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Descripciones del Programa Técnico
Technical Program Descriptions
Miércoles, Noviembre 15
9:00 - 10:00
Sesiones de Apertura y Bienvenida
Opening Sesión and Welcome
San Martin A-B-C
10:00 – 11:00
Expo Opening
San Martin D-E-F
11:00 - 12:00
Presentación Magistral
Keynote Presentation
How to Participate in NACE Technical Committees for NACE Members Outside the US
Presentado por Jeffrey Didas, MATCORR
Sesión I
San Martin A-B-C
12:00 - 13:00
Presentación Magistral
Keynote Presentation
Corrosion Management Assessment Case Study IEnova, a Sempra Energy Company
Presentado por Jorge Cantó, Director NACE LAA
IEnova, a Sempra Energy Company, develops, and operates energy infrastructure in Mexico. In 2016 the company initiated an assessment of the company’s corrosion management practices thru use of the IMPACT study survey and focus group sessions. This presentation will detail the IMPACT study process and share IEnova’s results from the assessment.
13:00 - 14:30
Almuerzo
Lunch
La Terraza del Mar
Sesión II
San Martin A-B-C
14:30 - 15:30
Presentación Magistral
Keynote Presentation
Best Practice and Advances in Managing the Threat of Circumferential Cracking in Pipeline
Presentado por Roland Palmer Jones, ROSEN
In recent years there have been a number of pipeline failures attributed to circumferential cracking. These failures
remain rare but are often unexpected (a hazard not previously identified or included in any risk assessment) and can
create a major hazard with significant disruption to pipeline operations.
Failure investigations of circumferential cracking have identified tensile axial strain often associated with either girth
welding or a corrosive environment that contributes to the development of stress corrosion cracking (SCC). In-line
inspection tools for detecting circumferential cracks are now available, in particular tools utilizing liquid coupled piezo
electric ultrasonic sensors. Sensor technology for gas pipelines is being developed.
In this presentation a process for identifying pipelines potentially susceptible to circumferential cracking, picking out
specific high risk sites, and developing appropriate inspection and mitigation plans is proposed. The process is based on
readily-available information on pipeline design, construction, and routeing, publically available spatial information
including terrain models, soil data and rainfall records, combined with proven in-line inspection technologies for coating
disbondment detection and bending strain estimation.
Following this system will provide a justifiable basis for decisions on managing the threat of circumferential cracking
such as running specially configured circumferential crack detection tools, and completing site investigations.
Sesión II-A
San Martin A-B-C
15:30 - 16:00
Evolución Normativa De La Administración De La Integridad De Ductos en Las Américas
Presentado por Gustavo Romero Urdaneta
Asociaciones y organizaciones técnicas han desarrollado una base normativa para orientar y dirigir el desarrollo e
implementación de la Gestión de la Integridad de ductos, que ha ido madurando desde la simple planificación y
ejecución de actividades de mantenimiento enfocadas a los ductos de mayor importancia o criticidad en base a su valor
para la empresa, pasando por el desarrollo e implementación de Programas de Administración de Integridad de Ductos
(PAID) basados en el riesgo y fortaleciéndose en el tiempo, tomando una dirección enfocada a involucrar a toda la
organización y no solo al departamento de integridad o de mantenimiento a través, de los conocidos Sistemas de
Administración de Integridad de Ductos (SAID) o conocidos por sus siglas en ingles PIMS (Pipeline Integrity Management
System).
Canadá y Estados Unidos debido a su antigüedad y experiencia en el sector petrolero han sido pioneros en lo que se
refiere a la administración de la Integridad de ductos en las Américas. Canadá con la regulación para tuberías en tierra
(OPR-99: Onshore Pipeline Regulations 1999) y los Estados Unidos con el Código de Regulaciones Federales (CFR) que
rige el funcionamiento de tuberías que manejan líquidos peligrosos (CFR 49 § 195.452: 2001 y CFR 49 § 192 Subpart O:
2004). La API (American Petroleum Institute) en el año 2001 publicó la primera edición del estándar 1160 “Sistemas de
Administración de Integridad de Ductos que manejan fluidos peligrosos” el cual propone el desarrollo de un Programa
de Administración de Integridad de ductos (PAID) enfocado a las zonas de alta consecuencia definidas por el CFR y que
priorice las actividades de mantenimiento en función del riesgo estimado y de las revisiones realizadas al mismo
programa. Paralelamente, ASME (American Society of Mechanical Engineers) público el estándar B31.8S “Sistemas de
Administración de Integridad de Gasoductos” dirigido a sistemas de ductos onshore construidos de materiales ferrosos y
que transportan gas, que igualmente propone el desarrollo de un Programa de Administración de la Integridad de
Ductos (PAID) basado en el riesgo de falla de los ductos. Ambos estándares están siendo utilizados no solo por los
operadores de los Estados Unidos sino también por empresas Operadoras en otros países del continente, públicos y
privados, con un enfoque entonces, en el desarrollo específicos de PAID´s basados en el riesgo. La implementación de un
Sistema de Administración de Integridad de Ductos no solamente se refiere al PAID, este tipo de sistemas va más allá de
ser un simple documento, del seguimiento de indicadores, de la planeación y ejecución de actividades, del cumplimiento
de una regulación; un PAID involucra a toda la organización en sus diferentes niveles, socios, personal propio y personal
y/o servicios subcontratados, con el fin de asegurar la integridad de los ductos desde la fase de conceptualización y
diseño, procura y construcción, operación y mantenimiento hasta el abandono.
16:00 - 16:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Session III-A
San Martin A-B-C
16:30 - 17:00
Pipeline Integrity Management: A Program or a System?
Presentado por Enrique Acuna, Dandilion Ingenieria Ltda.
In 2010 the Chilean Pipeline Regulator issued new safety requirements obliging Pipeline and Distribution Operators to
formally manage asset risk, in order to prevent incidents (manage threats) and minimize the potential impacts on
people, property and service (manage consequences).
To ensure successful implementation, this new regulation (Sistema de Gestión de Integridad de Redes – SGIR), was
modeled, evaluated and improved, with the active participation of industry players. This joint effort resulted in the
publication in 2014 of the “SGIR Development and Implementation Guide”.
The SGIR structure was based on ANSI/ASME B31.8S standard guidance, together with some additional requirements,
which fit very well with the new ANSI/API RP 1173 standard. The result constitutes an effective, efficient and sustainable
risk management system, or Chilean SGIR. This paper will present the principal concepts developed in the SGIR Guide
and demonstrate how this management system, as compared to a program, will provide important improvements in
pipeline integrity management.
The goal of this presentation is to present the SGIR Model and Guide Elements, emphasizing the key factors intended to
produce a successful risk management system, such as: corporate commitment and policies; organizational structure;
performance management and indicators; risk management and decision-making process.
17:00 - 17:30
Integrated Flow and Corrosion Modelling Concept for Internal Corrosion Direct Assessment
Presentado por Marguerite Forde, ROSEN Group
Though In-Line Inspection (ILI) is typically considered to be the most effective method of assessing the integrity
condition of oil and gas pipelines, many pipelines worldwide are characterized as un-piggable or “challenging”.
Nevertheless, un-piggable pipelines still require some form of condition assessment that provides evidence to
demonstrate they are being operated safely, are fit for purpose and are compliant with increasingly stringent Health and
Safety regulations. In the absence of ILI, deriving the information necessary to provide this proof of integrity becomes
problematic, as it is not possible to quantitatively determine where direct inspections should be conducted. However,
flow modelling and corrosion risk assessment can be used to study challenging multiphase pipelines, and can identify or
prioritize critical locations for direct inspection.
This paper describes the application of an integrated corrosion and flow modelling approach into the Internal Corrosion
Direct Assessment (ICDA) process. ICDA is an internationally recognized methodology for assessing the condition of un-
piggable pipelines by identifying pipeline locations at increased risk of internal corrosion. Specifically, we discuss the
implementation of an industry standard multiphase dynamic flow model (OLGA) in combination with well-established
corrosion models to identify and prioritize inspection locations. This implementation allows us to build a more
representative analysis and assist with effective engineering decision making when both diagnosing and refuting active
corrosion mechanisms.
Sesión II-B
Bolivar
15:30 - 16:00
Sistemas Solares Para Protección Catódica por Corriente Impresa
Presentado por Juan Brion, PETROMARK
Es de público conocimiento que el país se encuentra inmerso en una crisis estructural de energía eléctrica. Esto, sumado
a la dificultad y/o costo que tiene extender líneas eléctricas a las zonas donde habitualmente se encuentran los ductos
que necesitan protección catódica, sugiere a menudo la necesidad de contar con fuentes de energía alternativa. Existen
experiencias en estos temas en el país, contando con casos exitosos y otros no tanto. En este trabajo se realizará una
descripción de experiencias en el tema. Además contará con una muestra somera de cálculos y formas de diseño para
optimizar funcionamiento. Pros y contra de estas formas de energía alternativa.
