USA

28-30 SGA Operating Conference & Exhibits Nueva Orleans, LA, EE. UU.

12-14 Midwest Energy Association Operations Summit

Rochester, MN, EE. UU.

15 Celebración del 50 aniversario de TDW Swindon, Reino Unido

19-20 Western Regional Gas Conference Tempe, AZ, EE. UU.

25-27 The Pipeline & Energy Expo Tulsa, OK, EE. UU.

25-27 NACE 2014 Central Area Conference Tulsa, OK, EE. UU.

8-10 Oklahoma Gas Association Norman, OK, EE. UU.

9-10 Oil Sands Trade Show & Conference Fort McMurray, AB, Canadá

14-16 Arkansas Gas Association Fayetteville, AR, EE. UU.

15-17 DUG Eagle Ford San Antonio, TX, EE. UU.

30-2 International Pipeline Conference & Exposition Calgary, AB, Canadá

Eventos, ponencias y conferencias de TDW

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Puntos de contacto

TDW presentará un Libro Blanco en este evento

Louisiana Gas Association Pipeline Safety Conference

21 AL 25 DE JULIO | Nueva Orleans, LA | EE. UU.

FEPA Summer Symposium22 AL 25 DE JULIO | Orlando, FL | EE. UU.

SGA Operating Conference & Exhibits28 AL 30 DE JULIO | Nueva Orleans, LA | EE. UU.

Midwest Energy Association Operations Summit

12 AL 14 DE AGOSTO | Rochester, MN | EE. UU.

Western Regional Gas Conference19 Y 20 DE AGOSTO | Tempe, AZ | EE. UU.

The Pipeline & Energy Expo25 AL 27 DE AGOSTO | Tulsa, OK | EE. UU.

NACE 2014 Central Area Conference25 AL 27 DE AGOSTO | Tulsa, OK | EE. UU.

Oklahoma Gas Association8 AL 10 DE SEPTIEMBRE | Norman, OK | EE. UU.

Arkansas Gas Association14 AL 16 DE SEPTIEMBRE | Fayetteville, AR | EE. UU.

DUG Eagle Ford15 AL 17 DE SEPTIEMBRE | San Antonio, TX | EE. UU.

Oil Sands Trade Show & Conference9 Y 10 DE SEPTIEMBRE | Fort McMurray, AB | Canadá

International Pipeline Conference & Exposition30 DE SEPTIEMBRE – 2 DE OCTUBRE | Calgary, AB | Canadá

Celebración 50 aniversario de TDW15 DE AGOSTO | Swindon | Reino Unido INTERNATIONAL PIPELINE CONFERENCE AND EXPOSITION

30 de septiembre al 2 de octubre de 2014 Calgary, AB, Canadá

Entre los eventos más esperados de 2014, la 2014 International Pipeline Conference and Exposition (IPC/IPE) está diseñada para informar, explicar y motivar. Además de brindar a los asistentes una amplia gama de sesiones técnicas, tutoriales y paneles, IPC continúa brindando su apoyo mediante la inversión en eventos en iniciativas educativas y de investigación de gasoductos.

Asista a la presentación de TDW o visite el stand para saber más acerca de: Las inspecciones de integridad y la Plataforma Multiple Dataset con SpirALL® MFL; los avances en la evaluación no destructiva e identificación positiva del material; y el éxito por primera vez con el sistema de aislamiento mediante doble cierre y venteo STOPPLE®.

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IPE stand 308 T.D. Williamson #IPC2014

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En Estados Unidos, el desarrollo de esquisto está siendo aclamado como una forma de mejorar la autosuficiencia energética, reducir la dependencia estadounidense del petróleo importado y convertir

al país en un exportador de gas natural en menos de una década

Actualmente, Estados Unidos no es el único país con un plan para aumentar la seguridad energética: Los 28 estados de la Unión Europea también están en camino hacia la independencia energética, principalmente mediante la diversificación de sus suministros de gas natural y la construcción de miles de kilómetros de nuevos gasoductos. De hecho, de los 188 030 kilómetros (116 837 millas) de gasoductos que figuran en la encuesta 2013 del Pipeline & Gas Journal, planificados o en construcción en todo el mundo, 21 148 kilómetros (13 141 millas) de ellos se encuentran en Europa. Ese total incluye el corredor meridional de gas de 3500 kilómetros (2175 millas), recientemente habilitado, que comenzará en el enorme yacimiento de gas Shah Deniz de Azerbaiyán y terminará en Italia; conectará siete países en el camino.

