Innovations™ Magazine January - March 2014 Spanish
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The T. D. Williamson Innovations™ Magazine for January - March 2014 in Spanish.
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2 | PANORAMA EJECUTIVO
El negocio familiar.
4 | PERSPECTIVA GLOBALSoluciones en ductos presurizados alrededor del mundo.
6 | ENFOQUE TECNOLÓGICO La innovación conduce a resultados más seguros y mejores.
8 | TEMAS DE SEGURIDADLa capacitación hace la diferencia en una industria cambiante.
10 | PENSAMIENTO FUTUROTecnología para un mundo envejecido.
13 | REPORTE DEL MERCADO Reutilizando tuberías para cumplir con la creciente demanda de energía.
20 | PUNTOS DE CONTACTOEventos, documentos y conferencias de TDW.
28 | EN SECUENCIALas cuatro etapas de integridad de tuberías.
14 | Nota de Portada: Descifrando el código de las Grietas
Una nueva onda (ultrasónica) para la prueba de la integridad en ductos y tuberías proporciona a los operadores la opción más completa de evaluación disponible en una sola plataforma de inspección.
22 | Ganar con NGLsEl boom del petróleo y gas que revirtió la declive y provocó la producción robusta en los Estados Unidos está ahora transformando el mercado del gas natural líquido (NGL, por sus siglas en inglés).
S E C C I O N E S
EDITOR EN JEFE Jim Myers MorganEDITOR DE ADMINISTRACIÓN Waylon SummersDIRECTOR DE ARTE Joe AntonacciPRODUCCIÓN DE DISEÑO Mullerhaus.netPRODUCCIÓN DIGITAL Jim Greenway, Ward MankinPHOTOGRAFÍA Scott Miller, Nathan Harmon, Jeremy Charles
T.D. WilliamsonNorteamérica y Sudamérica: 918-447-5500Europa/África/Medio Oriente: 32-67-28-36-11Asia/Pacífico: 65-6364-8520Servicios costa fuera: [email protected] | www.tdwilliamson.com
¿Desea compartir en nuestra revista su perspectiva sobre cualquier tema?Envíenos un correo electrónico: [email protected]
V O L . V I , N O . 1 | E N E R O - M A R Z O 2 0 1 4
Innovations™ es una publicación trimestral producida por T.D. Williamson.
® Marca comercial registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marca comercial de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países.© Copyright 2014. Todos los derechos reservados por T.D. Williamson, Inc. Se prohíbe la reproducción total o parcial sin permiso. Impreso en los Estados Unidos de América.Siri es una marca comercial de Apple Inc., registrada en EE.UU. y otros países. Kindle y Mayday son marcas comerciales registradas de Amazon.com, Inc. o sus afiliadas.ONSTAR es una marca comercial registrada de OnStar, LLC y General Motors, Inc.
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Somos expertos.
para tuberías por casi un siglo, TDW establece el estándar más
alto en integridad de ductos con las herramientas, soporte y
experticia que nuestros clientes necesitan para incrementar
la productividad, eliminar tiempos de parada, optimizar el
desempeño y extender la vida útil de sus activos de manera
Norteamérica y Sudamérica: +1 918-447-5500
Europa/África/Medio Oriente: +32 67-28-36-11
Servicios Costa Fuera: +1 832-448-7200
www.tdwilliamson.com
SpirALL® MFL Pipeline Inspection Technology
® Marca comercial registrada de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ™ Marca comercial de T.D. Williamson, Inc. en los Estados Unidos y otros países. ® Copyright 2014 Todos los derechos reservados. T.D. Williamson, Inc.
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Mi abuelo – T.D. Williamson, Sr. – sabía una que otra cosa de la noción de un negocio familiar. Allá en 1920, fundó The Petroleum Electric Company. Esa inicial empresa modesta, que más tarde se convirtió en la TDW que hoy conocemos, se fundó con un objetivo en mente: satisfacer la necesidad de energía eléctrica en los campos petroleros.
Desde aquellos primeros días, TDW se ha innovado y adaptado para servir bien a nuestros clientes. Durante los pasados 94 años, nos hemos convertido en el nombre más reconocido mundialmente en equipos y servicios para ductos y tuberías. Desde la perforación y obturación en caliente hasta la limpieza, desde la inspección de integridad hasta el aislamiento costa fuera, hemos crecido y evolucionada para satisfacer las siempre cambiantes necesidades de la industria.
Como parte de un negocio privado, de propiedad familiar, todos nosotros en TDW – la familia Williamson, la Junta de Directores, nuestros lideres ejecutivos y nuestro personal en todo el mundo – estamos entusiasmados con las oportunidades que tenemos para avanzar. Observe a TDW y verá un compromiso profundo y continuo en todos los aspectos de nuestra empresa.
Y como somos un negocio familiar, no tenemos que manejar nuestros resultados o limitar nuestras inversiones para cumplir con las expectativas trimestrales de corto plazo de Wall Street. Podemos enfocarnos en hacer lo que está bien para el negocio en el largo plazo. Eso es precisamente lo que continuaremos haciendo en 2014, y más allá. Continuaremos reinvirtiendo en los productos y servicios que nos han vuelto exitosos, y en especial en nuestro mayor activo: nuestro dedicado personal alrededor del globo.
Ese personal es pionero de soluciones innovadoras para retos antiguos, incluyendo la necesidad de detección de grietas en ductos. En el artículo de portada que inicia en la página 14 de esta edición de la revista Innovations™ puede leer más acerca de cómo nuestra tecnología SpirALL® EMAT está atendiendo esa necesidad.
Al final del día, nuestros clientes confían en que TDW les aportará soluciones que les sirvan bien en este momento, y les garanticen una operación segura y confiable de sus infraestructuras de ductos en las décadas por venir. Nosotros tomamos muy en serio esa confianza. Después de todo, muchos de nuestros clientes empezaron como negocios pequeños hace mucho tiempo y también han crecido junto con nosotros, justamente como familia.
POR DICK WILLIAMSON PRESIDENTE DE LA JUNTA
“Nuestros clientes confían en que TDW les aportará soluciones que les sirvan bien en este momento, y les garanticen una operación segura y confiable de sus infraestructuras de ductos en las décadas por venir”.
PA N O R A M A E J E C U T I V O
El Negocio Familiar
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Aislamiento de “Y” NECESIDAD: Aislamiento para instalación de carrete “Y”REGIÓN: Golfo de MéxicoMEDIDA: Ducto de 30”PRESIÓN: 900 psiPRODUCTO: Gas naturalLONGITUD: ~300 metros (1000 pies)SERVICIOS: Aislamiento submarino MEDIO DE LIMPIEZA: Glicol monoetileno (MEG)
Un operador costa fuera en el Golfo de México requería aislar un riser para realizar la instalación de un carrete “Y”. El riser representaba retos únicos por contar con cierto número de curvas cerradas. El operador seleccionó utilizar la herramienta de aislamiento SmartPlug® de TDW, quien primeramente llevó a cabo un estudio de posibilidad de limpieza y de posicionamiento mediante la corrida, de una herramienta con placas calibradoras modificada especialmente.Los resultados confirmaron que la herramienta SmartPlug® era adecuada tanto para la topología de la tubería como para la receptora temporal.El aislamiento y la instalación se concluyeron exitosamente.
Despegamos Operadores de Indonesia orientados a la tecnología inteligente y el manejo de datos están buscando soluciones más completas de alta tecnología para sus crecientes necesidades de integridad. Recientemente, un operador con base en Jakarta, contrató a TDW para ayudarle a mejorar su programa de integridad de ductos.Con operaciones realizadas desde su Centro de Servicio en Indonesia, técnicos de TDW especialmente capacitados y certificados en inspecciones en línea llevaron a cabo un retador lanzamiento vertical de una plataforma de 26”, conteniendo un módulo de control de deformaciones (DEF), de fugas de flujo magnético de gas (GMFL) y de control de velocidad. Debido al control de velocidad, el operador alcanzó la cobertura total del sensor.
INDONESIA MÉXICO
CANADÁ
COREA DEL SUR
9,000,000 en Apagón En el otoño de 2013, Pertamina EP enfrentó una ardua tarea en el
noroeste del Mar de Java. Desde 1997, su Estación de Flujo Lima había venido hundiéndose hacia el fondo del mar. Como parte del Proyecto de Reparación del Hundimiento de Lima, Pertamina EP buscó la forma de elevar la plataforma de manera segura.Para alcanzar esta trascendental tarea, sin interrumpir el flujo de gas que suministra energía a millones de ciudadanos de Jakarta, se requirió una serie de complejas desviaciones. TDW se comprometió en aislar las líneas submarinas afectadas para que las desviaciones temporales pudieran instalarse y el flujo continuara en toda la operación.
30” de Clase SuperiorInicialmente debido a actualizaciones de clases conducidas por entes reguladores, y agravado por el descubrimiento de agrietamiento por esfuerzos de corrosión, un importante operador canadiense recientemente terminó el reemplazo de 900 pies (274 metros) de una arteria principal de gas de 30” en Quebec. Para facilitarle el reemplazo y el requisito de múltiples desviaciones de 24”, TDW instaló cuatro sistemas STOPPLE® en tren, en dos configuraciones tándem, garantizando cero fugas de gas y la máxima seguridad operativa para los trabajadores en todo el proyecto.