Se presenta un trabajo donde se muestran las partes que componen un sistema solar aplicado a la protección catódica
de ductos soterrados. Se mostrarán los cálculos para el dimensionamiento de los paneles solares, del banco de baterías,
tipo de baterías y del convertidor de tensiones. Se evaluarán las potencias de salida versus la potencia del conjunto
paneles solares y baterías - convertidor. Selección del convertidor para no desperdiciar potencia. Consideraciones sobre
vandalismo y formas de evitar o dificultarlo.
16:00 - 16:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Session III-B
Bolivar
16:30 - 17:00
Reducción del Riesgo en Planta de Recuperación de Azufre a Partir de Estudios RBI por API 580/581
Presentado por Jesus Aldana, GIE Perú SAC
La segmentación de instalaciones en base al criterio de lazos de corrosión es una tarea fundamental dentro del proceso
de implementación de un sistema de inspección basada en riesgo (RBI). La misma requiere de la revisión y
caracterización de los sistemas, identificación de los mecanismos de daño potencialmente activos, lo cual se utiliza como
base para la definición de estrategias de inspección efectivas.
En particular, las unidades de recuperación de azufre no son tomadas en cuenta para este tipo de estudios dado que no
dan valor agregado significativo al negocio y presenta condiciones particulares de operación (uso de tuberías
enchaquetadas, manejo de sólidos).
Se propone una evaluación del riesgo y planificación de inspecciones para equipos estáticos y tuberías en plantas de este
tipo, minimizando recursos pero sin sacrificar la seguridad de la instalación, basado en los siguientes aspectos:
• Uso adecuado de Ensayos no destructivos según los mecanismos de degradación potenciales según API RP 571.
• Estimación de propiedades de fluidos presentes para el cálculo de la probabilidad y consecuencia.
• Generación de planes de inspección basada en normativas API 580/581 y API 510/570.
Luego del estudio, se estableció la distribución de equipos en la matriz de riesgo, se elaboró estrategias de inspección
adecuadas y recomendaciones para disminuir el nivel de riesgo de los equipos más críticos. Los nuevos planes de
inspección de acuerdo al estudio basado en riesgo fueron más efectivos y económicos respecto a los que normalmente
se emplean sin un estudio de integridad previo.
17:00 - 17:30
Mecanismos de Daño Evaluados por API 571, su Relación con Ventanas Operativas de Integridad Mecánica
Presentado por Cristian Mendoza, GIE Peru SAC
El presente trabajo muestra cómo proceder a evaluar potenciales mecanismos de daño en las instalaciones, en base a
los estándares de referencia (ASME PCC 3, API 571, API 581, ASM Vol. 13, NBIC parte 2). Este análisis es necesario
cuando se considera implementar un sistema de gestión de integridad mecánica, análisis de riesgo, evaluar lazos de
corrosión, entre otros. En este caso nos sirve también para definir ventanas operativas de integridad, las cuales
conducen al sistema de gestión de integridad a un nivel predictivo de análisis.
Actualmente la planificación de inspecciones es realizada en función de los mecanismos de daño que afectan a los
equipos y/o tuberías. Esta es una práctica recomendada que viene siendo adoptada en los últimos años por empresas
reconocidas a nivel mundial, que se rigen bajo estándares internacionales como las normas como API 510, 570 y 653 que
indican los lineamientos para realizar las inspecciones y reparaciones de los equipos, tuberías y tanques
respectivamente. Como complemento se utiliza los lineamientos de las normas API 580/581 para elaborar planes de
inspección en función a la evaluación de mecanismos de daño y las consecuencias de perdida de contención. O en el
caso de ductos API 1160 y ASME B31.8S.
El análisis de Inspección Basado en Riesgo es elaborado considerando una etapa de reconocimiento y evaluación de
mecanismos de daño que pueden afectar a los equipos y tuberías en las instalaciones. Como soporte de esta actividad,
se cuenta con estándares como API 571 y ASME PCC 3, que fueron desarrollados para la evaluación de mecanismos de
daño en la industria de Oil & Gas. Estos fueron elaborados en base a la experiencia operativa de empresas de producción
y refinación, así mismo se sustenta en investigaciones y trabajos relacionados a la corrosión en materiales.
17:30 - 19:30
Welcome Event in the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Jueves, Noviembre 16
Sesión IV
San Martin A-B-C
9:00 - 10:00
Presentación Magistral
Keynote Presentation
Opportunities and Challenges in the Energy Sector
Presentado por Jesús Javier Santeliz González, Transportadora de Gas Del Peru - TgP
The present presentation intends to give a general statistical description of the main opportunities and challenges of the industry in the energy sector of Peru.
A review of the evolution of the Oil & Gas sector has taken place in recent years based on the appearance of the Camisea field and a description of the main transportation and distribution systems in the country as well as the Peruvian energy matrix. In addition, some comparisons are made of data from international LNG trade, between Camisea gas and Shale Gas produced mainly in the USA. Finally, there is an allusion to the use of sustainable and renewable energies, and their future development in Peru. OPORTUNIDADES Y DESAFÍOS EN EL SECTOR ENERGÉTICO La presente presentación pretende hacer una descripción estadística general de las principales oportunidades y desafíos de la industria en el sector energético del Perú. Se realiza un recuento de la evolución del sector del Oil & Gas, durante los últimos años tomando como base la aparición del yacimiento Camisea, y una descripción de los principales sistemas de transporte y distribución en país, así como también de la matriz energética peruana. Adicionalmente, se realizan algunas comparaciones de datos provenientes del comercio internacional de GNL, entre el gas de Camisea y el Shale Gas producido en principalmente en USA. Finalmente se hace alusión al uso de Energías sostenibles y renovables, y su desarrollo a futuro en el Perú.
Sesión IV-A
San Martin A-B-C
10:00 - 10:30
10:30 - 11:00
An Engineered Approach to Assess Pipeline Mechanical Integrity Due to Internal Corrosion
Presentado por Carlos Palacios, CIMA-TQ
Non-piggable pipelines represent a challenge to assess their integrity due to internal corrosion. Specially, multiphase
flow pipelines containing wet gas and/or gas/oil/condensate/water/solids can be exposed to very high corrosion rates
due to the presence these components. In the pipeline system described in this presentation, the fluid is composed of
crude oil, a continuous gas phase containing CO2/H2S, high water cuts and some sand. This combination and the fact
that many of the pipelines run along hilly terrains, develop different flow patterns along the pipeline, represent a real
challenge when estimating the corrosion severity and stablishing the corrosion control strategies to maintain the
pipeline technical integrity. Corrosion rates, were determined by a theoretical corrosion model in combination with:
two-phase flow modeling techniques, in-line monitoring, and ultrasonic inspections. With this information, fitness-for-
purpose was determined and some sections of the pipeline replaced. It was also determined that the sections with
higher corrosion rates, having a high number of leaks and; therefore, replaced, were sections having slug type flow for
on pipeline system evaluated. Based on this assessment, the pipeline technical integrity strategy was implemented:
Pigging, Inspection frequency, corrosion monitoring, and corrosion control strategies by the use of chemicals.
11:00 - 11:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Session V-A
San Martin A-B-C
11:30 - 12:00
Mitigation of Corrosion in Deepwater Oil Pipelines with Inhibitors
Presentado por Alyn Jenkins, Schlumberger
The carbon steel oil pipelines, risers and topsides pipework of a Floating Production Storage and Offloading (FPSO)
vessel located in deepwater offshore West Africa were at risk of severe CO2 corrosion. Consequently, an effective
inhibitor was required to mitigate corrosion. However, corrosion control in deepwater oilfields with inhibitors poses
many challenges. One of the main challenges occurs during injection when the inhibitor is exposed to low temperature,
high pressure conditions in a chemical umbilical for pro-longed periods. Consequently, exposure to these environments
should not have a detrimental effect on the performance of the inhibitor.
Corrosion inhibitors also need to be compatible with produced fluids in case these fluids bypass the non-return valve
and ingress into the chemical umbilical. If the fluids are incompatible, then blockage of the umbilical will occur.
Considering chemical umbilicals are low temperature (0 - 4°C), high pressure (> 5000 psi) environments, inhibitors are
required to be formulated to be hydrate resistant. This ensures that if gas and produced water enters the subsea
chemical injection system, blockages will not occur due to hydrate formation.