Ya que los operadores europeos de gas natural están ampliando su alcance, sus necesidades también están creciendo. Cada vez más, recurren a sus proveedores de servicios no solo para herramientas sino también para soluciones de integridad de gasoductos integrales, desde la preparación de reversiones de gasoductos en Polonia hasta la maximización del rendimiento en los Países Bajos.

Tendencia hacia un suministro más estableEn Polonia, el carbón es el rey.

Ubicado en el mayor depósito del mundo de roca negra combustible, Polonia se encuentra entre los 10 principales productores de carbón en el planeta. El carbón es la fuente del 80 a 90 por ciento de la generación de electricidad de Polonia según la Estrategia de política energética del gobierno polaco. También es la columna vertebral de la economía industrial de la nación.

Pero Polonia no se mantiene solo con carbón. El país necesita el petróleo crudo y el gas natural para impulsar sus sectores de transporte y calefacción. Polonia, un importador neto de energía, recibe aproximadamente el 95 por ciento de su petróleo y el 65 por ciento del gas natural de otros países, principalmente Rusia.

Ahora, sin embargo, Polonia está ampliando su propia red de gas natural, tanto para reducir su dependencia de las exportaciones de energía de Rusia como para diversificar su mezcla energética lejos de la energía de carbón con el fin de cumplir los objetivos de cambio climático de la UE.

A finales de 2014, se espera que el operador nacional polaco GAZ-SYSTEM haya completado un proyecto de cinco años y € 1,95 mil millones (US $ 2,69 mil millones) que incluye la primera terminal de gas natural licuado (GNL) del país que se está construyendo en el puerto Świnoujście en el Mar Báltico para aceptar suministros de fuentes diversificadas y más de 1200 kilómetros (745 millas) de nuevos gasoductos

para el transporte del gas. Estas líneas conectarán la terminal de GNL a la red

de gas natural de Polonia y, a través de su red doméstica, con los sistemas de transporte

de gas checos y alemanes.Aunque es poco probable que el gas natural

destrone al carbón como el monarca de la energía de Polonia en el corto plazo, el crecimiento de la infraestructura de gas natural significa que el país se está moviendo hacia una mayor seguridad energética y cielos más limpios. Al mismo tiempo, los operadores polacos se enfrentan a crecientes

demandas alrededor de la gestión de activos, lo que incluye la integridad del gasoducto.

Tomasz Olma, una autoridad con más de 20 años de experiencia en la Gerencia de Negocios de Limpieza e Inspección de lineas de T.D. Williamson en Polonia, ha visto que la industria de petróleo y gas de la nación acoge métodos cada vez más sofisticados para el mantenimiento y rehabilitación de sus tuberías.

“Desde la introducción en Polonia del raspador inteligente a principios de 1990, los operadores han recurrido a métodos de inspección de vanguardia

Alcances para la seguridad energética

NUEVAS CONEXIONES:

Europa• Para el proveedor de gas holandés NAM,

una manera de atravesar la cera

• ¿El gas natural de EE. UU. ayudará a solucionar los problemas de la UE?

• Tendencia hacia un suministro más estable

• Garantizar el suministro seguro

• En ambas direcciones: solución del gasoducto bidireccional

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como prueba de ultrasonidos de las soldaduras de tuberías y el uso de la tecnología de dispersión de flujo magnético (MFL) para detectar corrosión, picaduras y pérdida de la pared en tuberías metálicas" afirmó.

El interés en soluciones llave en mano de proveedores de servicios que agrupan múltiples innovaciones ha sido alto, añade, porque permite la entrega lógica y secuencial de productos y servicios, lo que puede agilizar los proyectos en términos de tiempo y costo.

La necesidad es especialmente evidente cuando GAZ-SYSTEM implementa su plan de construcción de nuevas interconexiones y mejora la infraestructura para permitir flujos inversos. Y mientras esos movimientos tienen por objeto mantener el flujo de gas natural hacia los ciudadanos polacos, la motivación para ellos comenzó con el petróleo.

Garantizar el suministro seguro De acuerdo con el CIA World Factbook, había 14 198 kilómetros (8822 millas) de gasoductos y 1374 kilómetros (853 millas) de oleoductos en Polonia en 2013, la mayoría de los cuales tenía más de 30 años.

