Latincorr Septiembre 2017 by LATINCORR

S E S I O N E S E N E S PA Ñ O L

M A R CA SU C A L E N DA RIO Y R ES E RVA LA F E CHA PA R A L A CO N F ERE N CI A Y E X P OS I CI Ó N COM E R C IA L IN T ER N ACI O N A L D E I LTA 2 01 7 HOUSTON, T EX AS +1-703-875-2011

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CONTENIDO

Aterrizando la Seguridad de los Procesos

Pasos para obtener la conductancia a suelo de ductos de transmisión enterrados

Corrosión en Circuitos de Inyección de Químico Estrategias de Inspección

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EDITOR EN JEFE Carlos A. Palacios V. LATINCORR, LLC. 23501 Cinco Ranch Blvd. Suite H120-905 Katy, TX 77494, USA Telf: +1 (713)984-4774

www.latincorr.com Para más información nos puede contactar a: Info@latincorr.com

COLABORADORES DE ESTA EDICIÓN: Carlos A. Palacios T., Cima-TQ Ernesto Primera, ASME Global Instructor Rogelio de las Casas, De Las Casas CP Gustavo Romero, Penspen Mexico

Volumen 7- Número 1 - Marzo 2017 ISBN 978-0-615-44427-7 ISSN 2165-9524

VENTAS Y MERCADEO: Carlos A. Palacios V. sales@latincorr.com EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar sgyarfasn@gmail.com CORRECCIÓN DE TEXTOS Inversiones FIT4LIFE SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L ¡SE RESPIRAN BUENOS AIRES!..Argentina-Buenos Aires, será el destino anfitrión para la conferencia LATINCOOR 2018. Latinoamérica ha sido testigo y propulsor de las diferentes oportunidades y avances que este congreso ofrece en materia de corrosión. Diferentes empresas a nivel mundial realizan estudios sobre los costos que genera la corrosión. Entre algunos de los estudios más recientes tenemos el revelado en el año 2016 por NACE “International Measures of Privation, Application and Economics of Corrosion Technology (IMPACT)“, arrojando 2.5 trillones de dólares en costos. También así, se encuentra el estudio que realizó la empresa G2MT “Cost of Corrosion” calculando 1.1 trillones de dólares en gastos. Mantener una mayor y mejor integración económica en el sector petrolero no solo debe caracterizarse por la visión ambiciosa que este mercado demanda, sino que es necesario garantizar que esta visión sea el resultado de buenas decisiones. Para esto es prioritario fortalecer los planes de mantenimiento y prevención, que permitirán el uso de estrategias estructuradas y eficaces con el fin de poder reducir costos de corrosión y evitar problemas a las empresas. Es importante que los diferentes operadores e instituciones afines de tuberías, ductos, tanques y otros activos, reflexionen sobre la minuciosidad con la que se deberían ejecutar los trabajos, tanto en la selección de materiales, como en la actualización de nuevas tecnologías en el área y en la adecuada protección catódica, puntualidad en los procedimientos de revestimiento e inspección. De estas estrategias dependerá el éxito de la disminución de costos y el fortalecimiento de la popularidad de los procesos preventivos que las diferentes empresas petroleras ofrecen. Tengamos presente que lo que somos vale en la medida de lo que hacemos por los otros. Es esencial crear sinergías entre todos los involucrados en el area de corrosión, pues al apoyarnos mutuamente, lograremos construir el más beneficioso alcance petrolero en Latinoamérica y en consecuencia mayor aceptación a nivel mundial.

Atentamente, Carlos A. Palacios V. Editor en Jefe

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Aterrizando la Seguridad de los Procesos Ernesto Primera, MSc. CMRP - CQRM - CSSGB - VAIII Correo: editor@ernestoprimera.com / Blog: www.ernestoprimera.com

Durante estos últimos años se observan comentarios y publicaciones en las redes sociales sobre Gestión de Activos, así como también los contenidos de Conferencias, expositores y empresas que ofrecen sus servicios en Iberoamérica, sin embargo, da una sensación de que los enfoques están volando por las nubes, mientras tanto las organizaciones necesitando de acciones prácticas, tangibles y factibles. Es tiempo de salir de la abstracción que solo genera mercadeo.

2016

Así mismo ha pasado el tiempo y el 2016 fue un año lleno de tragedias como las descritas a continuación:

Arabia Saudita

México

Explosión de Planta Petroquímica: 32 muertos y varios heridos. (Petroquímica Mexicana de Vinilo (PMV) “Pemex y Mexichem”)

Fuego en Planta Petroquímica: 12 muertos y varios heridos. (Saudi Arabia Basic Industries Corporation – SABIC)

Rusia

Fuego en Refinería en: 8 Muertos (The Bashneft Ufaneftekhim Refinery)

México

Fuego en Plataforma Petrolera: 3 muertos (Pemex)

Malasia Fuga de Amoniaco 2 Muertos (Petronas)

Lugar México Arabia Saudita Rusia Malasia

Muertes 35 12 8 2

Esto es solo una muestra de muchos accidentes que ocurren todos los años en nuestro Globo, muchos se hacen noticia entre los medios de comunicación y redes sociales, y muchos otros no. Lo único que falta para que ocurran otras tragedias es tiempo, y lamentablemente tiempos cortos: En muchas operaciones actualmente suelen decir palabras como “Tuvimos suerte”. Es tiempo de que hagamos cosas diferentes. 6

Reflexionemos...

Paso 1

Por esa razón me tome el tiempo de escribir esta nota dirigida a los usuarios finales de empresas Energéticas (Petróleo, Gas, Petroquímica, Químicas, Generación de Energía) y todas aquellas en las que sus procesos puedan amenazar la seguridad de las personas que laboran en ella, la de sus comunidades y su medio ambiente.

Entendamos el proceso y sus elementos, para ellos los invito a leerla guía 3132 de la OSHA (Occupational Safety and Health Administration), en ella encontrara un resumen del proceso y sus elementos, a continuación algunos de ellos: 1.- Información de Seguridad de los Procesos 2.- Análisis de Peligros del Proceso 3.- Procedimientos Operacionales 4.- Revisión de Seguridad Pre-Arranque 5.- Integridad Mecánica 6.- Manejo del Cambio 7.- Investigación de Incidentes REFERENCIA: OSHA: 3132 Process Safety Management https://www.osha.gov/Publications/ osha3132.html

Es Hora de Aterrizar En los Estados Unidos hay muchas organizaciones, asociaciones e instituciones que están trabajando de forma conjunta, uniendo esfuerzo en ejecutar actividades (aterrizar) enfocadas en prevenir eventos mayores en su industria energética, y medir paso a paso sus avances de forma tangible, en busca de los mejores resultados. El enfoque prioritario que ha tenido este trabajo dentro de la Gestión de Activos le han llamado “PROCESS SAFETY” que podemos traducirlo como “SEGURIDAD DE LOS PROCESOS” este no es más que una de varias áreas que cubre la Gestión de Activos, pero que la historia, el presente y los resultados nos están mostrando que debemos priorizar. Voy a tratar en unas breves líneas y enlaces, de orientar a los usuarios finales para que identifiquen estos pasos y busquen entenderlos, modelarlos, adaptarlos a sus procesos, condiciones y entornos. Por supuesto seré muy breve, pero les dejare recursos para que de forma autodidacta traten de transformar su enfoque entrando en la conocida fase de entendimiento en búsqueda de la competencia, y pensar en excelencia, pero sabiendo que para llegar a ella tenemos pasos muy básicos que dar.

Paso 2 Capacite a su organización para entender con detalles cada uno de los elementos y la forma como estos deben interactuar. Para ello ASME (American Society of Mechanical Engineers) y el CCPS (Center for Chemical Process Safety) tienen un portafolio de formación y certificación de competencias. A continuación, algunos enlaces de referencia. CCPS: Process Safety Boot Camp http://www.aiche.org/academy/courses/ch900/processsafety-boot-camp. CCPS: Certified Process Safety Professional http://www.aiche.org/ccps/resources/education/cpsp. ASME: Process Safety and Risk Management https://www.asme.org/products/courses/process-safety-risk-management-engineers.