Therefore, in addition to corrosion inhibition performance tests, corrosion inhibitors used in deepwater environments
need to undergo a number of specialized tests to ensure that they are fit for purpose, suitable for deployment subsea
and will not block the chemical umbilical or chemical injection system. These tests include exposure to a high-pressure
flow loop with cyclic temperature variation, rheology profiles at ambient and high pressure, critical pitting temperature,
long term product stability and materials compatibility.
This paper details the laboratory work performed to qualify an inhibitor to mitigate corrosion in the deep-water flow
lines and topsides pipework of this oilfield. The paper also provides extensive information on the corrosion monitoring
work performed on the FPSO using a corrosion side stream equipped with linear polarization resistance (LPR) probes to
determine that the recommended inhibitor was providing the required level of protection.
12:00 - 12:30
From Design to Proven Performance: Flexible Pipes in the Oil and Gas Industry
Presentado por Carlos Fernandez, FlexSteel Pipeline Technologies
The use and application of flexible pipes in the Oil & Gas industry has offered improved performance and cost saving
advantages during the last 40 years in comparison to conventional welded steel pipes. This paper reviews the design
basics, benefits and several case studies related with this type of technology as a suitable solution to control external
and internal corrosion in the oil and gas industry.
The extensive use of this technology around the world has led to create several international standards for its design
and performance evaluation. By design, the reinforcing steel in a flexible pipe is isolated from the conveyed fluid and the
environment by layers of polymer which are internally and externally extruded. In general, the polymer layers give to
the flexible pipe excellent corrosion resistance in comparison to the steel for the common fluids transported in the Oil
and Gas industry.
Flexible pipes extend over long distances during installation, reducing the number of joints and connections by up to
85% compared with the multiple joints steel pipes. Due to the intrinsic properties of the polymer layer, the use of
corrosion inhibitors and cathodic protection is minimized which has a significant impact on CAPEX and OPEX. Realistic
case studies, from offshore applications in South America to rehabilitation of corroded steel pipe in Europe have proven
the suitability of this technology in a broad range of conditions.
Since the introduction of the technology, thousands of kilometers have been specified for corroded steel pipe
rehabilitation, gas gathering systems, water injection and Oil & Gas flowlines.
12:30 - 13:00
Composite Repairs – Their Application for the Long-Term Reinforcement of Mechanical Damage
Presentado por Javier Arbulu, Clock Spring Company L.P.
Composites sleeves are an extremely popular alternative to cut and replace welded sleeves and clamps for the repair of
up to 80% external metal loss defects. Composites have an excellent proven track record with over 100 composite
sleeve repairs being installed daily in over 80 countries. Composites have also been developed, tested and peer
reviewed as being suitable for the reinforcement of mechanical damage on liquid and gas pipelines.
This paper looks at the European and International research undertaken regarding the reinforcement of mechanical
damage including dents, gouges and vandalism with reference to both ASME B31.4 (2016) and ASME B31.8s (2014), and
provides clarification on where a composite sleeve repair would be suitable, and where it would not. The paper then
gives examples of where European operators of both liquid and gas pipelines have installed composite sleeve repairs
over mechanical damage and provides a justification as to why these repairs were suitable and highlights the cost and
time benefits of selecting a composite sleeve over other code accepted methods to complete an pipeline-in-service
repair.
13:00 - 14:30
Almuerzo
Lunch
La Terraza del Mar
14:30 - 15:30
Presentación Magistral
Keynote Presentation
Impacto de la Corrosión Inducida Microbiológicamente en la Integridad de Ductos
Presentado por Matilde de Romero, INCORS
La corrosión inducida microbiológiacmente (MIC, pos sus siglas en ingles), es uno de los problemas de corrosión
localizada que coloca en riesgo la integridad de ductos y equipos de la industria del gas y el petróleo, tanto interna como
externamente. Se han reportado varias fallas relacionada con este efecto corrosivo que generan los metabolitos
generados, específicamente, por las bacterias reductoras de sulfato y las bacterias productoras de ácido (SRB y APB, por
sus siglas en ingles), de allí la importancia de su adecuada evaluación y control; siendo de hecho uno de los “KEY
performance” que normalmente debe evaluarse para asegurar la integridad de un activo industrial.
En esta conferencia se presentará la importancia de este fenómeno de corrosión, varios casos analizados y reportados a
nivel mundial con impactos ambientales y humanos lamentables, su mejor forma de evaluación y seguimiento a nivel de
campo, y su adecuado control en sinergia con los inhibidores de corrosión.
IMPACT OF MICROBIOLOGICAL INDUCED CORROSION IN THE INTEGRITY OF DUCTS
Microbiologically induced corrosion (MIC) is one of the localized corrosion problems that puts the integrity of pipelines
and equipment in the gas and oil industry at risk, both internally and externally. Several failures have been reported
related to this corrosive effect generated by the metabolites generated, specifically, by sulfate reducing bacteria and
acid producing bacteria (SRB and APB), hence the importance of their adequate evaluation and control; being in fact one
of the "KEY performance" that normally must be evaluated to assure the integrity of an industrial asset.
This conference will present the importance of this phenomenon of corrosion, several cases analyzed and reported
worldwide with regrettable human and environmental impacts, its best form of evaluation and monitoring at field level,
and its adequate control in synergy with the inhibitors of corrosion.
Sesssion VI-A
San Martin A-B-C
15:30 - 16:00
Under Deposit Corrosion in Oil & Gas: Key Microbial Species for Integrity Risk Management
Presentado por Walter Vargas, YPF-Tecnología
El diseño y la implementación de nuevas estrategias para reducir los efectos de la MIC en las instalaciones del Oil & Gas,
requiere de un diagnóstico temprano y preciso de las comunidades microbianas causantes de la corrosión. En particular,
uno de los aspectos más complejos es lograr un mejor entendimiento de la distribución de las poblaciones microbianas
sésiles y plantónicas. Por lo tanto, y para garantizar un seguimiento más preciso de los microorganismos perjudiciales
para la industria del Oil & Gas, hemos desarrollado y optimizado protocolos para el seguimiento microbiológico
mediante ensayos de biología molecular.
Mediante ensayos de qPCR (PCR cuantitativa) y metagenómica basada en 16S, se pudo determinar la composición
microbiana diferencial entre muestras de agua y material solido depositado sobre biocuponeras. Del análisis de estos
resultados se pudieron identificar aquellos grupos microbianos (tales como Desulfonauticus sp. y Thermosipho sp.) con
una mayor concentración porcentual en la población sésil respecto la plantónica. Por otra parte, además de las bacterias
reductoras de sulfato (BRS), los resultados de metagenómica también permitieron la identificación de una gran
diversidad de microorganismos críticos para el MIC, además de otras especies importantes para la formación y
estabilización de biofilms microbianos (incluyéndose bacterias reductoras de tiosulfato y algunas Arqueas). Ensayos de
monitoreo a lo largo de 90 días posteriores a la dosificación de biocida en una planta de tratamiento de aguas (activo
convencional) de YPF S.A., nos permitieron realizar un seguimiento detallado de bacterias totales, arqueas totales, y
BSR. De esta manera se pudo demostrar una importante reducción del contenido bacteriano luego de iniciado el
tratamiento, mientras que el contenido de arqueas y BSR se vio incrementado a lo largo del tratamiento. Además de los
estudios microbiológicos, de forma simultánea, se llevó a cabo la caracterización química y morfológica de productos de
corrosión obtenidos. De esta manera se pudo realizar una evaluación integral del comportamiento microbiológico y la
velocidad de corrosión en las instalaciones.
Del análisis de los resultados, se destaca que fue posible identificar aquellas especies microbianas que resultan críticas
para la formación de biofilms, y también determinar el impacto de dichos microrganismos sobre la integridad de los
cupones (y probablemente en toda la instalación). Por lo tanto, los resultados de este trabajo permitieron la
identificación específica de aquellos microorganismos involucrados en la corrosión bajo depósito, generando un
conjunto de herramientas de alto impacto para asistir a los ingenieros de corrosión en el diseño y planeamiento de
estrategias de mitigación de MIC más efectivas.
16:00 - 16:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Session VII-A
San Martin A-B-C
16:30 - 17:00
Novel Approach to Monitoring Bacteria Populations in Oil and Gas Production
Presentado por James Fajt, MI SWACO
Biocides are among the most toxic chemicals applied in the oil and gas exploration and production industry. Use of
biocides is often based more on routine practice and speculation rather than on reliable bacteria population data.