Protección de la vida, personas
y propiedades Sin reglamentación alguna para inspección de lineas, las tuberías de gas y líquidos en Corea del Sur operan con un elevado riesgo de incidentes. La Corporación de Seguridad de Gas de Corea (KGS), responsable de llevar a cabo casi todas las inspecciones y funciones de certificación e investigación respecto a las entidades relacionadas con el gas – desde grandes plantas petroquímicas hasta electrodomésticos – es la fuerza de empuje para la creación y aplicación de reglamentos completos de inspección de línea. En noviembre de 2013, KGS se asoció con TDW, apoyándose en la gran experiencia de inspección en línea de TDW, para ayudarle a desarrollar reglamentos de integridad para líneas de gas de Corea del Sur.
INDONESIA
Prueba Costa Fuera Un contratista grande de instalaciones costa fuera instaló recientemente un gasoducto submarino para exportación de 32 millas (53 km), que va de una plataforma a un complejo de gas ubicado a 149 millas (240 km) de la costa de Terengganu. Como parte del proyecto de comisionamiento previo, fue necesario probar la línea de 16”. Se contrató a TDW para utilizar su herramienta SmartPlug® en línea para aislar el ducto durante la prueba, evitando la presencia de presiones de prueba en las tres válvulas abiertas en el cabezal o múltiple al final del ducto.
EGIPTO
MALASIA
Desarrollo de Denise Para ayudar a satisfacer la creciente necesidad interna de producción de gas en Egipto, Petrobel lanzó un nuevo proyecto de desarrollo submarino para maximizar la utilización de los recursos existentes y para incrementar el rendimiento general. La operación tuvo como objetivo el desarrollo de los campos Denise y Karawan en la Concesión Temsah, Costa Fuera. TDW ejecutó perforaciones en caliente submarinas de 10” en el ducto Serravallian de 32” y en un ducto de 24”.
PerspectivaGlobal Soluciones en Ductos Presurizados Alrededor del Mundo
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El tap del mañana Innovaciones en la Tecnología de perforación en caliente para Resultados más Seguros y Mejores
David Turner es un futurista, un visionario. Desde abril de 2013, también ha sido en T.D. Williamson, Director de Tecnología de Perforación y Obturación en caliente. En ese rol, ha empleado un tiempo y una energía considerables en cómo las innovaciones pueden hacer al proceso de perforación en caliente más seguro, más fácil y más eficiente.
No solamente se guía escuchando y comprendiendo las necesidades de los clientes, sino también tiene la vista puesta en lo que los fabricantes de productos para el consumidor están haciendo para mejorar sus capacidades de soporte al cliente. Es por esto que, cuando se habla con él, piensa en el momento próximo en el que una perforación en caliente incluya interacciones de herramienta inteligente como OnStar® y Siri®, que respectivamente GM y Apple han introducido en el mercado.
Mientras tanto, él ve en el equipo de perforación de T.D. Williamson controlado remotamente como el primer paso lógico en el viaje hacia la conjunción de las capacidades actuales con el pensamiento del mañana.
Los operadores de todo el mundo generalmente eligen la perforación en caliente para mantenimiento planificado o de emergencia, la modificación o la reparación de sistemas presurizados. El proceso les permite cortar y conectar ductos y tanques mientras permanecen en operación. De esa forma, los operadores
pueden evitar parar la producción, lo que podría implicar un procedimiento perturbador, costoso y muy largo.
Mientras que la perforación en caliente evita los problemas asociados con una parada, las perforaciones manuales traen consigo riesgos inherentes, tales como un técnico cortando una tubería llena con gases o líquidos potencialmente volátiles.
Adicionalmente, ya sea que el trabajo se ejecute costa fuera o no, la perforación manual depende, en gran parte, de la experiencia y cálculos manuales del técnico que opere el equipo. Por ejemplo, el técnico principalmente toma en cuenta el sonido y el tacto para determinar lo que está sucediendo durante la operación de perforación. En ductos submarinos, los técnicos trabajan con buzos especialmente entrenados que proporcionan el mismo tipo de datos sensoriales mediante radios de comunicación de dos vías. En una situación en la que un corte equivocado pudiera significar cualquier cosa, desde pérdida de producto hasta lesiones catastróficas, reducir o quitar el potencial de error humano es una prioridad alta. Turner lidera las acciones continuas para reducir el riesgo de la perforación en caliente y aumentar el rendimiento general.
Un Movimiento en la Dirección CorrectaT.D. Williamson abrió un camino de alta tecnología cuando, a principios de los 1990s, liberó su primera solución de perforación en caliente a control remoto, la Máquina Perforadora Serie 2400 (2400 Series Tapping Machine) para aplicaciones en tierra. En vez de tener que colgarse de un ducto vivo para operar el equipo de
perforación, el técnico controla la máquina perforadora Serie 2400 mediante el control remoto (RC) vía una consola de control a una distancia segura.
Desde su introducción, se han hecho varias revisiones y mejoras a la máquina perforadora Serie 2400, dando como resultado un aumento en la confiabilidad, mayor precisión y más información. La actual iteración de esta máquina perforadora con RC también proporciona el monitoreo remoto y la obtención de datos en tiempo real, dando a los técnicos información instantánea que mejora su toma de decisiones. Los sensores digitales en el equipo transmiten lecturas sobre presión, velocidad de rotación y distancia de viaje. Para los técnicos que han tenido que usar medidores analógicos, rodillos de medición lineal y la intuición para tomar decisiones críticas acerca de cortes en ductos con flujo, el proceso de adivinanza se ha ido.
“La mejora en nuestras capacidades tecnológicas de perforación en caliente ayuda a nuestros clientes a mitigar el riesgo mientras que también se aumenta su tasa de éxito la primera vez”, explica Turner. “En otras palabras, se puede cortar correctamente la tubería desde el primer intento. Y permanecer seguros”.
Alcanzando Mayores Profundidades, con SeguridadContinuando con la innovación de las máquinas de RC, a finales de los 1990s TDW desarrolló y probó un concepto para una máquina submarina que finalmente derivó en el desarrollo de la Subsea 1200RC, liberada en 2012. Se pretende que la Subsea 1200RC se use en aguas tanto poco profundas como profundas.
Liderando la carga por un futuro de
perforaciones en caliente mejor, más
seguro, y aun quizás un poco revolucionario.
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E N F O Q U E T E C N O L Ó G I C O
¿En qué te puedo ayudar?¿Ha existido un sonido más suave que la voz de Siri® de Apple, que pregunta si puede hacerle la vida más fácil, pero cómo?
Seguramente usted sabe que su asistente personal automático es meramente un motor de búsqueda activado por voz que tiene la capacidad de imitar una conversación humana.
Pero ella, o él, en inglés británico y en muchos otros idiomas y dialectos, es muy útil.
Desde que el robot Rosie limpió su morada en la órbita de la ciudad de Jetson y HAL, la vigilante computadora de 2001: Odisea del Espacio, interactuaron con la tripulación de Discovery One, las personas han anhelado mejor ayuda y más inteligente. En un mundo ideal, no existiría necesidad de manuales de usuario, plática en línea, videos de instrucciones en YouTube, o la locura que trae consigo sistemas telefónicos automatizados no actualizados. En su lugar, la ayuda
más rápida, más inteligente y más intuitiva que buscamos estaría al alcance de nuestra mano, incorporada dentro de los productos que compramos.
David Turner, Director de Tecnología de Perforación y Obturación del proveedor de servicios para ductos T.D. Williamson, dice que ya hemos llegado al punto en el que los consumidores esperan soporte de producto a solicitud, particularmente cuando algo funciona incorrectamente.
Él siente que con la preferencia de Siri® de Apple, OnStar® de GM y Mayday® de Kindle® de Amazon – que conecta a los usuarios directamente a una videoconferencia en vivo con el personal de ayuda – los negocios americanos están realizando un buen trabajo al responder las llamadas del consumidor para asistencia inmediata.
¿Pero por qué el Director de perforación está preocupado acerca de Siri® o de Mayday®? ¿Qué tienen en común empresas que dan la cara al consumidor como Apple o Amazon con una compañía de negocios orientados a servicios y equipos para ductos y tuberías como T.D. Williamson?
Turner dice que T.D. Williamson impulsa la mejoría de las relaciones que tiene la compañía con sus clientes, para ser considerado socio en vez de proveedor. Con eso en mente, T.D. Williamson siempre está buscando formas de proporcionar mayores niveles de servicio a los operadores de sistemas de ductos. Esto incluye el pensar acerca de cómo integrar herramientas inteligentes dentro de las líneas de productos existentes.
Turner sugiere que los sensores y controles remotos que en estos momentos son estándares en válvulas, controles y equipo de perforación en caliente representan un significativo primer paso en los esfuerzos de la empresa para obtener más información en tiempo real para sus consumidores. Y aunque la ayuda tipo OnStar® aún no está disponible para los clientes de T.D. Williamson, Turner apunta que esto puede no estar tan lejos como la gente piensa.
Tal vez algún día, próximamente, su equipo de perforación le pregunte: “¿En qué te puedo ayudar?”
¿Qué tienen en común la perforación en caliente y Siri®?
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Un técnico se sienta en un cuarto de control brillantemente iluminado, lleno de pantallas, usando cámaras y tecnología táctil para controlar remotamente a un complejo robot que se encuentra bajo el agua. Con solo un toque del dedo, el técnico puede darle instrucciones a la máquina de cortar un orificio pequeño en un ducto presurizado, vivo, con precisión casi perfecta y, lo más importante, sin el riesgo potencial de lesiones personales.