Paso 3 Evalúa tus procesos de trabajo, tu personal,..etc. aplica el ASSESSMENT que ha desarrollado API (American Petroleum Institute) para identificar verdaderas brechas, no genéricas, ESPECIFICAS. A través de este programa identificaras donde están tus puntos débiles, donde debes invertir recursos, tiempo y dinero. A continuación, el enlace con los detalles. API: PSSAP Process Safety Side Assessment Program http://www.api.org/products-and-services/site-safety/pssap-protocols

Paso 4 Reúnete con los verdaderos expertos, los que tienen las buenas y malas experiencias y están dispuestos a compartirlas. Participa en eventos que agreguen valor y allí podrás mirar desde casos prácticos hasta estructuras organizacionales que te darán una visión más clara de lo que debes hacer para tener mejores resultados. Te invito a asistir a eventos como el que organizo este año la AFPM (American Fuel and Pretrochemical Manufaturers). A continuación, el enlace con los detalles. AFPM: National Occupational and Process Safety Conference https://www2.afpm.org/forms/meeting/Microsite/NSC16

Paso 5 Sin duda alguna lo único que te faltara para esto es tiempo, ya que te debes ocupar de tu día a día, para ello busca apoyo en empresas Consultoras y Asesores que realmente estén preparados en el tema. Muchas veces los pasos anteriores son difíciles de llevar a cabo por limitaciones de idioma, limitaciones de recursos…etc. Pero existen empresas de servicio (Consultores/Asesores) que pueden demostrar que cuentan con el personal con las competencias y su experiencia corporativa que han recorrido los pasos anteriores, ellos son los que realmente te pueden ayudar. Aquí debes tener ojo crítico, pues aquí es donde más hay ilusiones, mercadeo y sueños de volar.

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La conductancia a suelo de ductos enterrados, más bien conocida como “Conductancia especifica promedio del recubrimiento” es una de las propiedades que determina la atenuación del ducto. Es decir, influencia como el potencial a suelo del ducto cambia con la distancia desde el sistema rectificador o de ánodos de sacrificio. La atenuación también es un parámetro que se debe tomar en cuenta a la hora de diseñar sistemas de mitigación de CA y corrientes telúricas. Es importante destacar, como discutimos en una presentación anterior que, cuando tenemos ductos con diferentes características del recubrimiento (diferentes conductancias a suelo) y estos están colocados en el mismo derecho de vía, conectados a los mismos sistemas de protección catódica, es muy probable la presencia de corrientes circulantes entre los ductos. Las corrientes circulantes pueden provocar corrosión en los ductos con menores conductancias a suelo. Por lo que, conocer el valor de la conductancia a suelo es vital para el diseño de sistemas de protección catódica, mitigación de CA, mitigación de corrientes telúricas y para determinar la necesidad de la instalación de puenteos eléctricos entre ductos. La conductancia del recubrimiento depende de: 1. La edad del recubrimiento, su constante dieléctrica y su espesor. 2. Las características del suelo, en cuanto a su resistividad y compactación. También podemos decir que la conductancia promedio específica del recubrimiento es el inverso de la resistencia específica promedio del recubrimiento. En el resto de este artículo nos vamos a referir únicamente a conductancia específica o conductancia, para abreviar. 10

Pasos para obtener la conductancia a suelo de ductos de transmisión enterrados

Rogelio de las Casas

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¿Cómo afecta la conductancia a la atenuación? Los ductos que presentan baja conductancia a suelo (más alta resistencia del recubrimiento) también poseen menor atenuación de los potenciales DC en el caso de protección catódica y de voltajes AC en caso de mitigación de corriente alterna.

¿Cómo se determina el valor de la conductancia? La unidad de la conductancia es Siemens/m2 y en la literatura de NACE se representa por g’. Existen tablas que permiten relacionar los valores de conductancia específica (resistencia especifica) del recubrimiento con la calidad del mismo. Una tabla muy usada se puede encontrar en los manuales de CP-3 y CP-4 de NACE International. En el caso en que la conductancia se pueda determinar de pruebas en ductos existentes se necesita contar con puntos de medición conocidos como estaciones de medición de IR, donde se encuentran cuatro cables conectados al ducto de la siguiente manera: dos cables con mayor calibre (conocidos como C1 y C2), típicamente #8 AWG se encuentran en la parte externa, y dos cables típicamente de calibre #10 (conocidos como M1 y M2) en la parte interna. La mínima distancia entre los cables M1 y M2 es generalmente 200-pies o 60-m. Pero esta distancia va a depender del diámetro del ducto y de la cantidad de corriente que se espera pase por la pared metálica del ducto. Básicamente, estos puntos de medición IR se calibran y se pueden usar para medir corriente circulando por la pared metálica del ducto. Para que estas estaciones IR cumplan con su función, deben existir al menos tres entre sistemas rectificadores, y la distancia entre ellas se sugiere de entre 3 a 5 Km. Basado en la tabla de NACE, la conductancia para ductos excelentes debe ser menor a 1*10-4 Siemens/m2, llegando a ser mayor a 1* 10-3 Siemens/m2 para ductos con pobre recubrimiento. En el próximo articulo vamos a hablar más en detalle de cómo se determina en casos prácticos la conductancia especifica del recubrimiento de ductos enterrados.

Corrosión en Circuitos de Inyección de Químico - Estrategias de Inspección Gustavo Adolfo Romero Urdaneta, Gerente General Penspen Mexico / Especialista en Corrosión g.romero@penspen.com

Una de las estrategias más utilizadas para el mantenimiento preventivo dirigido a minimizar o controlar la corrosión interna en tuberías y/o recipientes de acero, es: “Tratar al ambiente corrosivo con productos químicos que alteren o modifiquen la celda de corrosión electroquímica eliminando alguno de los elementos fundamentales: ánodo y/o cátodo y/o conductor iónico”. En general, los productos químicos pueden ser utilizados, además, en la prevención de depósitos (Incrustaciones) orgánicos e inorgánicos, secuestrantes (Oxígeno, Sulfuro de Hidrógeno, etc.), neutralizantes (control de pH), separación de fases (rompimiento/separación de la emulsión agua-crudo) y control del crecimiento microbianos. Estos productos pueden ser inyectados al sistema de forma individual o combinada, continua o por carga, dependiendo de la necesidad del operador. Existen tres configuraciones típicas de sistemas de inyección utilizados en el procesamiento y producción del crudo: recuperables (retrievable, para Alta Presión), Retráctil (retractable, para Baja Presión) y fijos (Alta o Baja Presión) que además incluyen un conjunto de elementos funcionales (tanques de almacenamiento, sistema de bombeo, tuberías y accesorios de conexión, instrumentación y válvulas, arreglos y dispositivos de inyección) que permiten la llegada del producto químico hacia la corriente de proceso. Desde hace algunos años se han venido reportando problemas por corrosión interna y otras formas de daño como fatiga, agrietamiento tanto en la tubería y/o equipo que 12

recibe el producto químico inyectado como en el mismo sistema de inyección, lo que ha generado una gran preocupación debido al impacto sobre la salud, seguridad, medio ambiente y economía que una falla en estos sistemas puede ocasionar. En el año 1993 un grupo de Especialistas Técnicos (Specific Technology Group STG 34 formerly Group Committee T-8) patrocinado por NACE International inicia un primer esfuerzo formal para determinar cuáles pueden ser los factores críticos para que ocurra esta forma de daño en Refinerías principalmente, encontrando que la principal amenaza está en una deficiencia del uso de buenas prácticas para el diseño con la incorrecta selección de arreglos y materiales, deficiencias en la inspección (límites y técnicas aplicadas) e intervalos, mantenimiento (descuido de los sistemas de inyección que favorecen otros problemas de corrosión) y operación (cambios o paradas no programadas del proceso principal sin detener la inyección) de los puntos de inyección de químico. A partir de esta evaluación, la American Petroleum Institute con el Código API 570 incluyó un apartado para Inspección en Puntos de Inyección, el cual plantea que cada Dueño/Usuario debe poner especial atención a la hora de ejecutar alguna inspección en zonas o áreas del sistema de tubería que son más susceptibles a corrosión, dentro de las cuales están los Puntos de Inyección de Químico, estableciendo los límites aguas arriba y aguas abajo del circuito del Punto de Inyección que deben ser contemplados dentro de la Inspección, Ensayos No Des-

tructivos que pueden ser aplicados, y frecuencia. En el año 2001 el Comité Técnico (Task Group 174) igualmente patrocinado por NACE International responsable de las Instalaciones para Inyección de Aditivos en Refinerías, realiza el Reporte #24215 “Refinery Injection and Process Mixing Points”, que hizo una recopilación de todos los resultados de las evaluaciones en puntos de inyección en 27 Refinerías de Norte América, generando recomendaciones que incluyeron técnicas, frecuencia y cobertura de inspecciones, materiales resistentes, ubicación óptima dentro del proceso, entre otras. A la fecha muchas empresas que utilizan la inyección de químicos carecen de un plan de Inspección y mantenimiento específico para monitorear la presencia o grado de avance de corrosión interna en puntos de inyección de químico y zonas de afectación, por lo que siguen ocurriendo fallas en sus sistemas. Este artículo se basa en la revisión de la información disponible en Normas y Estándares Internacionales, Reportes Técnicos, Prácticas recomendadas y experiencias del equipo de Corrosión de PENSPEN adquirida en diferentes proyectos donde se han presentado casos de Corrosión en Puntos de Inyección de Químicos, con el fin de ofrecer al personal involucrado con las actividades de corrosión, mantenimiento, inspección y operaciones una guía de las acciones a tomar desde el punto de vista de prevención, control y monitoreo de corrosión, cuando existan Puntos de Inyección de Químicos en sus instalaciones.