Accurate bacteria population monitoring is important in oil and gas fields to mitigate microbiologically influenced
corrosion (MIC), prevent reservoir souring and optimize biocide treatment strategies. Serum serial dilution testing
(SSDT) is a flawed yet widely accepted standard for bacteria testing in the oil and gas industry. The serum bottle test is
cumbersome to perform correctly in the best of conditions and impractical to use in most if not all oil and gas field
applications. The SSDT method returns an indirect estimate of bacteria populations that are often misleading and
inaccurate due to basic assumption of the test and users attempts to stream line the method.
It is important for operators to understand the drawbacks of the SSDT method and be aware that alternative accurate
field ready methods for bacteria population measurements are available. This paper reports the work performed to a
develop a new approach to detect bacteria in oil and gas fields that is used to select, test and apply fit for purpose
bacteria control chemicals.
The new methodology has many advantages over other commonly used methods such as the SSDT and ATP tests. The
new approach provides a rapid bacteria measurement that can be performed wholly at the well site. The method gives
highly accurate data, simple to use and is compatible with oilfield production chemicals and all field fluid chemistries.
The approach uses a bacteria metabolism based assay technique that utilizes fluorescence spectroscopy to obtain an
arbitrary fluorescence value that is proportional to the number of bacteria present in a sample. However, the new
method is unique in that the user is able to convert this arbitrary value into meaningful data such as colony forming
units per mL or even number of equivalent bug bottle turns. The conversion is based on the results of thousands of
experiments comparing the arbitrary fluorescence value with accurate laboratory bacteria measurements (e.g. plate
counts) performed on field waters from a variety of sources.
This new approach to bacteria monitoring is unique and provides immediate real time follow up testing to ensure
chemical applications are effective.
17:00 - 17:30
AC Corrosion: Mechanism - Mitigation – Monitoring
Presentado por Lars Nielsen, MetriCorr Aps
Throughout recent years AC corrosion has become increasingly recognized as a serious threat to pipeline integrity. The
mechanism of AC corrosion has been a subject of much debate, as has the criteria that must be met to mitigate AC
corrosion, and consequently also how AC corrosion control measures are best monitored.
The first guidelines were published in a technical specification by CEN in 2006 (TS 15280). This was later revised in the
standard EN 15280 based on a wide range of systematic field surveys and resulting data. The same standard has formed
the basis of ISO 18086, and a NACE standard on the subject is merging.
The present paper provides an illustration of simple correlations between the parameters involved in AC corrosion: AC
voltage, AC current density, DC potential, DC current density, as well as spread resistance related to a coating defect.
These correlations have been established and reproduced continuously in laboratory experiments and cemented by
several hundred datasets obtained by measurements along AC interfered pipelines. Based on this well-established pool
of data the mechanisms of AC corrosion are illustrated and discussed in terms of electrical equivalent circuits, Pourbaix
diagrams, and kinetics of involved electrochemical processes. Criteria are illustrated and discussed with a clear focus on
a cost-effective handling of the problem in practice.
Sesión IV-B
Bolivar
10:00 – 10:30
10:30 – 11:00
Análisis De Falla De Una Línea De Transporte De Gas De 26 Pulgadas
Presentado por Margarita Hidalgo, PRODUTEC PERU SRL
En el mes de Noviembre, ocurrió una falla por ruptura en servicio de una línea de transporte de gas de 26 pulgadas
perteneciente a un sistema de gas, la cual presentó múltiples fracturas y desprendimiento de un segmento del tubo en
la progresiva Km 22 que se ubica en una zona cercana a un poblado. Con el fin de determinar las causas de dicha rotura,
se realizaron estudios metalúrgicos destructivos a nivel de laboratorio en secciones representativas del metal base del
tubo incluyendo un segmento que salió despedido en el momento de la falla. El alcance de la evaluación incluyó:
Inspección visual, Macrografía estereoscópica de la superficie de fractura, Análisis metalográfico de secciones
representativas de la zona de fractura, además de realizar perfiles de dureza en los puntos evaluados para determinar la
condición mecánica actual del material del ducto.
La falla del gasoducto que afectó dos juntas de la tubería ocurrió en un terreno con pendiente ascendente en el sentido
del flujo, de suelo húmedo y poco compacto, y se manifestó por múltiples fracturas tanto en la zona afectada por el
calor de la soldadura longitudinal como en el material base, que originó pérdida de un segmento de línea que salió
despedido al momento de la falla. Los análisis metalúrgicos detallados a nivel de Laboratorio indicaron que el metal base
del tubo en zonas alejadas al daño no presentaron defectos de fabricación cumpliendo con los estándares para una
tubería de línea clasificada como API 5L Grado X-52. Sin embargo la presencia significativa de defectos de fabricación
manifestados como inclusiones lineales tipo grieta dentro del material base del acero que se detectaron en la zona de
falla del tubo, afectaron significativamente la integridad mecánica del gasoducto al ofrecer un camino preferencial para
la propagación de grietas, como lo demostraron los análisis metalográficos realizados. Adicionalmente la falla del
revestimiento epóxico, la exposición directa del metal al ambiente corrosivo del suelo circundante, y un sistema de
protección catódica que no permitió la adecuada protección del metal, ocasionaron corrosión localizada que redujo el
espesor del tubo en forma significativa. En estas condiciones un ligero incremento de la presión promedio de operación
que se venía realizando desde el mes de Mayo desde 681 hasta 778 PSI en Noviembre, originó una fractura en la zona de
corrosión localizada y se propagó por los defectos de manufactura presentes en el material que causaron la explosión
súbita que desprendió un segmento de tubería a la zona circundante. En el presente caso, la corrosión localizada causó
una reducción significativa del espesor de pared, debilitó la resistencia remanente y promovió la fractura repentina a lo
largo de los defectos pre-existentes en el material base del tubo.
11:00 - 11:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Session V-B
Bolivar
11:30 – 12:00
Evaluación del proceso de corrosión en la superficie de API 5L X80 carbono en mezclas de petroleo y agua de mar
Evaluation of the Corrosion Process on the Surface of API5LX80 Carbon in Oil and Sea Water Mixtures
Presentado por Ivanilda De Melo, Universidade Federal de Pernambuco
Corrosion is a serious problem in the oil industry, as well as generating direct and indirect costs, it can promote
accidents and non-measurable risks. The objective of this work was to evaluate the corrosion process in carbon steel API
5L X80 exposed to mixtures of petroleum and sea water under static conditions for a period of 60 days.
To conduct the experiments were used reactors with capacity of 1000mL. The samples were characterized by confocal
microscopy to evaluate the surface by topography and evaluation of the corrosion rate by loss of mass throughout the
experiment. The results showed that there was change in the surface as a function of the exposure time and the highest
corrosion rates were in the first 30 days.
12:00 – 12:30
Análisis De Riesgo Cuantitativo (Qra) De Ductos De Yacimiento
Presentado por Marcos Meyer, Icorr
Dentro del marco de un Sistema de Gestión de Integridad (SGI) de ductos, el modelo de riesgo a utilizar es la base
metodológica que sustenta el proceso de análisis y gestión del riesgo. Si bien, en cuanto a los modelos de análisis de
riesgo, los códigos definen lineamientos y etapas requeridas en la evaluación, hasta el momento la industria no ha
adoptado una metodología unificada por norma para análisis de cañerías.
Como parte de un proceso de mejora del SGI de ductos de YPF SCO (Santa Cruz Oeste), se desarrolló un modelo de
análisis de riesgo cuantitativo (QRA) de ductos, el cual fue implementado a escala de todos los yacimientos de dicha
unidad de negocios, abarcando en una primera etapa las ductos principales, troncales y primarios.
Conceptualmente, el modelo aplica los principios incluidos en las principales normativas de gestión de integridad de
ductos a nivel internacional: Código ASME B31.8S (cañerías de gas), y API 1160 (cañerías de hidrocarburos líquidos).
En cuanto a las metodologías de cálculo de probabilidad, consecuencia y riesgo, el modelo cuantitativo se basa en
probadas normativas y publicaciones internacionales, principalmente API RP 581 (Inspección basada en riesgo), las
cuales han sido modificadas para su adecuación a la evaluación de riesgo de ductos de yacimientos.
En este trabajo se presentan las bases metodológicas del modelo de análisis de riesgo desarrollado, así como
modificaciones llevadas cabo y se discuten los aspectos y resultados principales de la implementación del proyecto de
análisis de riesgo de ductos llevado a cabo entre 2015 y 2016, incluyendo la validación del modelo y las herramientas de
soporte utilizadas.
The case studies presented illustrate a corrosion engineer’s view on modelling requirements and internal corrosion
diagnosis, where the primary focus of the work was to identify potential corrosion hot spots and associated inspection
requirements. In addition, the projects aimed to limit the clients required excavation activities and optimize corrosion
management controls; thereby providing a cost-effective solution to manage and diagnose internal corrosion within
their systems.