Suena como algo directamente de ciencia ficción, pero la verdad es que los investigadores de la industria durante años han hecho intentos de perforación “virtual”, utilizando tecnología e ideas de diversos tipos de industrias como la médica y la de electrónica. Es un prospecto excitante para
el futuro de la perforación en caliente, un trabajo que, aún con todos los grandes avances acerca de la seguridad durante los pasados 50 años o
más, permanece inherente al riesgo. En la realidad, es probable que
transcurran varios años antes de que la perforación en
caliente sea completamente “virtual”. Mientras tanto, sin embargo, los programas de capacitación en perforación
en T.D. Williamson están garantizando que los técnicos en perforación tengan las herramientas y los conocimientos para hacer sus trabajos de manera segura.
Antes de que a los técnicos de TDW se les permita trabajar en campo, se les requiere completar un programa riguroso que combina un estudio intensivo y exámenes con capacitación directa en campo. Los técnicos están obligados a pasar un examen de certificación de Calificación como Operador para cada región específica. La certificación debe renovarse cada tres años mediante educación continua.
Tom Parrett, Director de Calidad/Salud, Seguridad y Medio Ambiente de TDW, dice que la capacitación es una acción de ganar-ganar tanto para empleados como para clientes. El enfoque de la compañía para producir técnicos competentes e informados de perforación garantiza un ambiente de trabajo más seguro, con un ampliamente reducido riesgo de accidente o de lesión.
“Nuestra capacitación va más allá de solamente una instrucción básica sobre cómo operar con seguridad nuestro equipo”, dice Parrett. “Nuestro programa está diseñado para proveer a nuestros clientes técnicos que posean los conocimientos, habilidades y el ‘know-how’ para desarrollar de manera experta cada tarea al cien por ciento correcta, el cien por ciento de las veces”.
Parrett rápidamente apunta que la capacitación en perforación en TDW no termina con la certificación de calificación del operador. Los coordinadores de capacitación de TDW monitorean cercanamente la seguridad de los trabajadores y las tendencias de la industria, y buscan mantenerse informados acerca de las mejores prácticas. El resultado final es una fuerza de trabajo bien educada e informada y una buena reputación en cuanto a la seguridad de los procesos.
“Nuestros clientes pueden llevar a cabo sus operaciones de perforación en caliente con tranquilidad, sabiendo que se efectuó la correcta planificación y preparación para su trabajo en específico”, dice Parrett.
Por supuesto, el programa de capacitación de TDW evolucionará conforme los investigadores continúen produciendo avances. Un día, tal vez en el futuro no muy lejano, se reunirán nuevos técnicos en los cuartos de control llenos de pantallas y aprenderán a utilizar pantallas táctiles para controlar máquinas de perforación en caliente altamente avanzadas, es probable que a todo lo largo del país o incluso del mundo.
Sin embargo, hasta entonces, personas como Tom Parrett y su equipo de coordinadores de capacitación continuarán proporcionando a los técnicos las herramientas y la capacitación necesarias para desarrollar sus trabajos de manera precisa y segura.
En el mercado submarino, las perforaciones manuales solamente pueden hacerse a profundidades seguras para buzos, de alrededor de 200 metros (656 pies) o menos. Pero con la Subsea 1200RC, la perforación se puede ejecutar a mayores profundidades bajo el agua que nunca antes, hasta de 3000 metros (9482 pies).
La Subsea 1200RC tiene todos los beneficios de la máquina terrestre Serie 2400, incluyendo mejoras de seguridad para los técnicos. La máquina se opera desde una plataforma o una embarcación de apoyo para buceo, y proporciona un video en vivo de los medidores del equipo, permitiéndoles contar con capacidades nunca antes vistas y manteniendo a los buzos fuera de las traicioneras aguas.
Imaginando el Soporte Interactivo a ClientesA Turner le gusta imaginar nuevas combinaciones. Él señala cómo T.D. Williamson tomó prestada su anterior tecnología para crear la tecnología actual y cómo cree que se tenga acceso a esta tecnología actual para producir la nueva generación de soluciones de perforación en caliente.
“La sensibilidad y el control remotos se utilizan en nuestros sistemas de válvulas y de limpieza. Al tomar prestada la tecnología para la perforación en caliente, creamos un producto más inteligente”, dice Turner.
“Dado que la comunicación con nuestros usuarios es un objetivo clave para nosotros, quizás algún día incluso tengamos una función similar a Mayday® de Amazon, que permita que los técnicos perforadores se conecten en videoconferencia en tiempo real para obtener ayuda del personal de apoyo de T.D. Williamson”.
¿Tiene Turner pensamientos aún más futuristas? No ha dicho nada.
“¿Quién sabe?”, pregunta. “Tal vez algún día una válvula sabrá que máquina perforadora está encendida y qué funciones le puede permitir, y tendrá posibilidades de platicar con otras válvulas”.
No hay duda de que mantener el rendimiento de los sistemas presurizados – ductos, tanques y similares – es una proposición de mucha presión.
Pero Turner ha tomado para sí el reto y está siendo líder para un futuro de perforación en caliente que sea mejor, más rápido, más seguro, y quizás aún un poco revolucionario.
El Tap del Mañana CONTINÚA DE LA PÁGINA 7
Entrenado para la PRESIÓNEl futuro de la perforación
en caliente puede ser “virtual”, pero hasta que las operaciones remotas
sean posible, la amplia capacitación en TDW reduce
riesgos y elimina errores.
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P E N S A M I E N T O F U T U R O
Tecnología mundo envejecido
El mundo se está haciendo viejo, y lo mismo está sucediendo con nuestra infraestructura. De acuerdo con la Administración de Seguridad de Ductos y Materiales Peligrosos de EE.UU. (PHMSA, por sus siglas en inglés), solamente en los Estados Unidos, casi la mitad de todas las líneas de conducción interestatales se construyeron entre 1950 y 1970. Esto se traduce en cientos de miles de millas de líneas con 60 años de antigüedad que cruzan el país en todas direcciones. Al igual que la edad promedio de nuestros ciudadanos, la edad promedio de nuestros ductos está aumentando. De alguna manera sorprende que la tecnología para encarar ambos asuntos es marcadamente similar.
Por ejemplo, los doctores pueden indicar mejores elementos, férulas y fajas más personalizadas, etc., debido a los nuevos materiales utilizados para su fabricación. Los cardiólogos pueden ofrecer a sus pacientes procedimientos de bypass coronario menos invasivos, y los médicos de prácticamente todas las especialidades ahora utilizan herramientas para obtener imágenes tales como MRI y ultrasonido. Muchos de los mismos avances se están utilizando en la ingeniería de ductos: los avances en ciencias de materiales ayudan a mantener más fuertes nuestras juntas de tuberías, las operaciones de “bypass” STOPPLE® mantienen los ductos con flujo mientras se lleva a cabo el mantenimiento clave, y las pruebas de integridad de los ductos tienen raíz en la misma tecnología de imágenes utilizada diariamente en los hospitales.
Es sorprendente que técnicas de nichos tan parecidas sean en realidad tan ubicuas.
TRATAMIENTO AUTOMÁTICO
Empecemos con limpieza de tubería. Así como vemos que se proyecta un incremento en nuevas líneas en los años por venir, también vemos un incremento en las líneas aptas para limpieza. Aunque las razones varían, incluyendo acciones anticipadas de PHMSA en regulaciones respecto a las inspecciones de integridad de las líneas, dichas inspecciones solamente pueden llevarse a cabo en líneas aptas para limpieza.
TDW ha desarrollado y probado el sistema SmartTrap Automated Sphere System (Trampas Inteligentes de Esferas con sistema automatizado), o AutoSphere, que es un lanzador automatizado que despliega esferas diariamente para limpiar las líneas y que se eliminen líquidos y residuos, optimizando la producción y la extracción de condensados NGL. Utiliza el mismo Controlador Lógico Programable (PLC, por sus siglas en inglés), de tecnología de automatización, que se tiene en el sistema AutoCombo de TDW, utilizado en la limpieza de líneas troncales.
Con una operación muy parecida a la de las bombas que suministran dosis previamente medidas de insulina o sustancias para quimioterapia, el PLC permite a los usuarios programar el lanzamiento automático remoto de siete a diez esferas secuencialmente con horarios e intervalos determinados. Los beneficios de utilizar lanzadores automáticos de limpieza incluyen la mejora en el mantenimiento rutinario de las líneas, y también se evitan costosas interrupciones de operación provocadas por la acumulación de impurezas.
VER ES CREER TÉCNICAS AVANZADAS DE IMAGENOLOGÍA
Así como la comunidad médica aumenta su respaldo en técnicas avanzadas de imagenología para mejores detección y tratamiento, lo mismo hace la industria de ductos y tuberías. Una de las más recientes innovaciones en esta categoría fue el chancho (“pig”, en inglés) de inspección. Ligeramente
ordinario para los estándares de hoy en día, la flota original de chanchos de inspección dio a los operadores su primera ojeada real al interior de un ducto. Esta técnica proporcionó información nunca antes disponible acerca de la integridad de las líneas. Los operadores obtuvieron información acerca de abolladuras, deformaciones y otros problemas potenciales que se obtenía desplegándose en rollos de papel.
Debido a los avances en automatización, a la mejora en los accesos y a otros desarrollos tecnológicos que evolucionan a increíbles velocidades, los actuales
“chanchos inteligentes” llevan a cabo tareas y entregan resultados a niveles anteriormente inimaginables.