Uno de ellos es el Oleoducto de la Amistad, que comienza en el corazón de Rusia y esencialmente divide a Polonia ya que la atraviesa de este a oeste en

la mitad del país. También conocido como

Druzhba, el oleoducto de la Amistad ha estado en funcionamiento desde 1962 y es el oleoducto más largo del mundo, que recolecta y transporta petróleo desde el oeste de Siberia, los Urales y el Mar Caspio por más de 4000 kilómetros (2500 millas) a puntos en Ucrania, Bielorrusia, Polonia, Hungría, Eslovaquia, República Checa y Alemania. Tiene una capacidad de más de 2 millones de barriles por día (mbpd), de los cuales unos 1,4 a 1,6 mbpd van directamente a los consumidores en la UE.

A pesar de su nombre amistoso, sin embargo, el oleoducto de la Amistad ha sido a

veces tanto una fuente de fricción como de energía.Durante el invierno de 2006, por ejemplo, una

disputa contractual con Bielorrusia llevó a Rusia a detener el flujo de petróleo en el oleoducto de la Amistad a Polonia, Alemania, Hungría, República Checa y Eslovaquia.

Tres años más tarde, en enero de 2009, un desacuerdo con Ucrania por el precio del gas natural dio como resultado que Rusia cesara casi

todas sus exportaciones de gas natural de sus múltiples gasoductos a Europa.

Estos incidentes pusieron en evidencia la vulnerabilidad del flujo de energía de Europa y sirvieron como un recordatorio a Polonia acerca de los peligros de depender tanto de un solo proveedor de energía.

La revista The Economist sugiere que la crisis del gas natural de 2009 fue la razón por la que Polonia decidió acelerar la construcción de la terminal de GNL en Świnoujście. Y no hay duda de que el deseo de Varsovia de reducir la dependencia energética de Rusia estaba en la base de su decisión de hacer bidireccional una parte del gasoducto Yamal (o Jamal, en polaco), capaz de transportar los suministros de Alemania como una protección contra la política fluctuante.

En ambas direcciones: la Solución del gasoducto bidireccionalAunque Polonia produce cerca de un tercio de su gas natural nacional, dos tercios de la demanda del país se cubren con las importaciones procedentes de Rusia, Alemania y República Checa. La agencia de noticias independiente Natural Gas Europe afirma que, históricamente, la mayor parte de las importaciones de gas natural de Polonia, alrededor del 80 por ciento, proviene de Rusia a través del gasoducto Yamal, de 56 pulgadas, que termina en Alemania. En 2012, Yamal envió 9 mil millones de metros cúbicos (mmc) de gas natural ruso a Polonia, según la revisión estadística anual de BP.

Tras el cese de las exportaciones de gas de Rusia en 2009, el operador nacional polaco GAZ-SYSTEM comenzó a trabajar para permitir los servicios de transmisión inversa en una base permanente en Yamal donde enlaza la red de Polonia al sistema de gas natural de Alemania. En caso de una interrupción del suministro de gas de Rusia, GAZ-SYSTEM será capaz de revertir el gasoducto para que Alemania pueda transportar su producto a los consumidores de Polonia.

El flujo físico se abrió en abril de este año. Permite la capacidad de flujo inverso de hasta 2,3 mmc al año, con el potencial de aumentar a 5,5 mmc en caso de interrupción del suministro. "La inversión en la conexión de la sección polaca del gasoducto Yamal y el sistema de transmisión que pertenece al operador alemán tiene una importancia fundamental para la mejora de las capacidades de transmisión entre Polonia y Alemania", dijo GAZ-SYSTEM en un comunicado.

En el transcurso de un año, la oficina de Varsovia del proveedor de servicios T.D.

Williamson (TDW) fue contratada para realizar una serie de actividades interconectadas de fomento de la integridad que incluyeron:

• Llevar a cabo un estudio de viabilidad de múltiples facetas, que incluyó el análisis de los datos existentes, entrevistas con los supervisores de primera línea responsables del mantenimiento del gasoducto y una inspección física de la condición del gasoducto.

• Preparar un plan de limpieza e inspección que utilizará una gama de raspadores para eliminar del gasoducto cantidades anormales de condensación, aceite de la estación de compresión, óxido y arena.

• Usar las capacidades de Hot Tap y Obturación para reemplazar una sección de la tubería que corre por debajo de un cruce de ferrocarril, junto con varias válvulas que no estaban completamente perforadas y, por lo tanto, no serían capaces de soportar el cambio de presión.

• Inspeccionar el gasoducto mediante herramientas inteligentes de inspección de línea.

• Preparar una bomba de mantenimiento de gasoductos.