12:30 – 13:00
Caracterización Efectiva de Picaduras con Distribuciones Geométricas Complejas en Ductos de Transporte, Utilizando
Fuga de Flujo Magnético de Alta Resolución
Presentado por Diego Luna, NDT Global S.A. de C.V.
En la industria petrolera, el fenómeno de corrosión constituye una de las principales amenazas para la integridad
estructural de sus ductos de transporte en servicio, la detección oportuna y precisa de los defectos resultantes es una
tarea fundamental para la correcta valoración de su integridad mecánica. Los proveedores de servicios de inspección en
línea abordan esta necesidad mediante la innovación tecnológica de sus servicios. En el caso de la tecnología de Fuga de
Flujo Magnético de alta resolución (MFL HR), sus resultados han demostrado alta calidad al describirse con un nivel de
confianza mayor al 90% y precisión dimensional de ±10% en profundidad de indicaciones; sin embargo, la detección de
discontinuidades descriptivamente pequeñas como "picaduras" es limitada, la problemática se magnifica cuando estas
ocurren formado grupos con distribuciones geométricas complejas.
Las principales variables involucradas en la detección de grupos de picaduras son: morfología y distribución de las
picaduras, estabilidad del campo magnético inducido por el equipo inteligente, algoritmo matemático de procesamiento
y criterios de análisis de datos. Con el objetivo de mejorar la detección y dimensionamiento de estas discontinuidades,
se realizaron cambios al procedimiento de inspección, algoritmo y criterios de análisis comúnmente utilizados, las
mejorías fueron probadas en la inspección de óleo y gasoductos en México. Los resultados obtenidos indican que al
suministrar un medio circundante hidráulicamente estable al equipo inteligente durante la inspección, la resolución de
los registros se ve favorecida por la eliminación de ruido en las señales; adicionalmente, al implementar algoritmos
modificados y criterios de análisis que consideran el fenómeno de saturación magnética, la subestimación en
profundidad de indicaciones disminuye. La incorporación de las modificaciones propuestas, permite mejorar
significativamente la detección y dimensionamiento de agrupaciones complejas de picaduras utilizando la tecnología
MFL HR, comparativamente con los resultados obtenidos siguiendo procedimientos estándar de inspección y análisis.
13:00 - 14:30
Almuerzo
Lunch
La Terraza del Mar
14:30 - 15:30 Removed this as it was already listed under San Martin ABC.
Session VI-B
Bolivar
15:30 – 16:00
Tecnología De Drones Con Cámaras De Alta Resolución En La Inspección De Tuberías
Presentado por Viviana Gonzalez, CIMA Corporation
La tecnología de drones compactos ha avanzado rápidamente en autonomía de vuelo; y a su vez, las cámaras de alta
resolución han optimización su tamaño, lo cual ha mejorado y ampliado el uso de estas tecnologías combinadas en las
inspecciones a la infraestructura petrolera.
Este trabajo presenta los usos y resultados de la toma de fotometrías con drones de última generación a las facilidades
de superficie y ductos enterrados en la gerencia central, de ECOPETROL S.A. Colombia.
El manejo digitalizado de la fotometría con drones, permitió la identificación de zonas con posibles interferencias al SPC,
delimitación de zonas de alta consecuencia y el modelamiento tridimensional (3D) de: Facilidades de superficie, ductos
enterrados y zonas de inestabilidad geológica.
La aplicación de esta tecnología acompañada con la digitalización y el modelamiento 3D, mostró efectividad y
trazabilidad en la información para garantizar la integridad de los ductos; disminuyendo costos y tiempos en la toma de
decisiones, mitigando la incertidumbre de la subjetividad en los análisis humanos y siendo un entrada para la aplicación
de metodologías ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment) y IBR (Inspección Basada en Riesgo).
16:00 - 16:30
Visite el Salón de Exposiciones
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San Martin D-E-F
Session VII-B
Bolivar
16:30 – 17:00
Novel Drone Technology for Detecting Sensitive Integrity Parameters in Remote Inaccessible Pipelines
Presentado por Jorge Canto Ibanez, Corrosion y Proteccion Sa de Cv
Unmanned aerial vehicles are presenting as a highly disruptive technology. They are creating an all new market and
value for operators and service providers. This is especially true in countries and areas were natural and social barriers
difficult access to a pipeline or facility.
Simple reading such as a pipe to soil potential or even visual inspection of a right of way, present as important vital signs
of how the integrity of a pipeline is expected to be. However mandatory, these inspections are not always completed as
regulations requires.
This paper presents technology and new designs of UAV’s able to fly autonomous using onboard computers, GPS and
accelerometers while recording sensitive information of the pipeline and other facilities. Infrared cameras, leak
detection and other technologies can be held onboard to correlate data on the same flight plan.
17:00 – 17:30
Plan Óptimo de Reparaciones a Partir de la Carrera de Inspección Interna Validada
Presentado por Johann Galvez, Gie Perú
Es sabido la complejidad que conlleva lidiar con resultados de la inspección con ILI (In Line Inspection), cuando se trata
de millares de anomalías distribuidas en centenares de kilómetros, siendo la planificación de los escenarios para
implementar las reparaciones un proceso desgastante, que implica campañas de reparación millonarias. Frente a esta
situación se presenta en este trabajo una guía que permite racionalizar y estandarizar las diferentes alternativas de
reparación tales como reemplazo de tramos, colocación de refuerzos, amolado o recubrimiento.
La integración, estandarización y sistematización del tratamiento de los datos ILI y de otra información vital de
integridad, unida a una serie de algoritmos que operan sobre la base de datos de inspección, permite identificar
diferentes escenarios que se pueden ir evaluando en forma sistemática, estimando los costos de una solución versus
múltiples opciones.
Las variables que se incorporan al cálculo pueden ser de diseño particular para cada sistema, considerando al menos:
Minimizar la recurrencia: es sabido que en zonas de suelo agresivo y pobres condiciones de protección anticorrosiva se
recurre frecuentemente a realizar reparaciones. Optimizar el costo de los reemplazos de tramos: se realiza un balance
entre la longitud de los reemplazos vs el costo de los empalmes. Establecer los umbrales de confort de riesgo en relación
a las anomalías remanentes luego de la implementación de cada etapa del plan.
Beneficios de Sistematizar la decisión:
Optimización de Recursos, al afrontar reparaciones planificadas, observando toda la longitud del ducto o sistema y no un
tramo en particular. Trazabilidad en el Tiempo y unificación de Criterios, que permiten en la compañía hacer las
reparaciones de manera repetitiva y utilizar los mismos criterios en la toma de decisiones. Previsión, ya que al integrar
las reparaciones en un solo plan se pueden prever acciones y contingencias en general.
17:30 - 21:00
Evento Social
Social Event
La Terraza
Viernes, Noviembre 17
Sesión VIII-A
San Martin A-B-C
9:00 - 9:30
El Uso de Desacopladores con Sistemas de Mitigacion de AC
Presentado por Tony Castillo, Dairyland Electrical Industries
La tensión inducida puede aparecer en cañerías que están protegidas catódicamente y se encuentran cerca de líneas de
distribución de energía eléctrica o líneas de transmisión. La técnica general para mitigar la tensión de corriente alterna
inducida es conectar el ducto en lugares apropiados a un sistema de puesta a tierra de impedancia adecuadamente baja
para colapsar la tensión a un valor mínimo y seguro. Esto debe realizarse sin afectar negativamente los sistemas de
protección catódica (CP) de corriente impresa utilizados para la gestión de la corrosión en las cañerías.
Los desacopladores de estado sólido proporcionan aislamiento de corriente continua en estructuras protegidas por
sistemas de CP y sistemas de puesta a tierra mientras que simultáneamente se mantiene la seguridad de puesta a tierra
para fallas de corriente alterna y sobretensiones de rayo.
Este artículo analiza los fenómenos de tensión inducida, así como los objetivos de mitigación, los sistemas de puesta a
tierra, los desacopladores y los productos relacionados que son necesarios para la reducción efectiva de la tensión de
corriente alterna inducida.
9:30 - 10:00
The Influence of Coatings on Pipeline Corrosion Monitoring
Presentado por Jim Banach, SPC
Coatings are the primary corrosion protection system for the external surface of a buried pipeline. They are the main
determinant for the adequacy of a pipeline’s corrosion protection system where coatings and cathodic protection are
used.
Techniques for corrosion monitoring of a pipeline include test lead and close interval surveys, ECDA (External Corrosion
Direct Assessment), and in-line inspection.
This paper discusses each technique and shows how coating performance is a key factor in deciding the effectiveness of
each technique.