Corrosión en puntos de inyección de químicos Para que pueda existir Corrosión dentro del Circuito de un Punto de Inyección de Químico específico se requiere la presencia de tres elementos esenciales: el Punto de Inyección, Producto Químico Corrosivo o mezcla corrosiva y el contacto directo con la aleación susceptible, Figura 1. diferentes mecanismos

Figura 1. Elementos para que ocurra Corrosión en Punto de Inyección (circuito).

de corrosión asociados con fallas en puntos de inyección de químicos han sido reportados, dentro de los cuales están: CorrosiónErosión (Impigmentación), Corrosión Caustica, Corrosión Ácida, Corrosión Uniforme, Picaduras, Agrietamiento, Fatiga (Aplica para Quill), entre otros

Punto de Inyección

Producto químico corrosivo

Daño en Conexión Interna de Sección de Tubería en zona de contacto con el producto químico por falta de dispositivo de inyección.

Muchas de las fallas han resultado Contacto directo de deterioros acelerados en zonas localizadas del proceso, básicamencon el metal te por contacto directo del producto susceptible químico inyectado y el metal susceptible. En años recientes, muchas publicaciones de fallas de tuberías y recipientes asociadas con muy frecuente. Sin embargo, cuando oculos puntos de inyección han sido discutidas rren, sus consecuencias pueden llegar a ser en foros y encuentros industriales NACE y catastróficas, dependiendo de la naturaleza API. Según la Publicación NACE International y composición del fluido tratado, así como de 34101, solo el 4% (53 de 1290 evaluados) de las condiciones de operación. En la Figura 2, los puntos de inyección de químicos evalua- se muestran algunos ejemplos del daño caudos en 27 refinerías de Norte América pre- sado por la corrosión causada por el contacto sentaron problemas por corrosión, lo que directo del producto químico inyectado y el pareciera indicar que no es un problema interior del equipo. Figura 2. Daño en Recipiente y Tubería causado por el contacto directo del producto químico inyectado

Daño en Pared Interna de Recipiente a Presión en zona adyacente inferior al punto de inyección por ausencia de dispositivo de inyección del producto químico

Daños por Corrosión asociados a puntos de inyección han producido velocidades de corrosión mucho mayores a las encontradas en las corrientes de procesos asociadas. Cuando la velocidad de corrosión de la corriente de proceso principal ha sido entre 0 a 60 mpa (0 a 1,5 mm/año), en el punto de inyección ha sido entre 5 y 500 mpa (0,125 a 12,5 mm/ año). Adicionalmente, la mayoría de los casos por corrosión reportados han sido en la zona adyacente al punto de inyección de químico (incluyendo al mismo Quill en algunos casos y zona opuesta del punto), el tamaño del área afectada por corrosión, generalmente es pequeña y no se espera en una longitud mayor a los 20 diámetros de la tubería y/o segundo cambio de dirección del flujo en la tubería aguas abajo del proceso. API 581 para el cálculo del Factor de Daño por Adelgazamiento General o Localizado (Thinning Damage Factor: DF) establece que, si existe un punto de inyección o punto de mezcla no inspeccionado asociado con la corriente principal evaluada, el factor DF debe ser multiplicado por un Factor de Ajuste por Punto de Inyección (FIP) igual a 3, con el fin de aumentar la probabilidad de adelgazamiento en estas zonas (3). 13

Circuito del Punto de Inyección de Químicos (CPIQ) API 570 define al CPIQ como el área del proceso que puede ser afectada o que puede presentar daño como consecuencia de la acción corrosiva del químico inyectado. La extensión de esta área va a depender principalmente de la ubicación y arreglo del punto de inyección y de la tubería/equipo que lo recibe, tipo de químico aplicado, condiciones operativas, entre otras variables. Esta definición del CPIQ busca focalizar los esfuerzos de la inspección en las áreas que se consideran más susceptibles a fallar, sin embargo, la definición del circuito provee el punto inicial de muestreo que puede ser cambiado si es necesario. Por ejemplo, si se detecta corrosión más allá de la extensión de los límites del circuito, entonces debe ser expandido más allá de los límites (1). El CPIQ de acuerdo a API 570, tiene los siguientes límites:

Implementación de un Programa de Inspección Para la implementación de un Programa de Inspección de Circuitos de Puntos de Inyección de Químicos, de acuerdo la metodología de Penspen para la Gestión de Corrosión, se requiere llevar una metodología secuencial de actividades o pasos que garanticen una adecuada utilización de los recursos (presupuesto, materiales, equipos y personal) disponibles para ejecutar las actividades de inspección. A continuación se listan en la Figura 4 los pasos que deben ser seguidos.

1.Elaboración de Base de Datos para Puntos de Inyección de Químico (BDPIQ): revisar la información

disponible para cada tipo y ubicación de punto de inyección dentro de la corriente de proceso, su condición actual, susceptibilidad a problemas de corrosión e identificación de requerimientos de acceso para el desarrollo de la inspección. Esta revisión requiere de un equipo multidisciplinario

•Un límite mínimo aguas arriba del proceso de 12” (300 mm) o (3D) tres diámetros aguas arriba del punto de inyección, el que sea mayor (D es el diámetro de la tubería de procesos o que maneja el fluido a ser tratado). •Un límite aguas abajo que finaliza en el segundo cambio en la dirección del flujo después del punto de inyección o 25´ (7,6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, el que sea menor. En algunos

casos puede ser más apropiado extender este límite hasta el siguiente equipo. •Se incluye la tubería de conexión de la inyección, normalmente se propone la medición de espesores con ultrasonido o radiografía industrial. •El circuito puede ser extendido al próximo equipo presurizado como: recipiente a presión o intercambiador.

Figura 3. CPIQ de acuerdo a API 570 (límites)

Paso 4 Paso 2 Elaborar BDPIQ

Paso 1

Figura 4. Pasos para Implementar un Programa de Inspección

Definir PMEs

Elaborar Croquis o Isométricos

Requerimientos y Frecuencias de Inspección

Paso 5

Paso 3

Manejo del Cambio

que involucre al personal de operaciones, mantenimiento, inspección y representante de la empresa que suministra el químico inyectado. Dentro de la información que debe ser recopilada se incluye: a.De la Corriente Principal o Receptora del Químico.

Ejecutar Inspección

Resultados y Análisis

b.De la Corriente de Inyección del Químico. c.Detalles del Punto de Inyección del Químico. d.Históricos de Inspección. e.Monitoreo de Corrosión.