• Reforzar las áreas que mostraban corrosión externa con una envoltura compuesta de alta resistencia.

• Realizar pruebas hidrostáticas de la línea para asegurarse de que puede manejar la tensión de 1.5 veces la presión de funcionamiento admisible (MAOP).

Por supuesto, la prueba definitiva del enlace reversible con Alemania se verá siempre y cuando Rusia suspenda las entregas de gas natural a sus vecinos del oeste.

Para el proveedor de gas holandés NAM, una manera de atravesar la cera Mientras que Polonia sigue liberándose de una situación geopolítica difícil con su proveedor primario de gas natural, un importante proveedor de gas natural en los Países Bajos está trabajando en la integridad del gasoducto y la garantía del flujo, objetivos claves esenciales para la seguridad energética global.

Los Países Bajos no solo tienen el yacimiento de gas gigante Groningen, el yacimiento de gas natural más grande de Europa; además, el país es un centro europeo clave para el transporte y procesamiento de los combustibles líquidos. Es también uno de los mayores importadores y exportadores de petróleo

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“La inversión en La conexión de La sección poLaca deL oLeoducto YamaL Y eL sistema de

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una nueva herramienta de inspección de hidrógeno, hay un montón de opciones que investigar. Tender cables, por ejemplo. En la creación de prototipos, enrutar los cables puede ser uno de los desafíos más grandes: Las herramientas generalmente se construyen en piezas a través de CAD. Esto significa que es prácticamente imposible ver si los cables encajan correctamente hasta que se construye el prototipo. Los cables varían en grosor y curva diferencial, por lo que se crean torceduras inesperadas. Hasta que un ingeniero tiende realmente los cables en un modelo de prueba, en realidad se están haciendo conjeturas acerca de si van a encajar o no.

Un cuerpo de detección de deformación de 4 pulgadas es una de las tantas partes impresas por los ingenieros de TDW para ayudarlos con su proceso de investigación y desarrollo.

Con los métodos tradicionales, un ingeniero podría modelar una nueva pieza en CAD , enviar el dibujo de CAD al taller de máquinas y luego esperar de un par de semanas a un mes para que se construya el prototipo. Solo entonces el ingeniero puede ejecutar pruebas preliminares para determinar si la nueva pieza era compatible con las otras piezas en el diseño y, por supuesto, si los cables encajarían. Con la impresión 3D, sin embargo, un ingeniero puede enviar un diseño CAD directamente a la impresora y responder esas preguntas en solo unas horas.

No hace falta decirlo: poder imprimir rápidamente los diseños de prueba puede ahorrar meses durante un proceso típico de investigación y desarrollo.

Reducir la duplicación, aumentar la eficiencia

La impresión 3D también ayuda con la colaboración: Cuando los ingenieros están desarrollando diferentes herramientas a través de múltiples equipos, es difícil evitar la repetición de trabajo. Aunque las empresas mantienen bibliotecas de piezas CAD virtuales, los ingenieros no pueden ver físicamente cómo las piezas trabajarían en sus diseños, por lo que a menudo pasan horas diseñando y recreando piezas que estaban disponibles en la biblioteca. La impresión 3D permite a las empresas crear una contraparte física a estas bibliotecas virtuales: En lugar de recurrir a los diseños virtuales, los ingenieros pueden elegir piezas de plástico prefabricadas de los "depósitos de chatarra" propios. Las piezas como las juntas universales y los brazos sensores se vuelven naturalmente uniformes, no porque "las reglas dicen que debemos utilizar el diseño estándar" sino porque los ingenieros pueden ver por sí mismos que el diseño estándar funcionará.

"La elaboración rápida de prototipos cubre el abismo entre el 'no lo tengo' y 'lo tengo'", dice Davin Saderholm, Gerente de Desarrollo de Nuevos Productos en TDW.

En cuanto a la herramienta de inspección de la línea de hidrógeno, con la ayuda de la elaboración rápida de prototipos con impresión 3D, se entrega al cliente en un período de tiempo muy reducido a pesar de los desafíos únicos que se enfrentan.

Es obvio que la impresión 3D está transformando procesos vitales en un sinnúmero de industrias. Ya sea en su avión o en su tubería, en casa o incluso en el interior de su cuerpo, es casi seguro que pronto la impresión 3D será parte de su vida y de sus negocios.