Considere, por ejemplo, el equipo detector de fugas Magnetic Flux Leakage (MFL), que también tiene una función en común con su contraparte de imagenología médica, el MRI. Ambos incorporan
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Conforme nuestros cuerpos envejecen, con frecuencia requieren un poco más de mantenimiento y cuidado para mantenerlos en buenas condiciones de trabajo. Los avances y tratamiento médicos como los MRIs,
“bypasses” y reemplazo de articulaciones frecuentemente pueden prolongar nuestra vida ayudando a mantenernos saludables y activos.
Como resultado, similares tecnologías pueden ser utilizadas también para prolongar la vida de infraestructura vieja. Los ingenieros especialistas en ductos cada vez más observan la comunidad médica para inspirarse y obtener ideas. De hecho, muchas de las técnicas utilizadas para mejorar y reparar ductos viejos son muy similares a las utilizadas para tratar los efectos de la edad en los cuerpos humanos.
Estas innovaciones no pudieron presentarse en un mejor momento.
Los operadores tienen confianza en evaluaciones
completas, comprensión holística y herramientas y técnicas avanzadas para
prolongar la vida de sus activos.
POR JEFF WILSON, PH.D.OFICIAL EN JEFE DE TECNOLOGÍA
T.D. WILLIAMSON
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> STOPPLE®TRAIN PLUGGING SYSTEM
PARA UN
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la utilización del magnetismo y ambos se usan para detección y diagnóstico. El MFL se utiliza para localizar irregularidades por pérdida de metal en el interior de un ducto, de una manera no destructiva que es similar a la que usa el MRI para intentar localizar tumores en humanos de manera no invasiva. Sin embargo, a diferencia de la MRI en la que la información se obtiene colocando al paciente dentro del instrumento de imagenología, una herramienta MFL reúne los datos viajando en el interior del ducto. Poderosos imanes dentro de la herramienta producen un campo magnético dentro del tubo de acero y “saturan” magnéticamente el acero. Si hay fisuras, corrosión u otras anomalías en el tubo, el magnetismo se “fuga”, lo que puede detectarse por los sensores. Entonces pueden reunirse los datos y analizarse mediante técnicas adicionales de imagenología. Justamente como en MRI se puede señalar el alcance y localización del tumor, la herramienta MFL puede determinar el tamaño y severidad de anomalías específicas y con precisión graficar sus ubicaciones.
Otro avance notable reciente es la plataforma de datos Multiple Dataset Platform (MDS) con la función de tecnologías de detección de grietas SpirALL® MFL y SpirALL® EMAT. La plataforma MDS combina varias tecnologías en vehículo que viaja a través del ducto en donde lleva a cabo variados tipos de inspecciones simultáneas, registrando digitalmente los datos de integridad. MDS puede identificar y localizar con precisión diferentes tipos de amenazas y proporcionar información sobre resultados anticipados, dando a los clientes una descripción general completa de la integridad de su activo. Por ejemplo, una anomalía observada aisladamente puede parecer insignificante, pero vista simultáneamente a través de
tecnologías de inspección múltiple la irregularidad puede convertirse en una pequeña abolladura con pérdida de metal por corrosión, acompañada por un conjunto de grietas por esfuerzos de corrosión. Lo que en un momento se etiquetó como sin consecuencias ahora se vuelve una amenaza mayor que puede tratarse rápida y eficientemente antes de producirse más daño en la tubería.
Debido a que estas técnicas y nuevas tecnologías se han vuelto un aspecto integral de la mayoría de los programas de la integridad de los ductos, los operadores ya ni están obligados a tener que retirar porciones de ductos de sus ambientes operativos para atender los daños. En vez de ello, pueden llevar a cabo una evaluación no destructiva (NDE, por sus siglas en inglés) en sitio para identificar los esfuerzos en el acero de la tuberías y su composición química. Mediante la Identificación Positiva de Materiales (PMI - Positive Material Identification), la Espectrometría Óptica de Emisiones (OES Optical Emission Spectrometry) y las mediciones de esfuerzos tomadas en su punto de origen, ahora se pueden obtener evaluaciones más profundas en el campo y a solicitud.
Continúe leyendo este artículo en línea para conocer:
• Buscando el Impacto: Avances en la Reparación Compuesta Personalizada
• Las Arterias de una Nación: Logrando Aislamiento con la Mínima Invasión, Derivación y Reparación
Tecnología para un Mundo Envejecido Continuación
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Cambio de Dirección Reutilización de Ductos para Cumplir con la Creciente Demanda de Energía
R E P O R T E D E L M E R C A D O
La perspectiva de cambio de la industria del petróleo y del gas frecuentemente se compara con la formación de combustibles fósiles en sí mismos: lenta, mantenida y realizada bajo presión.
Pero en estas épocas, las compañías relacionadas con la energía están cambiando el ritmo del paso. Por una parte, han sido forzadas a responder a las alteradas condiciones del mercado derivadas de nueva actividad de arenas de lutita y alquitrán. Tomemos por ejemplo el crecimiento de producción en la Marcellus Shale, que cubre aproximadamente 95,000 millas cuadradas (152,883 km) del noreste de los Estados Unidos. Cuando una región de este tamaño cambia de ser un importador de gas natural a ser un exportador de gas natural en solo uno cuantos años, se necesita hacer cambios en la infraestructura... y rápidamente.
La construcción de nuevos ductos para transportar el nuevo flujo es una propuesta que fácilmente se eleva a billones de dólares y toma años completarla. El ducto Keystone XL, anunciado en 2008, es un claro ejemplo con un costo estimado de más de $7 billones de dólares, y un destino que permanece incierto. En vez de ello, para acoplarse al rápido cambio, la industria está tomando una ruta menos cara y más rápida: la reutilización de líneas existentes.
Fortunas en ReversaAntes del boom de Marcellus, comunidades en Pennsylvania y en Virginia Oeste se respaldaban grandemente de gas natural del oeste de los Estados Unidos para calefacción y de materias primas para manufactura. Pero ahora con el brote de gas natural de las enormes formaciones de lutita, la región ha adquirido una ventaja propia. Debido a que esta nueva producción local es más que suficiente para cubrir la demanda local actual, existe suficiente capacidad sobrante para enviar a otros estados e incluso a Canadá.
Esto representó invertir los ductos para cambiar el rol del área de importador a exportador de energía: Al intercambiar el flujo de un ducto que corría hacia el sur para correr hacia el norte, ahora el operador del ducto está enviando gas de Marcellus a los mercados hambrientos de energía del sur de Ontario y Quebec.
Aunque la inversión del uso de los ductos puede ser expedita, hay riesgos adicionales que pueden presentarse cuando un ducto se modifica para “hacer algo que
al principio no se esperaba que hiciera”, dice el Dr. Mike Kirkwood, Director de Desarrollo de Negocios, Transmisión, en T.D. Williamson. Con la creciente demanda de energía mas el ardiente desarrollo de recursos no convencionales y nuevos productos que producen más tensión que nunca en los sistemas existentes de transportación de petróleo y gas, Kirkwood cree que a la cantidad de reutilizaciones de ductos continuará en aumento en el futuro. Quiere asegurarse de que los operadores están tomando las medidas de integridad correctas para que los ductos invertidos y reutilizados no sufran consecuencias inesperadas.
Caso para apuntar, los recientes desastres de ductos en Michigan y Arkansas. Ambos ductos habían sido reutilizados para transportar bitumen diluido (dilbit) de las arenas de alquitrán de Canadá hacia los Estados Unidos antes de su ruptura, cada una de ellas provocando daños por millones de dólares. No obstante que ambos ductos habían tenido requerimientos de inspección del gobierno, los criterios de evaluación de riesgos utilizados no representaron correctamente las debilidades que finalmente produjeron sus fallas.
Al aprobar recientemente los Estados Unidos un proyecto gemelo de inversión y expansión para cruzar la frontera canadiense para ayudar a resolver el cuello de botella de las arenas de alquitrán, plan que incluye convertir un ducto existente para transportar dilbit, incidentes como estos están siempre en la mente de operadores, reguladores y el público interesado.
CONTINÚA EN LA PÁGINA 27
Wilson, Oficial en Jefe de Tecnología de T.D. Williamson, Inc., es responsable del desarrollo y comercialización de los productos y servicios de TDW. Jeff ha encabezado el desarrollo y despliegue de varias tecnologías utilizadas en la construcción, el mantenimiento y la reparación de ductos, tanto para aplicaciones en tierra como costa fuera. Recibió su doctorado en ingeniería mecánica en The University of Tulsa (EE.UU.), ha obtenido numerosas patentes relacionadas con tecnología de ductos y presta servicio internacional en el subgrupo de Reparaciones No Metálicas de ASME PCC-2.
Conozca a Jeff Wilson, Ph.D.Oficial en Jefe de Tecnología, T.D. Williamson>>
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El 29 de marzo de 2013, el Director General Ejecutivo de Exxon Mobil, Rex Tillerson, recibió el tipo de llamada que nunca desea recibir un ejecutivo del petróleo y el gas. La línea de conducción Pegasus, de 20 pulgadas, que corre desde Illinois hasta Texas explotó, dejando a un vecindario residencial en Mayflower, Arkansas, literalmente nadando en petróleo crudo negro. Cuadrillas de limpieza corrieron inmediatamente al escenario, pero ya se había provocado demasiado daño. Veintidós hogares fueron evacuados, y Exxon empezó a pagar la cuenta: $2 millones y contando ya se habían gastado solamente en hogares temporales para los residentes desplazados.
Para complicar el tema, el ducto Pegasus se inspeccionó justamente unos meses antes del incidente, y el reporte no señaló ningún riesgo particularmente elevado.