Calendario de Cursos Corrosión Básica Octubre 02 – 06, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA Octubre 09 – 13, 2017 Quito – ECUADOR Octubre 9 – 13, 2017 Bogotá – COLOMBIA Octubre 16 – 20, 2017 Quito – ECUADOR Noviembre 6 – 10, 2017 Point Lisas – TRINIDAD

CIP Nivel 1 Octubre 2 – 7, 2017 Lima – PERU Noviembre 6 – 11, 2017 Cuernavaca - MÉXICO Noviembre 20 – 25, 2017 Madrid – ESPAÑA

CP 1 – Protección Catódica (Tester)

Corrosión Interna para Tuberías (Básico)

Noviembre 6 – 10, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA

Octubre 23 – 27, 2017 Madrid – ESPAÑA

Diciembre 11 – 15, 2017 Downey, CA – USA

Nov. 27 – Dic. 1, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA

Mayo 14 – 18, 2018 Cuernavaca – MÉXICO

Mayo 28 – Junio 1, 2018 Cuernavaca – MÉXICO

CP2-Protección Catódica (Technician)

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado)

Noviembre 13 – 17, 2017 Buenos Aires – ARGENTINA

Octubre 30 – Nov. 3, 2017 Madrid – ESPAÑA (En Ingles)

Mayo 21 – 25, 2018 Cuernavaca –MÉXICO

CP3-Protección Catódica (Technologist) Octubre 23 –28, 2017 Houston, TX – USA

Diciembre 10 – 15, 2017 Commerce, CA – USA

CP4-Protección Catódica (Specialist)

Mayo 14 – 19, 2018 Cuernavaca – MÉXICO

Octubre 9 – 14, 2017 Bogotá – COLOMBIA

CIP Level 2

Octubre 9 – 14, 2017 Madrid – ESPAÑA (En Inglés)

Octubre 16 – 21, 2017 Quito – ECUADOR Nov. 27 – Dic. 2, 2017 Madrid – ESPAÑA Mayo 21 – 26, 2018 Cuernavaca – MÉXICO

CIP Peer Review Noviembre 17 – 19, 2017 Houston, TX – USA Diciembre 15 – 17, 2017 Houston, TX - USA

Recubrimientos en conjunto con Protección Catódica

Noviembre 14 – 18, 2017 Bogotá – COLOMBIA (En Ingles)

Diseño para el Control de Corrosión Octubre 2 – 6, 2017 Houston, TX – USA Noviembre 6 – 10, 2017 Edmonton, AB – CANADA

Control de Corrosión en la industria de Refinerías Octubre 23 – 27, 2017 Houston, TX – USA Diciembre 4 – 8, 2017 Cuernavaca – MEXICO (En Ingles)

Noviembre 6 – 11, 2017 Houston, TX – USA

In Line Inspection

Interferencia CP

Octubre 16 – 20, 2017 Lima – PERU (En Ingles)

Diciembre 4 – 9, 2017 Houston, TX – USA

Pipeline Corrosion Integrity Management Oct. 30 – Nov. 3, 2017 Houston, TX – USA

Offshore Corrosion Assesment (O-CAT) Diciembre 11 – 15, 2017 Madrid – ESPAÑA (En Ingles)

2.Definición de los Sitios de Moni- 3.Elaboración del Croquis o Isotoreo de Condición (SMC). Un SMC métrico de Inspección. El circuito de se define como una banda alrededor de la tubería principal de proceso en vez de un punto aislado de inspección, a excepción del SMC de la conexión o boquilla de inyección, que es una banda alrededor de la boquilla. Los puntos de inyección deben ser tratados como circuitos de inspección separados del proceso, donde la selección de los SMC dentro del circuito debe hacerse de acuerdo a los siguientes lineamientos: a. Establecer los SMC dentro los límites tanto, aguas arriba como aguas abajo del proceso dentro del circuito del punto de inyección de químico, según los límites especificados en el circuito. b. Establecer los SMC sobre la pared de la tubería en la zona donde se espera impigmentación por el químico inyectado. Posibles áreas que pueden sufrir de impigmentación en la tubería de procesos en la zona opuesta del punto de inyección (Si el punto de inyección se encuentra perpendicular en la Hora Técnica 12:00, el SMC es localizado 180º de la conexión del punto de inyección a la Hora Técnica 06:00).

cada punto de inyección debe ser plasmado en un isométrico dibujado igual a los que se realiza en la inspección de tuberías. La creación del isométrico facilita la identificación y codificación de los SMC permitiendo una inspección más organizada y que puede ser trazable en el tiempo. Típicamente, los isométricos para inspección deben incluir el diámetro y cedula de la tubería de procesos y de la tubería de inyección (o tubing); así como la ubicación de los SMC.

4. Establecimiento de los Requerimientos y Frecuencias de la Inspección: a. Inspección en SMC. Medición de espesores tomadas con Ultrasonido (UT) sobre un espaciamiento de 1” alrededor de la circunferencia es adecuada o en los cuatro cuadrantes. Si la temperatura de operación de la línea no permite el uso de UT, puede utilizarse la radiografía para evaluar el espesor de pared de la tubería en al menos dos cuadrantes de la tubería.

b. Inspección detallada entre las 12” (30,5 cm) aguas arriba y 10D aguas abajo. c.Los métodos preferidos para inspeccionar puntos de inyección son Radiografía y/o Ultrasonido, según proceda, para establecer el espesor mínimo de cada SMC. La experiencia ha mostrado que daños por corrosión localizada en esta parte del circuito pueden no ser detectada cuando se realiza la medición de espesores puntual o aleatoria. Por lo tanto, la inspección de esta área es mejor hacerla con un barrido ultrasónico Tipo A, B o C (Scan Ultrasonic). Si el barrido reporta un área local con significativa pérdida de espesor, se debe marcar y definir como un SMC adicional del circuito. El Barrido puede ser utilizado, siempre y cuando las temperaturas de operación lo permitan. Para algunas aplicaciones, es beneficioso remover la sección de tubería para facilitar la inspección visual de la superficie interna. Sin embargo, la medición de espesores seguirá siendo necesaria para determinar el espesor remanente y posterior integridad.

c. SMC en posiciones intermedias a lo largo de tuberías rectas dentro del circuito de inyección puede ser requerido. Mediciones aguas abajo del punto de inyección definidos por: D, 5D, 10D, punto medio entre: i. El punto de inyección y el primer cambio en la dirección. ii. El primer cambio de dirección y sección recta de 25 ft (7,6 m) o el primer cambio de dirección y segundo cambio de dirección cuando se encuentran a una separación menor de 25 ft (6,6 m). d.Inspección del Punto de Inyección en los 360° alrededor de la tubería de conexión y zonas de impigmentación. Se recomienda hacer barrido o sanidad de estas áreas de la tubería de procesos. e.Finalmente, la medición y registro del espesor para todos los SMC dentro del circuito debe hacerse. Figura 5. Recomendaciones de alcances y técnicas de inspección en CPIQ

d. Adicionalmente, si el producto químico es adicionado dentro de una corriente de gas o de dos fases, el primer cambio de dirección debe ser barrido. El propósito de este barrido es detectar cualquier erosión localizada o corrosión-erosión presente por ser la primera barrera o área de posible impigmentación. e. Frecuencia. Un máximo intervalo de inspección para medición de espesores de 3 años o según el intervalo establecido por un análisis de IBR es recomendado por API 570. A través del IBR el intervalo de inspección puede ser incrementado o disminuido.

5.Resultado y Análisis. Una vez reali- 6.Manejo del Cambio. Una vez verifizada la inspección y obtenido los resultados se procede con la determinación de velocidad de corrosión interna a corto y mediano plazo en los elementos evaluados o por cada SMC. Se identifican las zonas con bajos espesores que indiquen algún indicio de la presencia de daños localizados o característico de Corrosión en Puntos de Inyección y posteriormente, se realiza el respectivo análisis de integridad con el fin de determinar si bajo las condiciones actuales de espesor el equipo o tubería puede seguir operando de forma segura; finalmente se determina la vida remanente.

Algunas recomendaciones generales

cado la existencia de algún problema dentro del Circuito del Punto de Inyección, se deben tomar las acciones preventivas y/o correctivas, como por ejemplo modificar el plan de inspección, reubicación de SMC, reubicación del punto de inyección y de la sección de tuberías con problemas, rediseño del punto de inyección (Arreglo y materiales) e incluso en algunos casos pueden requerirse cambios en la formulación o tipo del producto, estudios de compatibilidad. Todos estos cambios deben ser registrados y actualizados en la Base de Datos para Puntos de Inyección de Químico (BDPIQ). Cambios en el proceso, condiciones operativas, aumentos de producción, manejo de nuevos fluidos igualmente deben ser considerados.

