PDVSA MANUAL DE INSPECCIÓN VOLUMEN 5 PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN PDVSA N° PI–07–05–08 0 REV. TÍTULO GUÍA DE MANEJO
Views 98 Downloads 0 File size 511KB
PDVSA MANUAL DE INSPECCIÓN VOLUMEN 5 PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN
PDVSA N°
PI–07–05–08
0 REV.
TÍTULO
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
OCT.10 Emisión Original FECHA
APROB. Cesar Eizaga PDVSA, 2005
34 DESCRIPCIÓN FECHA OCT.10
C.E.
PAG. REV. APROB. Luis Tovar
L.T.
L.T.
APROB. APROB. FECHA OCT.10 ESPECIALISTAS
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 1 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Esta prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.” “Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información, promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión, objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–39”.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 2 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Índice 1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3.1 3.2 3.3 3.4
American Society of Mechanical Engineers (ASME) . . . . . . . . . . . . . . . . . American Petroleum Institute (API) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Det Norske Veritas (DNV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Petróleos de Venezuela (PDVSA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 3 3 4
4 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15
Abolladuras con Concentradores de Esfuerzos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abolladuras Llanas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ampolla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arrugas de Curvas / Convaduras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corrosión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corrosión Externa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corrosión Interna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Doble Abolladura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fusión Incompleta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Grietas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Laminación o Inclusión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ovalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Puntos Duros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemaduras de Arco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Rasgaduras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 6
5 DEFECTOS EN TUBERÍAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
5.1 5.2
Defectos de Manufactura y Construcción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Daños Causados al Sistema en Operación o Servicio . . . . . . . . . . . . . . .
6 7
6 METODOLOGÍA PARA DETECCIÓN DE ANOMALÍAS – HERRAMIENTAS DE DETECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8
6.1 6.2
Condición de la Tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Herramientas de Detección Asociadas a Anomalías . . . . . . . . . . . . . . . . .
8 8
7 EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN TUBERÍAS . . . . . . . . . . . . . . . . .
10
8 REPARACIÓN DE SISTEMAS DE TUBERÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17
8.1 8.2 8.3
General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Criterios de Selección de Métodos de Reparación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Métodos de Reparación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17 18 25
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 3 .Menú Principal
1
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
OBJETIVO Establecer los criterios para la detección, evaluación y reparación de defectos en líneas que transportan hidrocarburos líquidos y/o gaseosos a fin de minimizar los impactos al ambiente y a las personas. Estos criterios están basados en estándares nacionales e internacionales que permitirán al ingeniero o analista encargado de la integridad de los sistemas de tuberías tomar las decisiones acordes a las situaciones evaluadas.
2
ALCANCE Este procedimiento aplica a los sistemas de tubería que transportan hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos en complemento con la norma PDVSA L–STP–034, cubriendo las fases de inspección, evaluación, identificación de defectos y selección del método de reparación. Se incluyen líneas principales, ramales, derivaciones y líneas de recolección; las mismas pueden ser sobre terreno, bajo tierra o subacuáticas.
3 3.1
REFERENCIAS American Society of Mechanical Engineers (ASME) B31.4 “Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids”. B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”. B31.8S “Managing System Integrity of Gas Pipelines”. B31G “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines”. PCC–2 “Repair of Pressure Equipment and Piping”.
3.2
American Petroleum Institute (API) 579–1 “Fitness–For–Service”. 941 “Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants”. 1104 “Welding of Pipelines and Related Facilities”. 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”.
3.3
Det Norske Veritas (DNV) DNV–RP–F101 “Corroded Pipelines”.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI--07--05--08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 4 .Menú Principal
3.4
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Petróleos de Venezuela (PDVSA) EM--18--00/03 “Especificación Suplementaria para la Norma API 5L”. L--STP--034 “Guía para la Gerencia de la Integridad Mecánica en Tuberías de Transporte de Hidrocarburos”. PI–02–08–01 “Pruebas Hidrostáticas y Neumáticas para Sistemas de Tubería”. PI--07--05--04 “Reparaciones a Gasoductos y Oleoductos”. PI--07--05--05 “Perforación en Caliente para Reemplazar Tramos de Tuberías en Sistemas de Gas”. PI--07--05--06 “Instalación de Camisa a Tubería con Fuga”.
4 4.1
DEFINICIONES Abolladuras con Concentradores de Esfuerzos Abolladura con presencia de grietas, rasgaduras, surcos, o quemaduras de arco situadas dentro de ella.
4.2
Abolladuras Llanas Cambio local en el contorno de la superficie no acompañado por concentradores de esfuerzos, rocas en los rellenos o impactos mecánicos. Las abolladuras planas pueden ser analizadas por las técnicas de fatiga existentes.
4.3
Ampolla Punto levantado en la superficie de la tubería causado por la extensión del gas en una cavidad dentro de la pared de la tubería.
4.4
Arrugas de Curvas / Convaduras Deformación local de la pared de la tubería causada por la tensión compresiva longitudinal en la tubería, caracterizada por un abombamiento leve hacia fuera o asimetría interna. Una convadura es caracterizada por una deformación larga de la pared de la tubería con amplitudes mayores a 1 pulg.
4.5
Corrosión Deterioro de un metal, o de sus propiedades, debido a su reacción con el medio ambiente.
4.6
Corrosión Externa Típicamente se categoriza como corrosión general o picaduras localizadas, las cuales están normalmente confinadas en una pequeña área o muy interconectadas en varias áreas pequeñas. La Corrosión Localizada (o Picaduras de Corrosión) pueden ser los hoyos individuales o múltiples alrededor de la tubería, que están en o cerca de todo el espesor de pared.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI--07--05--08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 5 .Menú Principal
4.7
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Corrosión Interna Muestra los mismos principios base que la corrosión externa y se produce por el transporte de productos refinados del petróleo y el petróleo crudo los cuales pueden contener agua, bacterias, contaminantes químicos y escombros que pueden crear un ambiente corrosivo interno en la tubería.