Más de 2.5 millones de millas de líneas de petróleo y gas cruzan en todas direcciones el corazón de Estados Unidos. Millones más corren a lo largo de Europa, África, Canadá y Asia. Estas líneas no todas están creadas igual. Varían desde pequeñas líneas recolectoras de 2 pulgadas que unen pozos individuales con sus líneas troncales mayores, hasta líneas gigantescas de conducción de medidas tan grandes como 60 pulgadas de diámetro. Estas líneas forman las arterias que transportan la sangre de la energía del mundo desde los campos petroleros a refinerías y a estaciones de energía eléctrica. Como columna vertebral de nuestra infraestructura de energía, nos permiten vivir, trabajar y prosperar, así como que en la mayoría de los países de primer mundo exista energía prácticamente interminable.
Así que cuando un sistema de ductos está comprometido, nos sentamos atentos y escuchamos.
Las fracturas en temas petroleros y de gas no son baratas; hasta ahora, Exxon ha gastado más de $44 millones en la limpieza de Mayflower. Y además del costo en dólares y centavos, el daño colateral puede ser inmenso. Las compañías de petróleo y gas gastan cientos de millones de dólares cada año en inspecciones de ductos para tratar de evitar el tipo de incidentes como el que golpeó Mayflower.
Nadie quiere que una tubería explote.Desafortunadamente las inspecciones
de ductos no son perfectas, obviamente, o los descubrimientos de amenazas tales como grietas de gancho de forma J serían una tarea simple y de rutina. En cambio, estas grietas, como el cáncer, frecuentemente crecen, se juntan y se extienden, para finalmente exponerse como fallas de integridad mayores.
Las grietas pueden existir sin detectarse durante años. De hecho frecuentemente empiezan durante el proceso de fabricación como pequeñas anomalías cerca
• Al Encuentro del Peligro Escondido
• Una Cadena de Herramientas
• Promesas Rotas de EMAT
• El Ángulo Correcto
• Finalmente, Todas las Herramientas de Inspección Importantes en una Misma Plataforma
• El Futuro de las Inspecciones en Línea
Una Nueva Onda (Ultrasónica) para la Prueba de la Integridad
en Ductos y Tuberías
Este enfoque para correr las herramientas de integridad de las tuberías “en cadena” proporciona una mejor solución por algunas cuantas razones.
Primero, se obtienen datos medidos en un solo punto en el tiempo. Como lo manifiesta Davin Saderholm, Gerente de Desarrollo de Nueva Tecnología en T.D. Williamson, “con herramientas tecnológicas simples no se obtienen juegos completos de datos alineados en tiempo y espacio. Por lo tanto, no se puede decir con certeza que las anomalías que se ven se encuentran exactamente en el mismo punto. Cuando se corren las herramienta separadamente, puede decirse: ‘en
esta junta, tenemos una abolladura con una grieta y un rasguño, y pienso que es en el mismo lugar’, comparado contra cuando las tecnologías se corren juntas y se sabe que es en el mismo lugar”.
En segundo lugar, cuando se corren múltiples tecnologías en una misma plataforma, se tiene la opción de construir el sistema alrededor de un mismo CPU, y utilizar un solo software para analizar todos los datos simultáneamente. Cuando se corren por separado, cada una en su propia plataforma de software, los analistas tienen que consumir incontables horas para combinar los múltiples juegos de datos o información desplegados por múltiples juegos de programas. Al tener un solo software que despliegue los datos, el análisis de datos es infinitamente más sencillo, se reduce la tasa de error humano, y finalmente puede ser más rentable para el operador dado que se requieren menos horas-hombre para analizar la información.
En tercer lugar, el correr múltiples tecnologías en una sola corrida, implica menos mano de obra, menos riesgo de lesiones y menos tiempo invertido en inspecciones.
Finalmente, el enfoque de plataforma para correr herramientas da a los operadores la información más crítica para evitar tragedias: los
datos para priorizar fallas en las tuberías. Cuando las herramientas se corren por separado, puede obtenerse una sola parte de la información que, en y por sí misma, no genere ninguna alarma. Digamos que una herramienta reporta una abolladura del 1 por ciento. Sin datos adicionales, el operador puede considerar la abolladura como una anomalía sensiblemente de bajo riesgo. Pero si el operador puede ver los datos de varias tecnologías lado a lado, puede darse cuenta que la abolladura del 1 por ciento es en realidad un rasguño longitudinal, y que debido a la presión en la tuberías ese rasguño ha sido redondeado y
rebotado. De repente, esa abolladura del 1 por ciento se ve mucho peor.
T.D. Williamson (TDW) tiene una de las más completas herramientas de inspección de una sola plataforma en el mercado. El nombre comercial de esta herramienta es Multiple Dataset Platform, o MDS como abreviatura. La MDS incluye DEF para deformación, Axial MFL para pérdida volumétrica de metal, SpirALL® MFL para funciones de pérdida de metal en el eje longitudinal, low field MFL para propiedades mecánicas del acero, y XYZ para mapeo geoespacial de tuberías.
Recientemente la empresa añadió SpirALL EMAT, para detectar grietas longitudinales.Eso está muy bien.
Las grietas causaron el derrame de Mayflower. Las grietas son malas.
PROMESAS ROTAS DE EMATEMAT por sí misma ha sido una tecnología de alguna manera debatida. Es una de las únicas tecnologías para detección de grietas que puede correrse en un ducto de gas natural para detectar grietas sin eliminar el gas natural. La alternativa es una prueba hidrostática, en la cual un operador tiene
de las costuras de la tubería, que es un área susceptible de presentar problemas en todas las tuberías. Las microgrietas formadas durante la manufactura pueden eventualmente crecer hasta convertirse en grietas de gancho más grandes, las cuales pueden después crecer y convertirse en un desastre de explosión total.
Sin embargo, como dijo Aaron Stryck, vocero de Exxon Mobil al Toronto Star, los resultados de la inspección en línea mostraron que los defectos de la tubería “son benignos y no necesitan reparación”.
Claramente, existe la necesidad de mejores técnicas de inspección.
AL ENCUENTRO DEL PELIGRO ESCONDIDOGrietas de gancho como las que afectaron la sección de la tubería Pegasus no son los únicos tipos de defectos en tuberías que provocan fallas. Rasguños, esfuerzo mecánico, puntos duros, desprendimiento del recubrimiento, grietas de uña, grietas de fatiga, grietas de esfuerzo, fusión incompleta, corrosión de costura preferencial, agrietamiento inducido por hidrógeno, y abolladuras al buen estilo antiguo, son todas causas de preocupación.
Una inspección estándar de ductos puede descubrir miles de anomalías. Ni es práctico ni necesario para un operador de ductos excavar cada uno de ellos después de cada inspección. Muchas de las anomalías son, en realidad, benignas. ¿Pero cuáles son importantes?
Existen varias maneras para analizar la severidad de un defecto en una tubería. Obviamente, el volumen - profundidad, longitud y ancho de la anomalía - es importante. El tipo y ubicación de la anomalía también son críticos: Por ejemplo, las anomalías a lo largo de las costuras de soldadura pueden ser más severas. Finalmente, las amenazas interactuantes deben tomarse en cuenta. Aunque la pérdida de metal por sí misma puede no ser un asunto importante, la pérdida de metal asociada con una grieta puede representar una emergencia.
Hay una gran necesidad de inspecciones de integridad de tuberías no solamente para reportar cada anomalía sino también para proporcionar a los operadores los datos que necesitan para priorizar correctamente las anomalías.
UNA CADENA DE HERRAMIENTASTradicionalmente los operadores utilizan varias tecnologías para inspecciones en línea. Cada tecnologías se adapta para encontrar cierto tipo de fallas.
Deformación (DEF), por ejemplo, es buena para detectar abolladuras.SpirALL® MFL (SMFL) es buena para anomalías axiales angostas,
como localización de defectos tipo grieta en la costura de soldadura.Low Field MFL (LFM) es excelente para localizar esfuerzos
mecánicos y puntos duros.Y Electromagnetic Acoustic Transducer (EMAT) es buena para
grietas. (O no tan buena, dependiendo a quién se dirija usted, pero bueno... lo veremos más tarde).
Los operadores seleccionan que tecnologías aplicar y pueden operarlas en diferentes fechas o en la misma fecha una tras otra. En algunas de las iteraciones finales, los operadores pueden aplicar múltiples tecnologías como parte de una plataforma integrada.
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Figura 2. DEF+SMFL+MFL+LFM+EMAT de 24 pulgadas
Figura 1. Abolladura de menos del 1% con pérdida volumétrica de metal identificada en el Campo Axial (Campo Alto), confirmada en los datos de SMFL con algunas características volumétricas, pero también axial angosta; redondeo claramente identificado en el Campo Bajo MFL. Una abolladura <1% de profundidad, en muchos casos desapercibida desde el punto de severidad, identificada como una “prioridad 1” mediante el uso de la plataforma MDS, encontrándose que tiene agrietamiento asociado.
17.3 ft. / 5.25 m.
Deformation
Low Field MFL
High Field MFL
SpirALL® MFL
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que retirar el gas de la línea y correr una prueba de presión de agua para ver si la tubería presenta una fuga. Aunque todavía se considera el estándar de oro por los operadores de ductos, esta prueba hidrostática es costosa y perturba el flujo del gas.
Tentativamente, EMAT se ha visto como una alternativa aceptable, pero la tecnología de alguna manera ha sido decepcionante. El Director de Tecnología de Integridad de TDW, Jeff Foote, dice:
“los que proponen EMAT tienen cosas largamente prometidas que su tecnología simplemente no puede dar”.