Tierra emergente CONTINÚA DE LA PÁGINA 13

del petróleo y gas de Estados Unidos se está embarcando en una inversión de 12años de $ 890 mil millones en su propia infraestructura midstream y downstream. Australia puede aprender de la gran cantidad de planificación, recursos y trabajadores necesarios para este proceso.

En cuanto a personal profesional y experiencia, Australia se enfrentará a los mismos desafíos que deben enfrentar todos los países en desarrollo de esquistos: Hay una escasez de mano de obra de petróleo y gas en todo el mundo, especialmente en los puestos a nivel de expertos. Una forma de enfrentar este desafío es que los operadores trabajen con las empresas de servicios que ya tienen conocimientos en el área, las empresas que ya han estado en el proceso en los Estados Unidos.

Posicionado para ser exitosoHasta ahora, Australia está cumpliendo muy bien los requisitos en la lista de comprobación para el éxito de la extensión productiva de esquisto. El entorno político del país parece prometedor y, como Polonia descubrió, puede ser el paso más difícil para muchas naciones. En teoría, el desarrollo de una extensión productiva de esquisto puede ser mucho más fácil: A pesar de que requiere una enorme cantidad de tiempo y esfuerzo, el proceso general de desarrollo de esquisto sigue siendo el mismo en todo el mundo. El entorno político a favor del esquisto de Australia y la voluntad de trabajar con empresas internacionales ayudará a poner al país en camino de convertirse en uno de los mayores exportadores de GNL en el mundo.

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crudo y productos del petróleo. Como tal, mantener sus gasoductos funcionando es una prioridad tanto para la nación como para la empresa de exploración holandesa NAM.

Recientemente, NAM, una empresa conjunta entre Shell y ExxonMobil, necesitó simplificar la conexión a tierra de dos instalaciones de exploración y tratamiento urbano en la refinería Shell Pernis cerca de Rotterdam. Con una capacidad de alrededor de 400 000 millones de barriles por día (mb/d), Shell Pernis es la planta de refinación más grande de Europa.

El proyecto NAM exigió abandonar y sustituir el raspador sobre el suelo situado entre las instalaciones de producción y la refinería con una pieza en Y subterránea, con capacidad de admitir raspadores y herramientas de lnspección que pudiera soportar presiones de hasta 95 bar (1377,9 psi), y utilizar luego raspatubos para limpiar las líneas. Además de este desafío, nos encontramos con el hecho de que las tuberías que alimentan el raspadores eran de diferentes diámetros. Debido a que la línea que se origina en la estación de medición era de 8 pulgadas y la línea que viene de la estación de gas era de 10 pulgadas, se necesitaron capacidades de raspado de doble diámetro.

Después de la fase de limpieza inicial, los ingenieros de NAM se dieron cuenta de que había más cera en la tubería de la que se había previsto originalmente y necesitaban una mejor manera atravesar los depósitos. La respuesta llegó en la forma del raspador Pitboss™ de TDW, una herramienta de limpieza a fondo equipada con raspadores de

alambre con muelles. Aunque la experta europea en limpieza de tuberías Ann Mariën dice que los cepillos no se utilizan normalmente para quitar la cera ya que se llenan de inmediato, las capacidades de autolimpieza del raspador Pitboss permitieron solucionar el problema de la cera de NAM.

El raspador Pitboss también ayudó a los ingenieros a solucionar otro problema en la tubería: la corrosión. "Había corrosión de picaduras y posibles residuos que tenían que ser eliminados de las fosas, algo que se realizó con la misma herramienta. También tomamos medidas adicionales para evitar una mayor corrosión", dijo Cindy Dirkx, ingeniera de tuberías de NAM. "Creo que esta solución de limpieza a medida ha contribuido al hecho de que no ha habido una mayor degradación de las tuberías".

¿El gas natural de EE. UU. ayudará a solucionar los problemas de la UE?Las nuevas conexiones y la infraestructura expandida no cambian el hecho de que la UE carece de los recursos de combustibles fósiles para satisfacer todas sus necesidades. El Instituto de Asuntos Internacionales y Europeos (Institute of International and European Affairs: IIEA) sostiene que la UE ya importa el 70 por ciento de su petróleo y el 50 por ciento de su gas natural. Además de estos problemas, la Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, AIE) predice que la dependencia exterior de la UE no hará sino crecer en el corto plazo, y subirá un 20 por ciento en los próximos 20 años.