10:00 - 10:30
Monitoring Failure of Pipeline by Time Domain Reflectometry (TDR)
Presentado por Ernesto Orduna Reyes, Instituto Mexicano del Petroleo
La tensión inducida puede aparecer en cañerías que están protegidas catódicamente y se encuentran cerca de líneas de
distribución de energía eléctrica o líneas de transmisión. La técnica general para mitigar la tensión de corriente alterna
inducida es conectar el ducto en lugares apropiados a un sistema de puesta a tierra de impedancia adecuadamente baja
para colapsar la tensión a un valor mínimo y seguro. Esto debe realizarse sin afectar negativamente los sistemas de
protección catódica (CP) de corriente impresa utilizados para la gestión de la corrosión en las cañerías.
Los desacopladores de estado sólido proporcionan aislamiento de corriente continua en estructuras protegidas por
sistemas de CP y sistemas de puesta a tierra mientras que simultáneamente se mantiene la seguridad de puesta a tierra
para fallas de corriente alterna y sobretensiones de rayo.
Este artículo analiza los fenómenos de tensión inducida, así como los objetivos de mitigación, los sistemas de puesta a
tierra, los desacopladores y los productos relacionados que son necesarios para la reducción efectiva de la tensión de
corriente alterna inducida.
10:30 - 11:00
Corrosion Control and Flow Enhancement Through the Use of Internal Coatings in OCTG
Presentado por Jorge Marciano, Shawcor Pipe Protection ltd
Internal Pipe Coatings are a solution to many problems present in OCTG installations. These coatings not only increase
the fluid flow rate but also, and fundamentally, provide long-term protection under a broad range of corrosive
conditions, from sporadic exposure to full immersion in strongly corrosive environments. The coatings act as a barrier to
separate two highly reactive materials (i.e. preventing strongly corrosive liquids, solids, or gases from contacting the
underlying steel substrate). In order to comply with these functional requirements, the coatings must have certain
properties like water resistance, good adhesion and flow efficiency, among others.
This presentation aims to present how these internal coating solutions are selected to meet with the different OCTG
functional requirements and corrosion challenges. Coating properties required for protecting these assets are not the
same for all cases, and will differ for a well tubing coating, a drill pipe coating or a flowline coating.
11:00 - 11:30
Visite el Salón de Exposiciones
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San Martin D-E-F
Session IX-A
San Martin A-B-C
11:30 - 12:00
Shielding Coatings? They Should!
Presentado por Bob Buchanan, Seal for Life Industries
Coatings are applied on buried and immersed metal pipelines in order to minimize the risk of corrosion. Since perfect
coatings do not exist, cathodic protection is often installed to act as a backup for coating imperfections. However, in
some situations cathodic protection is unable to provide this backup, especially with initially unbound or disbonded
coatings that have high electrical insulation resistance like polymeric types.
In general, cathodic protection is only effective when the current density and pipe to soil potential at the steel substrate
meets certain minimum requirements. In case disbondment of coating has occurred, these minimum requirements may
not be met. Moreover, currently available above-ground non-intrusive surveying techniques for locating coating defects
are not capable of indicating effectiveness of Cathodic Protection.
Literature studies and experiments revealed that the void dimensions and conductivity of the soil-electrolyte are critical
parameters that define whether or not cathodic protection is effective underneath disbonded coatings.
12:00 - 12:30
Trends in the Inspection of Protective Coatings and the Reporting and Management of Data
Presentado por Colin Bennett, Elcometer
Increasingly owners and managers who are investing vast sums of money protecting their assets from corrosion want to
see proof that the work is completed to the agreed specification and in accordance with International Standards. There
is an expectation that all personnel involved in the process are trained and qualified; all equipment is fit for purpose,
reliable and accurate and that there will be proof in the way of reports to confirm that the work is completed
satisfactorily.
The market trends are for more inspections, increased volume of measurements during the inspection and the use of
electronic data capture of measurements to speed up the process and to facilitate the use of mobile computer
technology when managing such vast amounts of data.
There is a growing move away from hand-written paper based inspection/reporting to the use of digital equipment that
will store not only measurements but also capture the time and date of the inspection, records the serial numbers of the
gauges used for the inspection and provide full traceability to the final report.
There are many options available to the inspector in terms of inspection products at each stage of the process and also
in terms of the software employed to produce the final reports.
This presentation will highlight these choices and illustrate the way in which inspection equipment manufacturers have
developed gauges to meet the needs of the inspector to gather the relevant data and provide a means in which project
reports can be generated quickly and efficiently.
12:30 - 13:00
Técnicas Electroquímicas Para El Seguimiento De Velocidades De Corrosión Y La Detección De La Erosión Y El Picado en
Líneas De Flujo
Presentado por Daniel Martínez, CIC
Normalmente el seguimiento de la velocidad de corrosión en líneas de flujo de hidrocarburos se realiza mediante
cupones gravimétricos, probetas de resistencia eléctrica (ER) y resistencia de polarización lineal (LPR). Dependiendo de
la técnica aplicada, estos métodos de medición requieren usualmente tiempos prolongados para la obtención de
resultados o no permiten, bien sea determinar la corrosión localizada (picado) o identificar los mecanismos de corrosión.
El presente trabajo tuvo su origen en un servicio realizado para una empresa del sector hidrocarburos en Colombia, en el
cual se implementaron “On Line” las técnicas electroquímicas de resistencia a la polarización lineal (LPR), pendientes
tafel, polarización potenciodinámica cíclica (PPC) y espectroscopia de impedancia electroquímica (EIS), con el fin de
determinar la velocidad de corrosión e identificar, tanto los procesos de corrosión localizada, como los mecanismos de
corrosión en las líneas de flujo.
Las mediciones obtenidas fueron correlacionadas con las condiciones operacionales, características del fluido, históricos
de velocidad de corrosión, inspección visual de cupones y monitoreo de sólidos, permitiendo validar la metodología
empleada y la identificación de los mecanismos de corrosión de manera oportuna. Los resultados emanados de la
metodología implementada permiten adoptar decisiones acertadas y eficaces para el control de la corrosión.
13:00 - 14:30
Almuerzo
Lunch
La Terraza del Mar
Session X-A
San Martin A-B-C
14:30 - 15:00
Understanding the Total Cost of a Corrosion Issue in the Oil and Gas Industry
Presentado por Laura Cardenas, Lloyd's Register
The total cost of corrosion in the oil and gas industry is an often overlooked subject when evaluating the impact of an
upset or failure due to corrosion. Costly issues can arise when as little as a single piece of equipment is not designed to
properly mitigate corrosion. Not only is there a need to replace the failed piece of equipment but there are many other
costs to consider including but not limited to: environmental and cleanup, costs safety related costs unnecessary,
corrosion inhibition costs and costs associated with potential failures at other projects that have utilized similar designs
and processes. In this case study a SAGD facility in Northern Alberta (Canada) is examined as it experienced two very
similar failures in heat exchanger tubes within 2 years of each other due to a boiler feed water (BFW) tank being
operated without a nitrogen blanket and a low flow condition. High amounts of oxygen were able to dissolve into the
BFW which led to several problems downstream of the BFW tank particularly in the tubes of the heat exchangers. The
low flow conditions present in the system led to a buildup of solids which also aided in an accelerated corrosion rate.
The case study is used to illustrate how money spent during the design stage would have saved the same dollar amount
many times over during the operation stage.
Sesión VIII-B
Bolivar
9:00 – 9:30
Integration of Ili Data and Monitoring Information to Prevent Pipeline Failures
Presentado por John Malpartida Moya, Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C
By their nature, Pipeline Transmission Systems are exposed to different threats. The Integrity Management System shall
address these threats as it is specified in ASME B31.8S and API 1160 (gas and liquid pipelines respectively). Under this
framework, for pipelines which crosses the Andes and the Amazonian jungle, the Weather and Outside Forces could be
the main threat which increases the risk and cause even a greater number of failures than other threats such as
Corrosion or Third-Party Damage.
To identify and monitor geotechnical risk areas, the essential information used is the data from the Inertial Navigation
Tool (INS). The INS raw data is re-processed and analyzed, after the noise reduction process using a variety of filters at
different intervals, reveals areas where there is a possible deformation. These zones are transformed into indications
that are studied by an analyst correlating other data sources: terrain topography, soil characteristics, hydrology, ground
motion records, ILI records (caliper records, MFL records, etc), as-built data, stress concentrators, etc. The analyst
determines if they are pipeline deformations due to a soil movement or if the indication is caused by another source
such as the noise caused by the electronics of the tool, the operating conditions during the inspection, the filtering
process, etc.
Comparison of simultaneous INS runs also defines movement patterns. It is important to define the trends of
displacement taking into account the accuracy of the tool and consistency of this movement with the geotechnical
phenomenon may be happening. Both the comparison of successive runs as the analysis of raw data, to define
inspection intervals, they can reach more than once a year performed in critical situations.
