Descripciones del Programa Técnico Technical Program ... · Technical Program Descriptions ......

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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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.

Descripciones del Programa Técnico Technical Program ... · Technical Program Descriptions ......

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