1. Diseñar y construir los sistemas de inyección considerando todos los aspectos que prevengan daños por inadecuada selección de materiales, arreglo del sistema y/o ubicación del punto de inyección dentro del proceso. 2. Todos los productos químicos deben pasar por un estricto control de calidad y pruebas para verificar eficiencia y efecto en las condiciones a la cual estará sometido en el proceso. Pruebas de laboratorio complementadas con pruebas de campo. 3. Estudios de compatibilidad entre productos químicos que serán inyectados a una misma corriente deben realizarse, con el fin de verificar que no generen un efecto negativo como la corrosión. 4. Siempre que sea factible, instalar el Punto de Inyección de Químico en las tuberías de entrada de los recipientes y no el recipiente mismo, esto con el fin de aprovechar la turbulencia generada por la corriente de entrada que ayuda a las mezcla y efectividad de la inyección. 5. Los Puntos de Inyección de Químico representan una condición adicional que puede generar daños por corrosión interna acelerados y muy diferentes a los esperados por la corriente de proceso, por lo que deben ser tratados como un caso separado del proceso. 6. Un máximo intervalo de inspección para medición de espesores de 3 años (API 570) o según el intervalo establecido por un análisis de IBR. 7. En el caso de Puntos de Inyección de Químico en recipientes, se debe igualmente elaborar un plan de inspección específico y separado del equipo, que cubra toda la posible área de afectación y zona sana (para comparación) en caso de que ocurra este tipo de corrosión, enfocándose principalmente en la zona adyacente al punto en un radio mínimo de 20” (508 mm). 8. Los empaques y sellos no metálicos deben ser compatibles (NO degradables) con la fórmula del inhibidor utilizado. 9. Inyección a través de un tubo (Quill) que llegue hasta el centro de la tubería también favorece la mezcla, permitiendo la dilución (homogénea) en forma rápida del producto químico inyectado en la corriente de proceso. 10.No instalar puntos de inyección cercanos a cambios de dirección siempre que sea posible. 11.Elaborar la Base de Datos de Información para cada punto de inyección de químico y mantenerla actualizada durante el tiempo en servicio. Bibliografía 1. API 570 “Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems”. American Petroleum Institute (API). Third Edition, 2009 2. 34101 “Refinery Injection and Process Mixing Points”. NACE International Publication, 2001 3. 24215 “Refinery Injection and Process Mixing Points”. NACE International Publication, 2001. 4. API 581 “Risk-Based Inspection Technology”. American Petroleum Institute (API). Second Edition, 2008 5. Failures of Chemical Injection Points in Upstream Facilities. Ahmad S. Al-Omari, Khalid M. Al-Nabulsi and Ali F. Al-Marri. SAUDI ARAMCO Journal of Technology, 2009 6. 585 Results of Problematic Refinery Plant Injection Point Survey. A.C. Gysbers, William J. Neill Jr. The NACE International Annual Conference and Exposition 1996. 7. 586 Documentation of Injection Points in refinery Piping. H. Lee Craig, William C. Fort, Raymond A. Stephenson. The NACE International Annual Conference and Exposition 1996. 8. 587 Process Design of Injection System. W.C. Fort, E.S. Benn, R.C. Strong, Marnie Vegesi. The NACE International Annual Conference and Exposition 1996. 9. 588 “Implementation Strategies for API 570 Injection Point Inspection Programs. R. R. Konet, G. J. Honer y R. M. Thompson. The NACE International Annual Conference and Exposition 1996. 10. Penspen Corrosion Management System Manual. 2016 11. Penspen Corrosion Damage Library. 2015

Noticias

COSASCO recibe contrato de $3M en el area de corrosión con operador de Medio Oriente La empresa Cosasco, líder en el monitoreo de corrosión y la erosión y de la inyección y optimización de productos químicos, ha obtenido un contrato de 3 millones de dólares con la empresa Larsen & Toubro Hydrocarbon Engineering (L&T) de India, para suministrar sistemas de monitoreo de corrosión en el Medio Oriente. (Agosto 08, 2017)

Los expertos en monitoreo de corrosión y erosión instalarán 80 de sus emblemáticas sondas MICROCOR ER intrusivas, 48 conjuntos de cupones de corrosión y 18 puntos de inyección de productos químicos en dos campos costa afuera: uno de gas y otro de petróleo. La empresa también está prestando servicios de consultoría, fabricación, soporte en campo y una garantía a largo plazo.

Cosasco está fabricando los productos para la entrega y la instalación en los sitios costa afuera a partir de H2 2017. El sistema de monitoreo de corrosión transmitirá datos de alta calidad a un servidor de monitoreo en una ubicación central. A partir de aquí, el operador será capaz de analizar los datos para apoyar la toma de decisiones informadas que amplía la vida de los activos, maximiza la producción y minimiza el riesgo de interrupciones. “Este operador tiene la reputación de emplear las tecnologías más innovadoras para ofrecer operaciones de la más alta calidad. Tenemos una larga historia con ellos, y su continuo compromiso con Cosasco es testimonio del estándar de nuestras soluciones“, dijo Mark Smith, Director de la Unidad de

Negocio de EMEA para Cosasco. “Además, este proyecto presenta un entorno técnico y regulatorio complejo. Nuestro equipo tiene una amplia experiencia en estas áreas, lo que significa que estamos perfectamente situados para ofrecer. “ Los desafíos enfrentados por el operador incluyen altas presiones extremas y sulfuro de hidrógeno (H2S) en el rendimiento. Las sondas MICROCOR de Cosasco están específicamente diseñadas para aplicaciones H2S. Las sondas también son inigualables por su sensibilidad y la provisión de datos de clase mundial.

El crecimiento del mercado global de sistemas de monitoreo de tuberías/ductos (Agosto 14, 2017)

El mercado mundial de sistemas de monitoreo de gasoductos se valoró en US $ 4514 millones en 2016 y se espera que alcance US $ 7371 millones para 2023.

toreo de oleoductos. Sin embargo, se espera que la inestabilidad política obstaculice el crecimiento del mercado de sistemas de monitoreo de oleoductos.

Los sistemas de monitoreo de oleoductos se usan para proporcionar un monitoreo en línea rápido y preciso de las actividades de corrosión interna y externa en tuberías.

Los sistemas de monitoreo de oleoductos se utilizan para recolectar muestras sin la producción de desechos peligrosos y, por lo tanto, tomar medidas de precaución para los campos petroleros en tierra y en alta mar.

El crecimiento del mercado de los sistemas de monitoreo de oleoductos es impulsado por el aumento de las fugas de petróleo y gas, las estrictas regulaciones gubernamentales sobre seguridad y monitoreo y el crecimiento en la prevención de grandes tanques de almacenamiento de desastres naturales.

Además, se espera que las altas inversiones en infraestructura de ductos impulsen el crecimiento del mercado de sistemas de moni-

El mercado global de sistemas de monitoreo de ductos está segmentado en base a tubería, tecnología, usuario final y geografía. Basado en el tipo de tubería, se bifurca en tubería metálica y no metálica. Por tecnología, se clasifica en pruebas ultrasónicas, medidores de inspección de tuberías (PIG), bola inteligente, tecnología de fugas de flujo magnético y otros.

El mercado de sistemas de monitoreo de oleoductos se analiza en cuatro regiones, a saber, Norteamérica, Europa, Asia-Pacífico y LAMEA. América del Norte se espera que domine el mercado mundial durante el período de análisis, debido a la presencia de un gran número de redes de gasoductos. Las empresas mencionadas incluyen: •Orbcomm Inc. •Transcanada Company. •PSI AG. •Pure Technologies. •Honeywell International Inc. •Siemens AG. •Huawei Technologies Co. Ltd. •BAE Systems, Inc. •Pentair PLC.

El crecimiento del mercado de los ensayos no destructivos e inspección para el 2023. Han publicado un informe del pronóstico del mercado de Ensayos No Destructivos (END) e inspecciones hasta el año 2013. Se espera que el mercado de ensayos no destructivos (END) tenga un valor de 12.06 billones de dólares estadounidenses para 2023, con un crecimiento anual de 7,83% entre 2017 y 2023. Los END puede determinar discontinuidades y diferencias en las características del material. Algunas de las técnicas utilizadas para la END son la prueba de ultrasonidos, pruebas electromagnéticas, pruebas de fugas, pruebas radiográficas, pruebas de líquidos penetrantes y pruebas de corrientes parásitas. END tiene sus aplicaciones en diversas industrias como la manufactura, aeroespacial, automotriz, petróleo y gas, infraestructura y generación de energía. El informe proporciona una descripción de cada una de las áreas de aplicación de las pruebas no destructivas. El estudio realizado fueron basados en técnicas de END, servicios de END y avances en la industria.

crecerá en el tasa del crecimiento anual más alto entre 2017 y 2023. La falta de técnicos cualificados y la necesidad de mejorar las habilidades de los técnicos existentes es uno de los motores del crecimiento del mercado de servicios de capacitación en END. La demanda de pruebas en este sector es en gran medida impulsada por los mandatos relacionados con las regulaciones de seguridad

y medio ambiente por varios gobiernos para extender la vida de los activos y la productividad, minimizar los costos de reparación, administrar riesgos y evitar catástrofes y otros accidentes. Se espera que el mercado crezca a la tasa más alta entre 2017 y 2023. Se espera que una alta inversión en varios proyectos como Make en India por parte del Gobierno de la India.