EMAT es una tecnología ultrasónica. Trabaja introduciendo una señal ultrasónica en la pared de la tubería, provocando que vibre. Con la lectura de las señales que rebotan hacia los receptores, teóricamente, los analistas pueden ver en dónde tienen las ondas saltos en su trayectoria alrededor de la tubería. Dichos saltos, o deformidades en el patrón de la onda, pueden indicar a los analistas en dónde están formándose las grietas.
Sin embargo, en el campo la tecnología está
plagada de problemas. Para empezar, los sensores de transmisión y de recepción son notablemente frágiles. En la mayoría de los sistemas EMAT, la raíz del desarrollo de los sensores fueron aplicaciones diseñadas para ser estacionarias; no fueron construidas para ser manipuladas, jaladas, a lo largo del ambiente rugoso y hostil que se encuentra en el interior de una tubería. Estos sensores no son apropiados para este ambiente; de hecho no deja de escucharse que los sensores fallan antes de completar la operación. Eso no solo compromete los datos, sino también fuerza al operador a reemplazar los sensores y operar nuevamente la herramienta, lo cual es costoso.
EMAT también es sensible al ruido. Después
de todo, es una prueba ultrasónica. Depende de longitudes de onda claras y limpias para recorrer la circunferencia de la tubería. El ruido puede interferir con eso, así como el ruido del resto de los equipos electrónicos. Por lo tanto, los resultados de EMAT tradicionalmente han sido difíciles de leer.
Las herramientas también son grandes. Algunas herramientas requieren hasta 48 juegos de sensores para una imagen de la tubería. Eso significa que, en la mayoría de los casos, EMAT ni siquiera puede usarse en líneas con diámetros menores de 12 pulgadas. Eso rechaza su uso entre 50 y 60 mil millas de pequeñas líneas colectoras solamente en los Estados Unidos.
Lo que es más, aunque EMAT siempre ha parecido como una buena idea, la tecnología anterior de EMAT no ha sobrevivido a las expectativas.
Ahora, TDW piensa que ha roto los códigos.Aunque TDW no está lista para sugerir que su
EMAT es un reemplazo de la prueba hidrostática para grietas, la nueva tecnología EMAT que TDW incorporó a su sistema MDS mejora grandemente las capacidades del sistema para detectar y priorizar grietas, muchas de ellas como las grietas de gancho que causaron el derrame en Mayflower.
EL ÁNGULO CORRECTOMás pequeña, más resistente, con resultados más claros, la tecnología SpirALL® EMAT de TDW resuelve muchos de los problemas actuales de la anterior tecnología EMAT. Tal vez la mas importante función de SpirALL® EMAT es el arreglo helicoidal de los sensores. Esta patentada alineación helicoidal o espiral de los sensores permite a la señal ultrasónica transmitirse en un ángulo de 51 grados en relación con el interior del tubo.
Al tener justamente el ángulo “correcto”, amplifica la relación señal-a-ruido, de tal manera que los patrones de onda que viajan del transmisor al receptor pueden oírse fuertes y claros. Combine eso con la electrónica ultra elegante, de bajo ruido, y tendrá una imagen muy impresionante en su reporte de detección de grietas.
Adicionalmente, debido al arreglo de los sensores, se requieren menos sensores para obtener información más robusta. TDW utiliza solamente ocho receptores para una imagen del tubo, contra los 48 que forman parte de algunos otros sistemas.
Con base en el diseño del sistema, el Departamento de Investigación y Desarrollo sugiere que la tecnología pueda incorporarse en diámetros tan pequeños como desde 8 pulgadas.
Como un bono, el arreglo permite que esos receptores sondeen la totalidad de la circunferencia interior de la tubería tres o cuatro veces en una corrida, por lo que los operadores pueden en una misma vez obtener varias imágenes de la misma anomalía. Esto sí es inusual, pues la mayoría de las otras herramientas requerirían dobles corridas para obtener imágenes adicionales.
Los sensores de TDW ofrecen otro beneficio significativo: Duran más. TDW seleccionó un socio de la industria de sensores que diseña los sensores de EMAT específicamente para aplicaciones industriales. Estos sensores no se desgastan ni cercanamente tan rápido como otros sensores. De hecho, recientemente TDW corrió una prueba de 89 millas en un medio ambiente extremo y los sensores difícilmente mostraron algún desgaste.
FINALMENTE, UNA SOLA PLATAFORMASpirALL® EMAT de TDW puede ser tecnología de siguiente generación, pero cuando se corre como única herramienta tiene aún puntos débiles.
Pero Saderholm dice: “cuando se combina SpirALL® EMAT con el sistema MDS de TDW, entonces sí se tiene una herramienta verdaderamente poderosa. Es la combinación de los juegos de datos lo que realmente proporciona una fotografía precisa de las características de la tubería”.
Los analistas toman en cuenta los datos del conjunto total de herramientas para corroborar los datos entre tecnologías. Por ejemplo, SMFL puede seleccionar algunas áreas que parecen ser grietas. Entonces, EMAT puede confirmar los resultados de SMFL.
Chuck Harris, Gerente de Comercialización Estratégica de Pipeline Integrity Solutions, de TDW, dice que con la adición de EMAT al MDS de TDW, “Por primera vez, todas las principales tecnologías de inspección están combinadas en una sola plataforma”.
Harris reitera que esa combinación es grandemente poderosa: “Teníamos un operador que corrió tecnología geométrica, de detección ultrasónica de grietas, MFL de circunferencia, y varias pruebas más en su línea. Él nos dijo: ‘estamos interesados en su tecnología MDS, pero no creemos que identifique algo que no hayamos ya encontrado’. Haciendo en seguida una inspección
con la plataforma MDS, se encontraron grietas de gancho. Ese es el poder que da obtener todos los juegos de datos en un mismo punto en el tiempo en el mismo software”.
EL FUTURO DE LAS INSPECCIONES EN LÍNEATDW está actualmente llevando a cabo pruebas de campo con su nueva SpirALL® EMAT, y hasta ahora los resultados han sido prometedores. Pero aún después de estos prometedores resultados, TDW difícilmente ha terminado con sus mejoras. TDW está
trabajando en software que permita sacar del proceso de inspección el análisis manual de datos. Un día en el futuro no tan distante, se alcanzará el momento en que las abolladuras, grietas y corrosión se analizarán por medio de un solo programa. El programa tendrá la capacidad de priorizar fallas de la tubería para el cliente y enviar un reporte automático.
Jeff Foote, Director de Tecnología de Integridad de TDW, dice: “la automatización del proceso eliminará cientos de horas del proceso. Eventualmente, podríamos reducir el tiempo de reporte, desde la inspección, a semanas, o incluso a días”. En la actualidad, los reportes de TDW generalmente se entregan dentro de los 60 a 90 días posteriores a la inspección, dependiendo de la complejidad.
Ese es el tipo de tecnología de cambios de jugada que los ductos necesitan - mejores, más rápidos, y más precisos que la generación actual. Tecnología que puede salvar a pequeños pueblos, como Mayflower.
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Ese es el tipo de tecnología de
CAMBIOS DE JUGADA que los ductos necesitan - MEJORES, MÁS RÁPIDOS, y más PRECISOS que la
generación actual.
Descubra cómo SpirALL® EMAT utiliza el campo oblicuo para descifrar el código de las grietas. Descargue el documento técnico.
Relación alta de señal-a-ruido
Marcellus Utica Midstream
2014 PPIM
Subsea Tiebacks
NACE Corrosion 2014
Southern Gas Association
ASME Plant Engineering& Maintenance
Western Energy Institute Operations
International Pressure Equipment Integrity Association
CGA National Operations Conference
FFU Seminar
Moscow International Energy Forum
Gastech 2014
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Offshore Pipeline Technology Conference (OPT) 2014
Indica que TDW presentará un libro blanco en este evento
21 a 23 de abril | Moscú | Rusia
30 de enero | Sola | Noruega19 a 21 de febrero| Banff, AB | Canadá
30 de marzo a 1 de abril | Vancouver,BC | Canadá
28 a 30 de enero | Pittsburgh,PA | EE.UU.
10 a 13 de febrero | Houston,TX | EE.UU.
4 a 6 de marzo | San Antonio,TX | EE.UU.
9 a 13 de marzo | SanAntonio,TX | EE.UU.
17 a 19 de marzo | Columbia,SC | EE.UU.
10 de abril | Pasadena,TX | EE.UU.
22 a 25 de abril | Indian Wells,CA | EE.UU.
26 a 27 de febrero | Amsterdam | Holanda
24 a 27 de marzo | Seúl | Corea del Sur
25 a 28 de marzo | Kuala Lumpur | Malasia
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Entregas de los expertos de TDW – proporcionando presentaciones técnicas y demostraciones prácticas alrededor del mundo. Más información: [email protected].
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28 a 30 Marcellus Utica Midstream Pittsburgh, PA, EE.UU. Stand 519
30 FFU Seminar Sola, Noruega Stand 11
10 a 13 PPIM Houston, TX Booth 120/122/124
19 a 21 IPEIA - International Pressure Equipment Integrity Association Banff, Canada Stand 4
26 a 27 Offshore Pipeline Technology Conference (OPT) 2014 Amsterdam
4 a 6 Subsea Tiebacks San Antonio, TX Stand 1933
9 a 13 NACE Corrosion 2014 San Antonio, TX Stand 2621
17 a 19 SGA - Southern Gas Association Columbia, SC
24 a 27 Gastech 2014 Seúl, Corea del Sur Stand A180
25 a 28 OTC Asia Kuala Lumpur, Malasia
30-1 CGA National Operations Conference Vancouver, BC
10 ASME Plant Engineering & Maintenance Pasadena, TX
21-23 Moscow International Energy Forum Moscú, Rusia
22-25 Western Energy Institute Operations Conference Indian Wells, CA
Eventos, documentos y conferencias de TDW.