EE. UU. no es ajeno a la situación que enfrenta Europa: Recientemente, en 2007, los suministros de gas natural de Estados Unidos fueron disminuyendo hasta el punto en que la administración Bush consideró la importación de suministros de mercados menos estables. Y aunque el auge de esquisto que ha mantenido a flote a lo Estados Unidos aún no se ha replicado en Europa, es posible que los crecientes suministros de gas natural a partir de la evolución de esquisto en lugares como Dakota del Norte y Texas puedan ayudar a la UE a no depender de suministros de energía menos estables. EE. UU. aún no exporta su gas natural pero el Departamento de Energía ha comenzado a emitir permisos de exportación a las empresas estadounidenses y hay algunas terminales de exportación de gas natural que ya se encuentran en las primeras fases de construcción.

Mientras tanto, los países europeos continuarán hacia una mayor seguridad energética. Los operadores mantendrán la construcción de nuevos gasoductos y la reutilización de los ya existentes. Y los proveedores de servicios suministrarán las soluciones de integridad avanzadas y exhaustivas que ayudarán a Europa a alcanzar más rápidamente y con confianza sus objetivos.

NAM se dedica a crear un futuro energético sostenible

Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM) ha explorado y producido petróleo y gas en los Países Bajos desde 1947. Hoy, NAM es el principal productor de gas natural en los Países Bajos, con una producción anual en 2012 de 59,6 mil millones de metros cúbicos, lo que representa el 75 por ciento del total de la demanda Holandesa de gas natural. El yacimiento de Groningen cuenta con aproximadamente el 70 por ciento de la producción de gas de NAM, el resto procede de más de 175 yacimientos más pequeños en otros lugares del suelo continental holandés y en el Mar del Norte. NAM también continúa produciendo petróleo, lo que representa una quinta parte del petróleo producido en los Países Bajos. La empresa se ha comprometido a contribuir a la sociedad holandesa mediante la aplicación de técnicas innovadoras que optimizan la producción y ayudan a ofrecer un suministro seguro de energía sostenible.

NAM tiene dos accionistas: Shell (50 %) y ExxonMobil (50 %). NAM aplica los procesos operativos y los sistemas de seguridad de Shell.

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Resolver los desafíos en 3D CONTINÚA DE LA PÁGINA 11

PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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EN SECUENCIA CuatroFases de LIMPIEZA PROGRESIVA

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ESPUMA Los raspadores de espuma son económicos e indispensables, brindan a los operadores valiosa información sobre la condición y capacidad de limpieza de su línea. Plegable y elástico, una inspección visual de un raspador de espuma al final de la operación a menudo determina el siguiente paso en el proceso progresivo.

QUÍMICO La dosificación química se logra mediante la inyección de un líquido químico entre dos raspadores de uretano con la intención de disminuir la cohesión de cualquier contaminante o residuo que se haya adherido a la pared de la tubería. Los discos de los raspadores de dosificación también ayudan a deteriorar los desechos antes y después del líquido químico.

URETANO En los raspadores de uretano es donde comienza a actuar el proceso "progresivo". Estos raspadores se clasifican desde simples raspadores de uretano moldeados con copas y discos a raspadores de acero muy agresivos con una gran variedad de discos y copas moldeadas de uretano y cientos o incluso miles de pinceles de acero.

ESPECIAL Los desafíos únicos de los operadores de oleoductos a menudo requieren una solución única, como los raspadores de acero ultra agresivos con mandriles de acero con muelles (para la eliminación de los depósitos de corrosión dentro de picaduras internas) y raspadores de chorro o pulverización (para la suspensión y eliminación de desechos).

CAUDAL REDUCIDO Y MAYOR COMPRESIÓNsignifica que los operadores de oleoductos están perdiendo ganancias y aumentando el riesgo operacional. Para mitigar estas pérdidas innecesarias y maximizar el rendimiento del oleoducto, la industria depende del sistema de limpieza progresivo.

Debido a la variedad de factores complejos exclusivos de cada oleoducto, puede ser un reto desarrollar e implementar un programa progresivo. Para ayudar a simplificar el proceso, el programa se puede dividir en cuatro fases básicas: Espuma, Química, de Uretano y Especial. La inclusión y ordenamiento de las fases y raspadores específicos variarán según las condiciones particulares de la línea.

5 % DESECHOS IRREGULARES>30 % Reducción del caudal>100 % Más presión

5 % DESECHOS REGULARES10 % Reducción del caudal30 % Más presión

TUBERÍA LIMPIASin reducción del caudalPresión estándar

América del Norte y América del Sur

Europa / África / Oriente medio

Asia Pacífico

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