Se espera que el segmento de pruebas ultrasónicas mantenga la cuota de mercado más grande entre 2017 y 2023. Las pruebas ultrasónicas utilizan ondas de sonido de alta frecuencia para detectar fallas o variaciones en las propiedades de los materiales. La prueba ultrasónica se utiliza para determinar el espesor y detectar la profundidad de defectos internos de materiales metálicos y no metálicos. Los rayos ultrasónicos tienen una alta potencia de penetración, sensibilidad y precisión; también, no son peligrosos. Otras técnicas, como la imagen terahertz y la espectroscopia cerca del infrarrojo tienen aplicaciones de nicho y el mercado para el mismo se espera que crezca en la tasa del crecimiento anual más alto entre 2017 y 2023. Los servicios de inspección representaron la mayor cuota de mercado en 2016. La necesidad de inspección y mantenimiento regular del equipo en la industria del petróleo y el gas vertical conduce a la creciente demanda de servicios de inspección END. Además, los mercados emergentes de automotriz y fabricación en la región de Asia son los principales impulsores del creciente mercado de END para los servicios de inspección. Se prevé que el mercado de servicios de capacitación

Noticias ARGENTINA

YPF inició la expansión de un gasoducto tras invertir US$ 5 millones en Río Negro YPF inició la expansión de un gasoducto con la instalación de una cañería paralela idéntica de más de 5 kilómetros en la Estación Fernández Oro de la localidad rionegrina de Allen luego de invertir 5 millones de dólares, obra que será concluida en 120 días, informaron hoy a Télam fuentes de la empresa. (Septiembre, 2017) YPF inició la expansión de un gasoducto con la instalación de una cañería paralela idéntica de más de 5 kilómetros en la Estación Fernández Oro de la localidad rionegrina de Allen luego de invertir 5 millones de dólares, obra que será concluida en 120 días, informaron hoy a Télam fuentes de la empresa.

“La intención es ampliar la evacuación de gas para aumentar la producción en la Estación Fernández Oro de Allen, que seguramente en el futuro será ampliada”, indicó una fuente de YPF.

El tramo a instalar “empalmará con un caño troncal de Transportadora de Gas del Sur, encargada de la distribución”, agregaron. Además, se continuará con la instalación que conecte con el gasoducto troncal Neuba 1. El diseño y la supervisión de los trabajos estarán a cargo de YPF y la ejecución, de la concretará la contratista Mirasal. La cañería de acero en cuestión es de 16 pulgadas, a la que se le realizan controles de integridad para confirmar que en la manipulación no sufra algún tipo de golpe que los pueda debilitar, remarcaron las fuentes.

BOLIVIA

En la actualidad, el área cuenta con más de 70 pozos activos que producen en conjunto más de 2 millones de metros cúbicos de gas natural por día. Las plantas de procesamiento de gas cuentan con una capacidad determinada y son las encargadas de movilizar el gas, generando la presión adecuada para que sea recibido por la distribuidora con determinadas condiciones de presión, temperatura y punto de rocío.

Bolivia ha vendido 113 millones de dólares en gas licuado de petróleo a Paraguay, Perú y Uruguay desde 2013 La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos(YPFB) facturó 113,5 millones de dólares por la exportación de gas licuado de petróleo (GLP) a Paraguay, Perú y Uruguay desde el 2013, informó este sábado la misma compañía.

(Septiembre, 2017)

La planta de Río Grande, situado en la región de Santa Cruz (este) y la de Gran Chaco, en Tarija (sur), produjeron un total de 270.825 toneladas métricas de GLP para los mercados de esos países. La primera plana funciona desde el 2013 y la segunda desde 2015. 20

Al mercado de Paraguay fueron enviadas 171.518 toneladas; al de Perú, 97.801 toneladas y 1.506 toneladas al de Uruguay. Con la producción de ambas plantas, que aportan al 55 % de la producción nacional del producto, Bolivia se ha consolidado como un exportador de GLP, sostuvo la petrolera en un comunicado. Además, Bolivia exporta gas natural a Argentina y Brasil.

BOLIVIA

Petrobras confirma aumento de producción de gas en Bolivia para abastecer su mercado cado interno. Casi un tercio del consumo de este combustible en Brasil lo provee Bolivia a través de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) confirmó que en julio aumentó su producción de gas natural en Bolivia para abastecer su mer(Agosto, 2017)

En julio se envió al mercado brasileño una media de 26,45 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) del energético, un 64% más de lo despachado en el mes precedente. Según la petrolera estatal brasileña, la producción de gas natural en julio fue superior en 2,9%

Según la petrolera estatal brasileña, la producción de gas natural en julio fue superior en 2,9% al volumen producido en junio.

al volumen producido en junio. “Ese aumento fue consecuencia, principalmente, de la mayor demanda de gas boliviano”, señala la compañía en una nota de prensa enviada a este medio sobre la producción de petróleo y gas natural en julio. Brasil consume un promedio diario de 100 millones de metros cúbicos de gas natural. Cerca de la mitad de ese volumen es utilizada en las usinas termoeléctricas.

Grupo Orbis invierte US$ 45 millones en su expansión

COLOMBIA

Fue inaugurada nueva planta de producción de tubos, con una inyección de US$ 20 millones. La inauguración este miércoles de su nueva planta de producción de tuberías de alta generación para alcantarillados, sistemas de riego y transporte de aguas en la zona franca de Turbaco, Bolívar, situada a 10 minutos de Cartagena y en la que invirtió 20 millones de dólares, es solo una de las tres apuestas que el Grupo Orbis está haciendo en esa región del país.

la planta de resinas de Andercol, también del grupo, y al puerto de Cartagena, fue fundamental, ya que les brinda una ventaja competitiva.

Junto con esta, el grupo inició hace tres semanas la construcción de otra infraestructura para la producción de aditivos para alimentos, con una inversión de 5 millones de dólares, mientras que en la zona de Mamonal, también en Bolívar, levanta una planta de producción de químicos que hoy muestra un avance del 80 por ciento y producirá unas 1.200 toneladas al mes, para atender los mercados local e internacional.

De hecho, el 80 por ciento de la producción de esa planta es para atender la demanda externa de la compañía, cerca de una veintena de países situados en el área Andina, Centroamérica, el Caribe y Brasil, entre otros.

(Septiembre, 2017)

Esto porque el propósito es seguir atendiendo a los más de 16 países de la región y el mercado de Estados Unidos, por lo que la zona es clave para sus importaciones y exportaciones.

Para ello, la planta tiene una capacidad máxima equivalente 170 millones de dólares al año, en cuatro líneas de producción. Hoy ya operan dos, que empleaba a 130 trabajadores, los cuales aumentarán a 220 cuando la La inversión total en esos proyectos, según planta esté a plena capacidad. Rodolfo Bayona, presidente del Grupo Orbis, asciende a 45 millones de dólares; son recur- Álvaro Aguirre, presidente de O-tek, filial sos propios de los accionistas, los cuales es- del Grupo Orbis, fabricante de tuberías de peran recuperar en un lapso de cinco años si gran diámetro, dijo que el 90 por ciento de las condiciones de la economía lo permiten. la mano de obra de esta nueva planta es de la región, donde han encontrado personal de El directivo dijo que la ayuda de Invest Carta- muy alta calificación y dispuesto a acompagena, que los apoyó en la selección del lugar ñarlos en esta iniciativa. donde hoy se ubica el nuevo centro de producción de tubos de su filial O-tek, cerca de El directivo hizo un llamado a las autoridades

departamentales presentes en la inauguración para que los inviten a participar en los distintos proyectos de alcance social, ya que cuentan con la capacidad, experiencia y tecnología necesarias para proveer todo tipo de soluciones en este frente. A su turno, María Lorena Gutiérrez, ministra de Comercio, industria y Turismo, reconoció el esfuerzo del Grupo Orbis para el desarrollo de estos proyectos, los cuales calificó de claves para el sector productivo del país, pero en especial para esta región por el impacto en la generación de empleo. Las directivas también destacaron el bajo impacto ambiental de la nueva fábrica, ya que utiliza materiales termofijos, que, transcurridos 50 o 60 años, permiten que se muelan para ser de nuevo utilizados como relleno en otro tipo de materiales compuestos, como policoncreto y mármol sintético. Esta planta, considerada ahora la de mayor capacidad de Latinoamérica y la segunda en el mundo en su tipo, no solo produce tubería de grandes dimensiones, sino que también está incursionando en la elaboración de postes para alumbrado público que incorporan alta tecnología que los hace más livianos, pero, a la vez, más resistentes a la abrasión y los incendios. Fuente: www.eltiempo.com

Noticias IRAK

Shell abandona producción de petróleo en Irak y producirá gas Royal Dutch Shell pondrá fin a un siglo de producción petrolera en Irak al retirarse de dos importantes yacimientos del país árabe para concentrarse en el desarrollo de gas, que es más rentable para la empresa, según lo anunciaron desde la corporación.