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• Otra Descarga Disparada en la Revolución de la lutita
• La Regulación del Desarrollo de la lutita y las Líneas Limpiables
• Soluciones de Alta Frecuencia para Productores con Recursos Limitados
El boom del petróleo y gas que revirtió la declive y provocó la
producción robusta en los Estados Unidos está ahora transformando el
mercado del gas natural líquido (NGL, por sus siglas en inglés).
Otra Descarga Disparada en la Revolución de la lutita
El boom del petróleo y gas que revirtió la declive y provocó la producción robusta en los Estados Unidos está ahora transformando el mercado del gas natural líquido (NGL, por sus siglas en inglés).
Con el debilitamiento de los precios americanos del gas natural, debido al aumento en la disponibilidad, un creciente número de empresas productoras de EE.UU. están haciendo banco en vez de la rentabilidad de NGLs; hidrocarburos sin metano, como el etano, butano y propano que se presentan en el gas natural están premiados (o apreciados) como alimento petroquímico. Sin someterse más a la noción de que los NGLs son solamente productos derivados problemáticos que deben eliminarse, más productores están reconociendo la importancia de las ventas de NGL.
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Mientras que los Estados Unidos está a la cabeza en el desarrollo comercial de los activos de gas natural – un reporte de la Agencia de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) dijo que la producción de NGL en el país podría ser más del doble de los 2.2 millones de billones de dólares en 2011 a 5 millones en 2040
– no es el único país que busca lograr la seguridad energética y la autosuficiencia mediante la lutita.
Un reporte de la EIA reveló que 41 países tienen reservas recuperables de lutita bituminosa y gas de lutita, además de los Estados Unidos. La lista la encabeza China, que tiene 31.6 tcm de gas lutita, y ya ha gastado $1.3 billones de dólares en la exploración de sus reservas de lutita. Rusia tiene la infraestructura instalada para capitalización de una de las más grandes acumulaciones de lutita bituminosa en el mundo, alrededor de 2000 millas (1240 km) al este de Moscú, en Siberia. Indonesia está en las etapas tempranas del desarrollo de lutita, al igual que Australia. Para atraer inversionistas extranjeros, el gobierno de Argelia da incentivos; de manera similar, en el Reino Unido, los subsidios para campos de gas están promoviendo la inversión temprana y se han establecido reducciones fiscales para incentivar a las empresas.
Mientras tanto, conforme continúa creciendo la producción de gas natural en los Estados Unidos, la capacidad actual de ductos sufre por mantenerse. Para utilizar mejor los recursos de NGL, muchas empresas están incluyendo nuevos ductos en sus presupuestos de inversión de capital.
La Regulación del Desarrollo de la Lutita y las Líneas LimpiablesEn lo particular, los proyectos de expansión de ductos en Norte América también incluirán nuevas líneas colectoras, y muchas de este tipo. De hecho, Olga Kondratieva, Directora de Tecnología de Limpieza de T.D. Williamson, estima que se construirán 16,500 millas (26,554 km) de líneas colectoras anualmente en América del Norte hasta el año 2035, para un total de 400,000 millas (643,720km) de líneas colectoras en poco más de dos décadas.
Kondratieva dice que muchas de las líneas colectoras actuales se consideran difíciles de limpiar; en otras palabras, las líneas no pueden inspeccionarse o limpiarse fácilmente mediante herramientas estándar debido a las diferencias de diámetros, a las curvas agudas o a otras características que evitan la operación de las herramientas en la tubería.
Sin embargo, la red de nuevas líneas de recolección será una historia diferente.
Una razón es que los operadores anticipan una acción regulatoria
de parte de PHMSA de EE.UU., que se espera
empiece a convocar la realización de inspecciones de integridad en líneas colectoras, inspecciones que solamente pueden llevarse a cabo en líneas limpiables. Por encima
del requerimiento de inspecciones, hay algunos
beneficios muy atractivos (y rentables) en las líneas limpiables.Primeramente, la limpieza permite
la eliminación de impurezas que pueden causar corrosión, incrementar los taponamientos e
impedir la producción. Cualquier cosa que pueda ayudar a aumentar el flujo de producción tiene el potencial de aumentar el flujo de utilidades.
Pero es la recuperación de NGLs la que se ha convertido en una ventaja crecientemente atractiva de limpieza.
“En la recuperación de NGLs es donde está el dinero”, dice Abdel Zellou, quien recientemente se incorporó a T.D. Williamson como Director de Desarrollo de Mercados, Líneas Colectoras y Medianas. Cuando se limpian las líneas, los NGLs pueden emerger a la superficie y venderse a los que refinan.
Soluciones de Alta Frecuencia para Productores con Recursos LimitadosAsumiendo que cada línea colectora tenga una longitud promedio de 5 millas (8 km), 400,000 millas (643,720 km) de líneas nuevas se traducirán en 80,000 secciones limpiables. Kondratieva dice que esas nuevas secciones limpiables requerirán limpiarse con esferas, diariamente, para mover los líquidos, optimizar la producción y extraer valiosos condensados NGL.
Para los productores que aún se apoyan en la carga de recuperación manual de esferas, esa es una propuesta costosa y consumidora de tiempo, particularmente cuando un equipo de dos personas tiene que trasladarse grandes distancias para desplegar y luego recuperar las esferas. Por ejemplo, en la formación Bakken en Dakota del Norte un equipo típicamente necesitará manejar 50 millas (80 km) en cada sentido, dos veces al
día, para cargar y recuperar una esfera. Lo que es más, una reducción en la fuerza de trabajo en la industria del petróleo y el gas, especialmente en yacimientos de lutita, ha hecho más difícil que nunca encontrar personal calificado para operar los sistemas manuales.
Adicionalmente, por supuesto, existe el riesgo de contaminación ambiental en forma de emisiones de carbón cada vez que una tapa de un lanzador o receptor se abre para insertar o recuperar una esfera.
Estas son algunas de las razones por las que la compañía de servicios para ductos T.D. Williamson está trabajando en los campos de lutita Eagle Ford del sur de Texas con una de las empresas más grandes del mundo en petróleo y gas natural, E & P, para medir la eficacia de un nuevo sistema automático de esferas para líneas colectoras de gas natural de menores diámetros.
La tecnología que se está probando, el sistema automático de esferas SmartTrap® Automated Sphere System, o más sucintamente “AutoSphere”, despliega solamente esferas que es la única función absolutamente necesaria para líneas de flujo pequeño y ramales. Acompañado con soporte de servicio, el sistema AutoSphere utiliza la misma tecnología de automatización del exitoso sistema AutoCombo de T.D. Williamson, que se introdujo en 2012 para inspecciones en línea y limpieza de líneas troncales.
LA LIMPIEZA DIARIA
con esferas ayuda a los operadores a impulsar totalmente los activos de ductos, garantizar la
integridad de las tuberías y extraer valiosos
condensados de NGL.
Producción y Proyecciones de Líquidos de Gas Natural en los
Estados Unidos
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2020
2011
0 bbl/d 2,500,000 bbl/d
5,000,000 bbl/d
2.2 MILLONES BBL/D
EEIA PROYECTA 3-4 MILLONES BBL/D
EIA PROYECTA 5 MILLONES BBL/D
EN LA
RECUPERACIÓN DE NGLS ES DONDE ESTÁ
EL DINERO. Cuando se limpian las líneas,
los NGLs pueden emerger a la superficie y venderse
a los que refinan.
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El cerebro de la automatización es el controlador lógico programable (PLC), que permite al usuario programar remotamente el lanzamiento automático secuencial de 7 a 10 esferas con tiempos e intervalos determinados, optimizando el mantenimiento rutinario y ayudando a evitar costosas interrupciones de operación que provoca la acumulación de impurezas.
Dado que el sistema AutoSphere puede controlarse a distancia, se reducen los requerimientos de fuerza de trabajo.
Pero esos no son los únicos ahorros posibles. El sistema AutoSphere también puede reducir significativamente las emisiones de carbón, según dice Zellou.
“El cargar siete esferas a la vez significa que el dispositivo se abre solamente una vez, no siete. Eso reduce las emisiones de carbón a un 85 por ciento. Si se cargan 10 esferas, la reducción en emisiones es 90 por ciento”, explica.
El Centro de Servicio de T.D. Williamson en San Antonio, TX, ya tiene inventario completo para equipar a los clientes de Eagle Ford. Se espera que se presente un crecimiento similar en el Centro de
Servicio de Burgettstown, PA, para los clientes de Marcellus Shale. El soporte a clientes implica servicios totales para operación y mantenimiento, incluyendo guía y supervisión de instalaciones, comisionamiento, capacitación, esferas e inventario de piezas de repuesto para mantenimiento, desarrollo de un programa de limpieza, e incluso su operación.
“Con el incremento de eficiencia en el flujo junto con la reducción de requerimientos humanos y la reducción de riesgos de seguridad, el sistema AutoSphere puede ahorrar el dinero de nuestros clientes. El servicio que proporcionamos junto con el producto elimina al cliente los riesgos de operación de la unidad automática y ayuda a incrementar la eficiencia de la limpieza”, dice Kondratieva.