It is also important to correlate information from different internal inspection tools, because depending on the threat
assessed, one threat can be identified in different ways by different inspection technologies. This article gives some
lessons learned regarding this matter.
Since it is necessary to assess pipeline integrity in a context of risk assessment, it must be defined algorithms to establish
criticality factors for all indications, not only for volumetric anomalies. These factors should represent a similar concept
like “repair factor” used in evaluating volumetric anomalies (B31G ASME, DNV RP F-101, etc).
By integrating ILI Data with monitoring information, we have been able to act in advance to potential critical events,
mitigating and/or minimizing the occurrence of failures. In this way, we are able to optimize efforts to preserve the
integrity of our system and in addition minimize personal, environmental and business impact.
9:30 – 10:00
Oil and Gas Pipelines Monitoring by Peruvian Satellite
Presentado por Juan Carlos Ramirez, Tecnologia Total SAC
Pipelines usually cross lands of different characteristics regarding population density, altitude, degree of reforestation,
geotechnical constitution, crossing roads, rivers, etc. The integrity of these pipelines is of vital importance because if a
leak occurs, they can generate events with a high negative impact on the safety of workers, communities and the
environment. For this reason, it is very important to ensure their mechanical integrity through effective monitoring of
the main hazards. Currently in Peru the monitoring of the pipelines is mainly carried out under the following modalities:
A) Walking patrol.
B) Air patrol by helicopter.
C) ILI (In Line Inspection) inspections.
D) Operating conditions supervision.
With the development and availability of artificial satellites that are more able to detect events on the surface of the
planet, there is the possibility of identifying changes in the rights of way to obtain a new model of pipeline monitoring.
Peru has its own satellite, called Peru Sat 1, which was launched on September 15th of 2016; therefore, there are
images of the entire Peruvian territory that could be used to detect changes in pipelines right of ways that could be a
response to an active deterioration mechanism.
The images of the Peruvian satellite are managed by the National Commission of Aerospace Research and Development,
CONIDA. This institution makes available the images collected by Peru Sat 1 and other satellites to different private and
public entities. With these satellite images, there is the possibility of monitoring the rights of way of oil and gas Peruvian
pipelines, this document explores the feasibility of developing and having this tool to contribute in the objective of
ensuring the integrity of this transport facilities.
10:00 – 10:30
Ubicación Geoespacial De Tuberías Enterradas: Detección Electromagnética Vs Herramienta Inercial
Presentado por Oleksandr Dushevsky, Gie S.A.
La técnica usualmente utilizada para obtener la ubicación georreferenciada de un ducto o sistema de ductos es el pasaje
de una herramienta interna inercial por ducto. En este trabajo se compara este método con un procedimiento que
combina detección electromagnética de la cañería y equipo GPS diferencial.
La detección electromagnética consiste de un relevamiento en campo con un equipo de detección de cañería
electromagnético. Conjuntamente, utilizando un equipo DGPS o Estación Total, se asigna a cada punto de medición un
valor de geo posicionamiento. El equipo electromagnético detecta la ubicación de la cañería y devuelve a su vez, la
profundidad hasta el eje del ducto. Obtener el dato de tapada (distancia al lomo de la cañería) es muy sencillo
conociendo el diámetro exterior del ducto.
En la evaluación de los métodos se realiza una comparativa de los requisitos logísticos en cada método, flujos de trabajo,
claves del éxito en la aplicación de cada una de las técnicas, costos estimados, error en la medición esperados y ventajas
y desventajas de cada técnica.
Se presentan los resultados de un caso de estudio donde se realizó el procedimiento con detección electromagnética
posterior al pasaje de la herramienta inercial. Las trazas representadas en una imagen satelital reflejan que los
resultados de la detección electromagnética son más precisos, ya que coinciden las instalaciones de superficie.
Con este trabajo se busca presentar las herramientas necesarias para tomar una decisión informada al momento de
elegir una técnica para georreferenciar su ducto. Presentando a la detección electromagnética como una alternativa
eficaz, precisa y más económica al pasaje de una herramienta inercial.
10:30 – 11:00
Assessment Analysis Tool for Asset Management
Presentado por Silvana Arias Robayo, BUREAU VERITAS – TECNICONTROL
El análisis de los resultados de riesgo para facilidades y activos pertenecientes a un sistema u operador, es una tarea que
en algunas ocasiones resulta demandante de tiempo de las personas especializadas en el tema; lo que se traduce en
dinero y tiempo de espera en la obtención de resultados que muchas veces requerimos de manera rápida y urgente,
para el proceso de toma de decisiones en aspectos como intervenciones, monitoreo y/o inspecciones.
Por lo anterior, se desarrolló con el fin de evaluar una cantidad considerable de activos una herramienta práctica y de
fácil utilización para los usuarios; mediante la cual con datos de operación, proceso, ubicación del activo y afectación
económica especifica de los activos a evaluar, podemos obtener resultados de consecuencias en las categorías
económica, personal y ambiental. Esta herramienta permite establecer en su programación criterios de evaluación para
establecer un nivel de criticidad y categorizar los activos de acuerdo con estos lineamientos. Esta herramienta/software
sigue los lineamientos de la norma APÏ 581 parte 2, Nivel 1 para el cálculo de las consecuencias.
Por medio de este software, se puede analizar los resultados obtenidos para todos los activos que se incluyan y emitir un
reporte de clasificación según su criticidad, lo que nos permite tener de fácil y rápido acceso la información referente a
la evaluación de riesgos en los activos para la planeación de actividades. Este software es especialmente útil cuando
requerimos evaluar una gran cantidad de activos o cuando requerimos una evaluación inicial de riesgo en un activo sin
calificación previa.
11:00 - 11:30
Visite el Salón de Exposiciones
Visit the Exhibit Hall
San Martin D-E-F
Sesssion IX-B
Bolivar
11:30 – 12:00
PIDT for ArcGIS: Herramienta para la Gestión de Integridad de Ductos y Plantas
Presentado por Cesar Eraso, Tecna ICE
Pipeline Integrity Data Tools (PIDT) for ArcGIS es una herramientas de integridad y manejo de información Geográfica,
con la cual se puede cargar cualquier tipo de información asociada al Sistema de Transporte de Hidrocarburos y Plantas,
realizar análisis automáticos de toda la información indicándole al especialista de integridad lo que está pasando en el
sistema.
A su vez se mostrará el poder del uso de mapas temáticos para localizar las amenazas, coordinar mejor los planes
contingencia y el empleo de módulos de automatización de normas y procedimientos usados en la industria tales como:
Vida Remanente (ASME B31 G / B31 G Modificada), Modelación del Riesgo (API 1160, ASME B31.8S), RBI (API 581), Class
Location (ASME B31.8), entre otras.
En cuanto a los módulos de plantas se mostrarán ejemplos del uso del módulo RBI y como esta permite la generación de
los reportes exigidos por la norma API 581 y de esta forma priorizar las actividades para disminuir el riesgo en los
equipos de una planta con base al riesgo.
Por último, se mostrará la utilidad de tener un módulo de riesgo de ductos totalmente integrado a una Base de Datos
Única generando un valor agregado para la toma de decisiones y diseño del Plan de Integridad de las empresas
asociadas a la industria de Pipeline.
12:00 – 12:30
Desarrollo de una Plataforma Tecnológica Especializada para la Valoración de Riesgos de Integridad para Tuberías y
Estaciones de un Sistema de Gasoductos
Presentado por Gloria Vergara Montes, PROMIGAS S.A E.S.P
Operacionalmente desarrolló una plataforma tecnológica para la valoración de riesgos de tuberías y estaciones que
conforman su sistema de gasoducto y para la administración sistematizada de la información requerida en este proceso.
Las fases ejecutadas fueron:
1. Determinación y evaluación de parámetros para la valoración de riesgos
Gasoductos: basado en normativa nacional e internacional, el conocimiento y la experiencia adquirida por el operador
por años de tener implementado su sistema de gestión de integridad, se estableció un listado de parámetros necesarios
para este proceso.
Estaciones: basados en la metodología RBI (Inspection Based Risk) se identificaron los parámetros necesarios para este
proceso.
Se crearon los algoritmos a partir de los cuales se calcularon los riesgos de integridad presentes en la plataforma.
2. Desarrollo e implementación de la base de datos que incluye las variables para el cálculo de probabilidad de falla y de
consecuencias de falla
La plataforma tiene una librería que ofrece al usuario la posibilidad de acceder a toda la información necesaria en las
valoraciones de riesgos. Se crearon las tablas fuentes para administrar la información que permite al software realizar
los cálculos. Esta información se presenta de manera tabular y gráfica (georeferenciada en el punto de interés del
gasoducto y a partir de planos 3D en las estaciones).