Shell también venderá su participación de un 20% en el yacimiento de crudo de West Qurna 1, en el sur del país. El yacimiento es operado por Exxon Mobil. El banco de inversión Lazard está manejando la venta para Shell, dijeron a Reuters fuentes de la industria. El banco no respondió de inmediato a una solicitud para comentar.

La retirada de Shell remarca los desafíos que enfrentan operadores extranjeros con contratos petroleros de bajo margen en Irak, un miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP que tiene algunas de las mayores reservas mundiales de crudo y que quiere elevar la producción luego de que años de conflictos entorpecieron el desarrollo de yacimientos.

Shell dijo que aún está comprometida a la producción de gas en Irak y afirmó que se enfocará en el desarrollo y expansión de Basra Gas Company, que procesa gas desde los yacimientos de Rumaila, Qurna Occidental y Zubair, en un emprendimiento conjunto en el que tiene un 44% de participación.

La empresa angloholandesa aseguró que acordó con el Ministerio del Petróleo de Irak entregar sus operaciones en el yacimiento de Majnoon al Gobierno tras cambios no favorables en los términos fiscales. El anuncio confirmó un reporte previo de Reuters. A E PRENS

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La compañía produjo casi 20 millones de barriles de crudo en Irak durante 2016, que respondieron por cerca de un 3,5% en la producción total de Shell el año pasado, según su reporte anuall.

Minas,

Nombramiento de nuevo presidente de PERUPETRO (Junio, 2017) La facilitación de inversiones para la reactivación del sector hidrocarburos, será uno de los principales retos que impulsará el nuevo presidente del directorio de PERUPETRO S.A., Francisco García Calderón Portugal, quién asumió hoy la presidencia de la entidad. “Tenemos un grato reto y creo que podemos llevarlo adelante. Conozco bien el Estado, tengo más de 20 años de experiencia en los diversos sectores, vamos a impulsar y facilitar las inversiones que tanto necesita el país”, enfatizó. Por su parte, el ministro de Energía y , será arburosGonzalo cMinas, ro id Tamayo Flores, indicó que h e r secto torio d

l c ción de del dire reactiva sidente re la p ió hoy la ra o m a v u el nue ién as iones p u rá rs q a e l, v ls a u in g p e e im Portu ación d retos qu alderón La facilit cipales arcía C los prin cisco G ien el

“El Ministerio del Petróleo de Irak respaldó formalmente una reciente propuesta de Shell para buscar una liberación amigable y mutuamente aceptable del interés de Shell en Majnoon, con un calendario a ser acordado a su debido tiempo”, afirmó un portavoz de Shell.

junto con PERUPETRO se buscará recuperar y relanzar la actividad petrolera del país. Precisó que como parte de estas acciones conjuntas se ha trabajado en un borrador de proyecto para modificar la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), que se debatirá al interior del Ejecutivo y posteriormente en el Congreso de la República. “Pero esto no es suficiente, faltan ver una serie de reglamentos para la exploración y explotación de hidrocarburos, reglamentos ambientales, y el fortalecimiento de PERUPETRO”, subrayó. “Vamos a remar en el mismo objetivo, recuperar la economía petrolera, la actividad petrolera, y tenemos que hacerlo todos juntos.”, concluyó. Fuente: PERUPETRO

MÉXICO

Alista Pemex 22 proyectos por 15 mil millones de dólares (Junio, 2017) El director de la empresa presentó su plan en el Congreso Mexicano del Petróleo con el cual busca ser eficiente con sus costos de trasportes para petrolíferos, a través de 11 ductos, 4 terminales de almacenamiento y 7 ferrocarriles.

Pemex tiene en la mira 22 nuevos proyectos en el sector de logística e infraestructura, con lo que busca cubrir un déficit de 15 mil millones de dólares en inversiones que existe en el país. José Antonio González Anaya, director general de Pemex, enlistó que se trata de 11 ductos, cuatro terminales de almacenamiento y siete ferrocarriles. “El potencial de inversión en logística en petrolíferos es enorme, la Secretaría de Energía lo tiene valuado en 15 mil millones de dólares, sólo en logística” detalló el funcionario. No todos estos proyectos serán realizados por la petrolera, ni cubrirán la totalidad de los 15 mil millones de dólares que se necesitan invertir en el sector, pues empresas privadas también podrán aprovechar la subinversión del país. Consultada vía electrónica, la petrolera señaló que la mayoría de los proyectos se planean hacer en asociación. Un ejemplo de la falta de infraestructura está en la propia Ciudad de México, que con 21 millones de habitantes en la zona conurbada, es más grande que los dos millones que habitan una entidad como Houston en Texas. Sin embargo, la capacidad de la CDMX es aún muy pequeña en términos de lo que se puede almacenar y transportar de combustibles, apuntó González Anaya en el marco del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP). “En la Ciudad de México tenemos una terminal, la de Azcapotzalco. Houston tiene 15 o 20 terminales con una capacidad mucho más grande, entonces la oportunidad en este sector es enorme, tenemos que aprovechar la oportunidad histórica y tenemos que acelerar este proceso”, comentó Gonzalez Anaya. Los once ductos ya en papel, incluyen uno que correrá de Tamaulipas a Nuevo León, tres de

Hidalgo a Veracruz, dos de Hidalgo a Guanajuato, uno más cruzará Guanajuato, Hidalgo y Veracruz, mientras que en Yucatán, Nuevo León, Chihuahua y el Estado de México habrá también nuevos ductos que no cruzarán a otra entidad. En cuanto a terminales de almacenamiento y distribución (TAD) incluirán a San Luis Potosí, Hidalgo, Yucatán y Guanajuato. La nueva infraestructura ferroviaria que Pemex considera necesaria se deberá ubicar en Chihuahua, Sonora, Sinaloa y Durango (una misma línea) y el resto en Nuevo León, Hidalgo, Veracruz, Yucatán, Lázaro Cárdenas y Manzanillo.

SE ADELANTAN EN TREN Mientras que la empresa petrolera mexicana sigue en etapa de planeación en cuanto a nueva infraestructura, sus nuevos competidores ya se adelantaron. Kansas City Southern, Ferromex, Ferrosur, Ferrocarril del Istmo de Tehuantepec, Línea Coahuila Durango, son empresas que ya solicitaron permisos de transporte por ferrocarril ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE). El total de estos estos permisos suman inversiones por mil 500 millones de dólares, de acuerdo con datos de la propia CRE. Cabe recordar que este mismo año Pemex comenzó a recibir combustible importado por medio de ferrocarril. Además, también se están construyendo cinco ferropuertos para los que se tiene planeada una

inversión que asciende a 900 millones de pesos que podrán almacenar 220 mil barriles. Existe la posibilidad de que estas mismas compañías sean socias de Pemex en los proyectos. De acuerdo con el plan quinquenal de Pemex 2017-2021, se tienen planteadas inversiones por 12.7 millones de pesos en ese rubro. Fuente: EL INFORMADOR

Noticias ECUADOR Refinería de Esmeraldas Ecuador quiso comprar y refinar crudo de Irán realizará un paro (Septiembre, 2017) Ecuador buscó adquirir crudo en operativo Irán para refinarlo a inicios de 2016, días después Varios técnicos de la Refinería de Esmeraldas realizaron ayer una presentación de la situación de este complejo petrolero, por lo que indicaron que se realizará una paralización operativa, aunque aún no se determina la fecha.

Francisco Moreno, superintendente de la Refinería, expuso que el trabajo que se realizará será refaccionar la unidad de catalizador fluizado, conocido como FCC, corazón operativo del complejo. (Agosto, 2017)

Por su parte, Jorge Cevallos, representante de los trabajadores, manifestó que varios sectores de la Refinería están obsoletos, por lo que su renovación debe ser inmediata. Sostuvo que “un ejemplo muy sencillo pero importante es que el sistema contra incendios tiene 40 años de vida. La situación de esta unidad es crítica”.