“El ahorro de dinero de nuestros clientes siempre es un plus, pero el sistema AutoSphere lleva las cosas un paso adelante”, señala Zellou.
“Al permitir la captura de NGLs, les estamos ayudando a hacer dinero”, concluye.
Eso representa una victoria aún más grande en las líneas del frente de la producción global de lutita.
Cambio de Dirección CONTINÚA DE LA PÁGINA 13
EL BOOM DE LUTITA ESTÁ INCLINANDO LA BALANZA DEL COMERCIO GLOBAL CON DEPÓSITOS A FAVOR DE LOS ESTADOS UNIDOS.
Eso está de acuerdo con Abdel Zellou, Director de Desarrollo de Mercados, Líneas Colectoras y Medianas de T.D. Williamson, quien cita un reporte reciente de la IEA.
Un ejemplo es cómo el boom de gas lutita está cambiando el entorno competitivo para los participantes en la cadena de valor de la industria química. El crecimiento en los líquidos de gas natural (NGLs) asequibles que son el alimento para la industria petroquímica nacional ha producido que los fabricantes internos de productos para flujo tengan mayor acceso a materias primas de bajo costo, lo que reduce el costo de los bienes manufacturados. Como resultado, los Estados Unidos está siendo menos dependiente de los productos importados.
El boom de la lutita también ha dado a los Estados Unidos una ventaja general en el precio de la energía por arriba tanto de Europa como de Japón, añadió Zellou.
“El comercio actual del gas natural en los Estados Unidos se hace a un tercio de los precios de importación de Europa y a un quinto de los de Japón”, explicó. “Los consumidores industriales promedio japoneses y europeos pagan más del doble por la electricidad que sus
contrapartes en los Estados Unidos, e incluso la industria en China paga casi el doble del nivel de los EE.UU.”.
Aunque la actividad de lutita todavía no elimina la necesidad de importaciones de petróleo en EE.UU., en unas cuantas décadas podría hacerlo.
“Debido a la lutita, los Estados Unidos, que ha sido por mucho tiempo el máximo consumidor de petróleo en el mundo, podría en 2020 sobrepasar tanto a Rusia como a Arabia Saudita y ser el más grande productor mundial”, explicó Zellou.”Lo que es más, la IEA piensa que en 2030 América del Norte, como un todo, podrá convertirse en un exportador neto de petróleo”.
Zellou ve que la demanda de energía y el desarrollo mundial cambia mientras la población de la India crece. En aproximadamente 10 años, la población de la India rebasará a la de China, y también lo hará su necesidad de energía. Adicionalmente se están explorando nuevas fronteras en el desarrollo de lutita, desde el Reino Unido hasta Indonesia.
“Mientras que los sistemas de recolección se desarrollan en el exterior, nuestra visión es estar involucrados en el suministro de energía al mundo. T.D. Williamson no solamente está viendo hacia el mañana. La pregunta es: ‘¿cómo podemos ayudar a nuestros clientes a capturar el globo?’”, dijo Zellou.
Capturando el Globo
Una Probadita Acerca de DilbitLas arenas de alquitrán canadienses producen un petróleo crudo de bajo grado conocido como bitumen, que es demasiado espeso para transportarlo tal cual. Sin embargo, reducirlo o disolverlo con un condensado de gas natural como el benceno hace que fluya. El nuevo ducto en expansión transportará condensados desde los Estados Unidos a las arenas de alquitrán, donde se utilizarán para diluir el bitumen. La línea existente, originalmente construida para transportar disolvente de petróleo a baja presión en dirección opuesta, se invertirá y convertirá en un vehículo de alto volumen para mover dilbit hacia el oeste cruzando Canadá, donde puede ser preparado para exportación a nuevos mercados.
El dilbit tiene mayor densidad que el petróleo crudo, por lo que fluye a más alta presión, y esto puede provocar debilidades internas no detectadas. Se culpó a fatiga por corrosión en la falla en Michigan; aunque el jurado todavía se mantiene fuera en la causa de la violación de la línea en Arkansas, la evidencia inicial apunta a la fatiga resultante de petróleo más pesado en combinación con grietas de ganchos en soldadura quebradiza en la tubería. Kirkwood está preocupado porque, sin inspección adecuada, puede esperarse un destino similar para el nuevo ducto convertido para dilbit.
“Cuando se cambia la condición de servicio de un ducto, tanto invirtiendo el flujo como cambiando el producto, en sí mismo se presentan nuevas amenazas que no necesariamente se consideraron en su diseño”, menciona Kirkwood.
Innovaciones de IntegridadKirkwood, quien ha invertido mucho de su carrera estudiando y escribiendo acerca de la integridad de infraestructura de petróleo y gas, no sorprende que abogue firmemente a favor del manejo de la integridad. Cree que una inspección más a fondo en el interior de la línea puede reducir los riesgos de una inversión del ducto.
Una prueba de presión de alto nivel utilizando agua, llamada prueba hidrostática, frecuentemente se considera el estándar dorado de las pruebas de fugas en ductos. Pero la sola prueba hidrostática puede no ser suficiente para asegurar confiabilidad completa.
“La prueba hidrostática es útil para determinar la situación del ducto para uso presente”, afirma Kirkwood.
“Pero cuando se parte del alcance del diseño original invirtiendo el flujo del producto, hay mucho más que se necesita comprender en términos de riesgo. Tiene que preguntarse a sí mismo, cuando menos, ‘si fuera un nuevo ducto, ¿qué haría para identificar riesgos y detectar y mitigar problemas?’”.
Adicionalmente a la prueba hidrostática está disponible una variedad de tecnologías de inspección en línea. Sin embargo, la mayoría de estas tecnologías se han enfocado en la pérdida de metal. Es benéfica la puntualización de corrosión, pero estos datos frecuentemente no dan a los operadores una visión completa de la salud del ducto. Los ductos pueden fallar debido a varios defectos, tales como corrosión,
abolladuras, agrietamientos, tensiones o cualquier combinación de ellas.
La buena noticia es que la industria de servicios de tuberías está muy consciente de lo recortada que se encuentran actualmente las pruebas de integridad. Las herramientas de inspección de siguiente generación ya están en las operaciones de campo, tales como Multiple Dataset Platform con SpirALL® EMAT, que combinan varias tecnologías en línea para la búsqueda de múltiples tipos de defectos concurrentes. Estas nuevas herramientas ofrecen mejor detección de grietas, priorización de defectos para reparaciones más rápidas en problemas críticos, y análisis más completos de defectos mediante software avanzado. Kirkwood cree que dichas innovaciones de integridad de última generación ayudarán en el futuro a los operadores a tomar decisiones más informados acerca de la renovación de ductos, colaborando en la prevención de catástrofes como las de los desastres de Michigan y Arkansas.
Estas nuevas herramientas ofrecen mejor detección de grietas, priorización de defectos para reparaciones más rápidas en problemas críticos, y análisis más completos de defectos mediante software avanzado.
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CuatroPasos de la INTEGRIDAD DE LA TUBERÍA
LIMPIEZALa limpieza consistente aumenta la e�ciencia en el �ujo y la circulación, pues limpia los residuos internos y elementos corrosivos de las tuberías. Independientemente del producto dentro de la línea o de su ubicación, la limpieza rutinaria, que puede incluir esferas o herramientas equipadas con discos de poliuretano y cepillos de acero, ayuda a prolongar la vida de la línea. Finalmente, una línea limpia permite que las inspecciones en línea produzcan resultados con�ables y precisos.
INSPECCIÓN EN LÍNEA
EVALUACIÓN NO DESTRUCTIVA
AISLAMIENTO Y REPARACIÓNLa inspección en línea permite a los operadores de ductos identi�car y mitigar riesgos importantes de integridad, eliminar excavaciones innecesarias y dirigir los presupuestos hacia las amenazas apropiadas. Mediante el uso combinado de las tecnologías de inspección en línea tales como Deformación, High-Field Axial MFL, Low-Field Axial MFL, XYZ Mapping, Speed Control y las plataformas Multiple Dataset, los operadores no solo adquieren la información más precisa y completa sobre las condiciones de sus ductos, sino también extienden la vida de sus activos y cumplen estándares y normas.
Los operadores se respaldan en tecnologías de evaluación no destructiva (NDE), como las de Partículas Magnéticas, Ultrasonido Automático y Arreglo en Fases, para validar las amenazas en ductos y mejorar las inspecciones de integridad actuales y futuras. Otra característica de la NDE es el proceso de Identi�cación Positiva de Materiales, que proporciona a los operadores la capacidad de establecer registros de tuberías en donde no existe ninguno, y ayuda signi�cativamente a reducir los costos asociados con la veri�cación de integridad.
Una vez detectadas las amenazas, representadas y veri�cadas, los operadores de ductos frecuentemente deben aislar y reparar. Ya sea que esto tenga lugar como parte de un mantenimiento programado o de un escenario de emergencia, la seguridad y el tiempo de suspensión son preocupaciones clave. Los operadores se respaldan en tecnologías tales como la perforación en caliente en remoto y el aislamiento doble en bloque, para permitir llevar a cabo el mantenimiento sin interrumpir el �ujo de producto, y para proteger a los trabajadores de los contenidos peligrosos de la línea mientras efectúan las reparaciones necesarias.
ENSECUENCIA
Asociación ConfiableDurante cuatro generaciones, empresas alrededor de todo el
mundo han confiado en el compromiso inquebrantable de TDW.
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