3. Creación y desarrollo de la herramienta tecnológica
Con los algoritmos desarrollados se procedió al diseño y desarrollo de la plataforma. La herramienta presenta dos (2)
módulos principales: tuberías y estaciones. Cada uno está conformado por: Segmentación del sistema, Cálculo de
probabilidad, Cálculo de consecuencia, Cálculo de riesgos, Reportes de resultados y finalmente Parametrización y
configuración.
Como resultado se obtuvo una herramienta parametrizable a cualquier sistema de gasoducto, la cual calcula los riesgos
de integridad y administra sistemáticamente la información de este proceso.
12:30 – 13:00
Control De La Corrosión Externa En Estructuras Soterradas Mediante Cupones Y Telemetría
Presentado por Sergio Echebarrena, EPCA Industrial SRL
Las técnicas actuales de medición, control y comunicaciones permiten integrar diferentes métodos de inspección con el
fin de implementar un procedimiento de integridad que permita disponer de información ordenada y relevante sobre el
estado actual y, por supuesto, la evolución de un sistema de protección catódica.
Un cupón es básicamente, una pieza de acero metalúrgicamente similar al material con el cual se ha construido la
estructura (ducto, tanque, etc.) que se instala enterrado en las cercanías de esta y que puede vincularse eléctricamente
a la estructura y a su sistema de protección catódica. Puede asumirse, con ciertas prevenciones, que esa pieza de acero
enterrada, será equivalente a una porción del ducto o tanque de la misma superficie que esta. Si este cupón no se
conecta eléctricamente a la estructura, no estará tampoco conectado al sistema de protección catódica y, por lo tanto,
se podrá observar la evolución de la pieza en el modo ‘corrosión libre’. Si, por el contrario, se conecta el cupón a la
estructura, este quedará integrado al sistema y bajo las condiciones de ajuste del sistema de protección catódica. En
este caso puede asumirse que lo que ocurra con esta pieza de acero podrá extrapolarse a una zona equivalente de la
estructura en el entorno cercano.
No es necesario realizar una inspección directa del cupón, sino que pueden implementarse dos tipos de mediciones
indirectas que brindarán una notable información sobre el estado del mismo: mediciones de potencial y mediciones de
resistencia.
Mediciones de potencial: Si junto con el cupón, se entierra muy cercano a este un electrodo de referencia permanente
(o se dispone de un sistema para utilizar de modo temporal uno portátil) se podrán realizar dos mediciones muy
importantes: potencial ON (Con el cupón vinculado eléctricamente a la estructura) y potencial OFF (Desconectando el
cupón y midiendo el Instant OFF). Esta última medición permite, bajo ciertas condiciones, inferir cual sería el potencial
OFF de una zona equivalente de la estructura bajo estudio en las cercanías del cupón. La ventaja evidente de esta
metodología es obtener registros de potenciales ON-OFF sin recurrir a la interrupción sincronizada de fuentes de
corriente.
Mediciones de resistencia: El cupón es una pieza de acero que presenta cierta resistencia eléctrica que es función de la
resistividad del material (acero) y sus dimensiones (longitud y sección). Durante un proceso corrosivo, se produce
pérdida de material que modifica las dimensiones del cupón que deriva en un aumento de la resistencia eléctrica. Si bien
hablamos de resistencias en el orden de las milésimas de ohm, con el equipo adecuado puede medirse, registrarse y
estudiar si un cupón está o no bajo un proceso corrosivo de cierta velocidad (se puede estimar la pérdida de peso en
función del tiempo)
Control y medición remota: Si al sistema cupón-electrodo de referencia se le suma un sistema electrónico automático
que permita (según un programa determinado) medir Potencial ON, desconectar el cupón de la estructura, medir
potencial OFF, medir resistencia y transmitir los datos en forma remota a una sala de control u operador, se tendrá la
posibilidad de implementar un sistema de integridad con la información relevante en una base de datos que permita
una rápida visualización del estado y evolución del sistema.
En consonancia con la norma NACE SP0169-2013 “Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic
Piping Systems”, se podrá establecer un criterio propio de potencial de protección relacionando Potencial OFF y con
Resistencia y además, la posibilidad de recibir información remota en forma automática o programada para establecer
rutinas de mantenimiento más eficientes y dedicadas.
13:00 - 14:30
Almuerzo
Lunch
La Terraza del Mar
Session X-B
Bolivar
14:30 – 15:00
Gestión De Integridad: Evaluación De Puentes De Ductos
Presentado por Andres Jonaton Rodriguez, Gie S.A.
Los segmentos de ductos que cruzan quebradas y ríos por puentes aéreos se encuentran expuestos a riesgos de una falla
estructural y daños producidos por crecidas del cauce no previstas en el diseño. Prevenir y mitigar estos riesgos debe
formar parte del Programa de Gestión de Integridad de cualquier sistema que presente cruces aéreos sobre quebradas.
En noviembre del año 2016 una compañía operadora de petróleo y gas argentina identificó la necesidad de valorar el
estado de integridad de los puentes con el fin de tomar acciones de prevención y mitigación de riesgo en el marco de su
Programa de Gestión de Integridad.
Gie S.A. propuso y llevo adelante un servicio de Evaluación de Puentes que involucró dos aspectos: evaluación de la
integridad estructural del puente y evaluación de la condición hidrotécnica de la quebrada. El trabajo involucró trabajo
de inspección en campo de veintinueve (29) cruces y un posterior análisis de la información relevada realizado por un
equipo de analistas multidisciplinario.
A partir de la evaluación se definió el riesgo cualitativo de cada puente y el riesgo hidrotécnico del cruce. Los valores se
introdujeron en una matriz de riesgo relativo. Del total de los puentes evaluados, el 4% resultó con riesgo alto, un 48%
con riesgo medio y el 48% con riesgo bajo.
Como resultado del trabajo se obtuvo la categorización del riesgo relativo de cada puente y la definición de las acciones
de mitigación y monitoreo necesarias en cada instalación. El nivel de riesgo permitió dar prioridad a las actividades de
mitigación y prevención de riesgo, así como también, optimizar los recursos económicos asociados a las actividades de
adecuación requeridas en el sistema en estudio. Por otro lado, la categorización obtenida puede ser utilizada como
entrada en el análisis de riesgo global del sistema de ductos.
Sesión X
San Martin A-B-C
15:00 - 16:00
Forum: IMPORTANCIA DEL ANÁLISIS DE RIESGOS Y CONTROL DE COSTOS EN EL MANEJO DE INTEGRIDAD
Presentado por Fabian Sánchez, OCP Ecuador; Gustavo Romero, PENSPEN; y Antonio Meza, Coga
Cuando un operador decide implementar el manejo de la integridad de sus tuberías, es muy recomendable que incluya
el análisis de riesgo como herramienta para determinar el nivel de riesgo al que se encuentran expuestas las mismas.
Igualmente es recomendable que el análisis de riesgo esté directamente relacionado con los costos en que se debe
incurrir, por un lado para evitar que se cristalicen los riesgos y se produzcan los accidentes y por otro lado los costos de
reparación de las consecuencias si los accidentes se producen.
El foro tratará sobre tres temas fundamentales que nos permitirán abordar los temas antes mencionados:
• Establecer claramente las diferencias entre: Evaluación de integridad, Manejo de integridad y análisis de riesgo. Si bien están muy relacionadas, dentro de un esquema de gerenciamiento de integridad, deben estar delimitadas claramente.
• Presentar de un modelo de administración por riesgos en donde las decisiones se deben tomar en base a los niveles de riesgo encontrados.
• Presentación de una metodología para valorar el riesgo en términos monetarios previo a la toma de decisiones.
IMPORTANCE OF RISK ANALYSIS AND COST CONTROL IN PIPE INTEGRITY MANAGEMENT
When an operator decides to implement the integrity management of its pipes, it is highly recommended that it include
the risk analysis as a tool to determine the level of risk to which the pipes are exposed.
It is also recommended that the risk analysis be directly related to the costs incurred, on the one hand implementing
controls to avoid accidents if risk crystalizes and on the other hand the costs of repairing the consequences if the
accidents are produced.
The forum will address three key subjects that will allow discussing about the above mentioned issues:
• Establish the differences between: Integrity assessment, Integrity management and risk analysis. Since they are closely related, within an integrity management scheme, they must be clearly delimited.
• Present a risk management model in which decisions must be made based on the levels of risk encountered.
• Presentation of a methodology for assessing risk in monetary terms prior to decision-making.