Otras intervenciones

En este mismo marco, se detallaron las intervenciones que se deben realizar a otros proyectos petroleros, y que fueron expuestos por el ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez. Uno de ellos es el Poliducto Pascuales-Cuenca que, según el informe entregado por el funcionario, tiene problemas constructivos, la infraestructura no opera a la capacidad de diseño y existe un deterioro prematuro de la Planta. Otro proyecto a intervenir es Monteverde-El Chorrillo porque falta la instalación del sistema de protección catódica del muelle que provoca la corrosión progresiva de pilotes.

El último plan que requiere una intervención es la Planta de Lipofacción de gas natural, que fue inaugurada en 2011 y que está localizada en la provincia de El Oro.

de que EE.UU. y Europa levantaran sanciones a ese país, tras un arreglo en políticas nucleares.

Como parte de la delegación ecuatoriana, encabezada por el entonces ministro de Comercio Exterior, Diego Aulestia, fueron funcionarios de los ministerios de Finanzas y de Sectores Estratégicos. Madelaine Abarca, ministra subrogante, solicitó los viáticos para Juan Hidalgo Andrade y Carlos Barrionuevo, funcionarios de Finanzas, para el viaje que duró entre el 29 de enero y 5 de febrero del año pasado, al cual también asistió Alicia Chávez, analista de Negociación y Financiamiento Público del Ministerio. Hidalgo, asesor de la Subsecretaría de Crédito Público, escribió en su informe de viaje los logros: Hubo reuniones con representantes del Ministerio de Petróleo Iraní, a través de la viceministra de sectores Estratégicos, Angoelia Toral “se exploró la posibilidad de adquirir petróleo de dicho país para refinación en Ecuador”. Y dijo que se acordó la entrega, por parte de Irán, de las características y composición del crudo. Barrionuevo Toasa, analista de Mercados Financieros de Finanzas, por anticipado había explicado los resultados esperados del viaje: Entrega de característas y composición del crudo iraní para estudios de posibilidad de refinación. En su informe indica que la Subesecretaría de Financiamiento Público tiene como misión garantizar la obtención oportuna de recursos para el sector público, con políticas, estrategias e instrumentos de financiación. Una misiva del entonces ministro de Sectores Estratégicos, Rafael Poveda, al embajador de Irán en Ecuador, indica que la idea era visitar varias empresas: la National Iranian Oil Company, Imidro; National Irian Cooper Industry, Iranian Aluminum Company, los ministerios de Petróleo y de Economía de Irán y sus bancos Central y de Desarrollo de Exportaciones. ¿Por qué comprar crudo a un país tan distante para refinarlo? Para Fernando Santos Alvite, exministro de Energía, es una propuesta inviable,

porque Ecuador no tiene posibilidad de refinar el petróleo extrapesado de Irán; el transporte resultaría totalmente oneroso. Considera excusas para hacer “turismo público”. Luis Calero, analista petrolero, coincide en que es muy poco probable esa idea. La propuesta fue comentada por primera vez en septiembre del 2016 por quien gerenciaba Petroecuador, Carlos Pareja Yannuzzelli, quien habló de la posibilidad de importar crudo liviano para procesarlo en la repotenciada Refinería de Esmeraldas. El proceso no avanzó. En la actual administración, el gerente de EP Petroecuador, Byron Ojeda, se reunió con Saadat Aghajani, jefe de la misión diplomática iraní en Quito, a pocos días de su posesión en la estatal. Fue un primer acercamiento. Según Petrocuador a los iraníes les podría interesar el Sistema de Recepción, Almacenamiento, Transporte y Distribución de GLP Monteverde, de Santa Elena. Pero ahora se conoce que este es uno de los proyectos que presenta problemas de infraestructura. Ministerios al margen Sobre la posibilidad de compra de petróleo a Irán, representantes del periódico EL UNIVERSO consultó a los Ministerios de Hidrocarburos y al de Finanzas. El primero no dio respuesta y la otra cartera de Estado informó que prefería no pronunciarse sobre el asunto. Fuente: www.eluniverso.com

VENEZUELA

China explotará 800 pozos petroleros (Agosto, 2017) La Comisión Mixta China-Venezue-

la negocia un nuevo aporte de inversiones en el ámbito petrolero a través de la empresa mixta Petro Sinovensa, para reactivar 800 pozos en la Faja Petrolífera del Orinoco, informó Petróleos de Venezuela. Luego de una reunión de funcionarios de China y Venezuela que se efectuó en la sede de Pdvsa, en La Campiña, Ricardo Menéndez, vicepresidente de Planificación y director externo de la petrolera, señaló que revisaron la cartera de más de 9 millardos de dólares que tiene el gobierno de China solo para inversiones petroleras en Venezuela, además de evaluar su participación en nuevos proyectos. Eulogio del Pino, ministro de Petróleo, quien también estuvo en la reunión con Ye Xiandeng, presidente de la corporación CNCP, indicó que habían hablado sobre un posible desarrollo de una refinería en territorio chino, proyecto a ejecutar conjuntamente con la petrolera oriental. “Con este proyecto se abre un espacio para nuestro crudo en el mercado asiático. Esto va

unido a un esquema de comercialización muy agresivo que se ha estado desarrollando con una empresa China, que nos ofrece una ventaja de reducción de costos en el transporte del crudo”, aseguró Del Pino. Nelson Martínez, presidente de Pdvsa, destacó que los acuerdos van más allá de cuantificar ganancias económicas. “El aporte de estas compañías chinas en el país se ve reflejado en el alto nivel de tecnificación que vienen adquiriendo nuestros trabajadores. En gran medida

es una inversión invalorable a futuro, en términos de potencial humano”. El comunicado de prensa de Pdvsa indicaque luego de las sanciones económicas contra Venezuela por parte de Estados Unidos, el gobierno del país oriental se hará cargo de la recompra de los bonos Pdvsa 2017 a vencerse en octubre y noviembre, por un monto no menor a los 3,5 millardos de dólares. Fuente: www.elnacional.com

Eventos 2017

www.latincorr.com

o contáctenos a info@latincorr.com

Oct. 03 - 05, 2017

XIII Jornada de Operadores de Terminales Marítimos Petroleros y Monoboyas

Cartagena - COLOMBIA

Oct. 03 - 05, 2018

Pipeline Week

Houston, TX - USA

Oct. 08 - 12, 2017

Materials Science & Technology 2017

Pittsburgh, PA - USA

Oct. 09 - 11, 2017

NACE - Eastern Area Conference 2017

Washington, PA - USA

Oct. 18 - 20, 2017

XVII Congreso Colombiano de Petroleo y Gas 2017

Bogota - COLOMBIA

Oct. 26 - 27, 2017

Mexico Oil & Gas Offshore Conference

Ciudad de Mexico - MEXICO

Nov. 15 - 17, 2017

NACE PIMS - Latin America

Lima - PERU

Nov. 28 - 30, 2017

NACE - Western Area Conference 2017

Las Vegas, NV - USA

Enero 15 - 18, 2018

SSPC (Society for Protective Coatings) 2018

New Orleans, LA - USA

En. 29 - Feb. 01, 2018

Pipeline Pigging & Integrity Management Conference 2018

Houston, TX - USA

Abril 09 - 12, 2018

American Coating Show & Conference 2018

Indianapolis, IN - USA

Abril 15 - 19, 2018

NACE - Corrosion 2018

Phoenix, AZ - USA

Abril 25 - 27, 2018

XIV Congreso Nacional de Corrosión y V Congreso Internacional de Integridad

Cali - COLOMBIA

Abr. 30 - May. 03, 2018

OTC (Offshore Technology Conference)

Houston, TX - USA

Junio 11 - 13, 2018

38th International Conference & Trade Show (ILTA International Liquid Terminal Association)

Houston, TX - USA

Junio 11 - 13, 2018

Corrosion Risk Management Conference

Houston, TX - USA

Julio 14 - 18, 2018

ASCE - Pipelines Conference 2018

Toronto, ON - CANADA

Sept. 16 - 20, 2018

Corrosion Technology Week 2018

Houston, TX - USA

Sept. 25 - 27, 2018

International Pipeline Expo

Calgary, AB - CANADA

Oct. 10 - 12, 2018

LATINCORR 2018

Buenos Aires - ARGENTINA

NACE - Corrosion 2019

Nashville, TN - USA

Marzo 15 - 19, 2020

NACE - Corrosion 2020

Houston, TX - USA

Sept. 13 - 17, 202

Corrosion Technology Week 2020

Houston, TX - USA

NACE - Corrosion 2021

Salt Lake City, UT - USA

2018

2019 Marzo 24 - 28, 2019

2020 2021 Abril 18 - 22, 2021

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