4.8
Doble Abolladura Consiste en dos abolladuras que se traslapen a lo largo del eje axial de la tubería creando un área central de curvatura reversa en la dirección longitudinal.
4.9
Fusión Incompleta Carencia de la completa coalescencia de una cierta porción del metal en la junta soldada.
4.10
Grietas Separaciones inducidas por tensión del metal, las cuales, sin ninguna otra influencia, no son lo suficientemente largas para causar la ruptura completa del material. Debido al potencial para el crecimiento de grieta en tuberías con servicios de líquido con fatiga y la corrosión intergranular, las grietas representan una preocupación importante para el operador de la tubería.
4.11
Laminación o Inclusión Separación interna del metal que crea capas generalmente paralelas a la superficie. Algunas laminaciones son causadas por una cavidad contraída en la parte superior de un lingote.
4.12
Ovalidades Se producen en tuberías que están ovaladas o en forma de huevo y en la cual el mayor y/o menor eje respectivamente, excede o es menor que la tolerancia permitida en los estándares de la tubería.
4.13
Puntos Duros Áreas con alta dureza creadas durante el proceso de laminación en caliente.
4.14
Quemaduras de Arco Se refieren a contactos de quemaduras, usualmente se presenta una serie de pequeñas picaduras o indentaciones adyacentes o en la superficie soldada causada por arcos formados entre el electrodo de soldaduras (barra de soldadura) o la tierra y la superficie de soldaduras.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 6 .Menú Principal
4.15
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Rasgaduras Surcos o cavidades alargadas causadas por el retiro mecánico del metal. Una rasgadura se puede reconocer por la agudeza de sus bordes.
5
DEFECTOS EN TUBERÍAS
5.1
Defectos de Manufactura y Construcción
5.1.1
Se originan durante la etapa de fabricación y ensamblaje de los tubos, conocidos como defectos de manufactura y construcción, por su naturaleza se consideran defectos estables e independientes del tiempo. En las Tablas 1 y 2, se resumen los defectos más comunes asociados a la manufactura y construcción de sistemas de tuberías respectivamente. Nota: El proceso de fabricación de tuberías para el transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos debe cumplir con lo establecido en la norma PDVSA EM–18–00/03.
TABLA 1. DEFECTOS ASOCIADOS A MANUFACTURA DE TUBERÍAS TIPO DE DEFECTO
UBICACIÓN
EN EL CUERPO DE TUBO
DEFECTOS DE MANUFACTURA
EN LA COSTURA
FORMAS COMUNES LAMINACIONES PLIEGUES GRIETAS INCLUSIONES NO METÁLICAS PÉRDIDAS DE MATERIAL SEGREGACIONES PUNTOS DUROS AMPOLLAS GEOMÉTRICAS: EXCENTRICIDAD, ABOLLADURAS,Y VARIACIÓN DE ESPESOR. FUSIÓN INCOMPLETA PENETRACIÓN INCOMPLETA GRIETAS INCLUSIONES DE ESCORIA SOCAVACIÓN GEOMÉTRICAS: EXCENTRICIDAD, ABOLLADURAS Y VARIACIÓN DE ESPESOR.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 7 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 2. DEFECTOS ASOCIADOS A CONSTRUCCIÓN DE TUBERÍAS TIPO DE DEFECTO
DEFECTOS DE CONSTRUCCIÓN
UBICACIÓN
EN SOLDADURA CIRCUNFERENCI AL ((VER NORMA API 1104)
EN CURVATURAS DE CAMPO EN EL CUERPO DE TUBO
5.2
FORMAS COMUNES GRIETAS FUSIÓN INCOMPLETA PENETRACIÓN INCOMPLETA INCLUSIONES DE ESCORIA CONCAVIDAD EXTERNA O INTERNA SOCAVACIÓN EXTERNA O INTERNA QUEMADURAS POROSIDADES ARRUGAS ONDULACIONES PANDEO DESGARRE ABOLLADURAS
Daños Causados al Sistema en Operación o Servicio
5.2.1
Son causados por el medio ambiente o fluido de trabajo tales como corrosión, agrietamiento, entre otros, los cuales son dependientes del tiempo y por otra parte se tienen los causados por terceros como por ejemplo abolladuras, desgarres, entre otros. En la Tabla 3, se resumen los daños más comunes asociados al sistema en operación o servicio.
TABLA 3. DAÑOS ASOCIADOS A TUBERÍAS EN OPERACIÓN O SERVICIO SISTEMA DE TUBERÍA EN OPERACIÓN O SERVICIO AGENTE ACTIVADOR DEFECTOS CAUSADOS POR FUERZAS EXTERNAS
DEFECTOS CAUSADOS POR EL MEDIO AMBIENTE O FLUIDO DE TRABAJO
TIPO DE DAÑO
FORMAS COMUNES ABOLLADURAS OVALIDADES DAÑOS DESGARRES MECÁNICOS HENDIDURAS COMBINACIÓN DE ESTOS DAÑOS CORROSIÓN GENERAL CORROSIÓN LOCALIZADA (PICADURAS, CORROSIÓN EN CORROSIÓN RANURA) CORROSIÓN BAJO TENSIONES CORROSIÓN EROSIÓN AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO (HIC, SOHIC) FRAGILIZACIÓN POR HIDRÓGENO DE LAS SOLDADURAS
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 8 .Menú Principal
6
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
METODOLOGÍA PARA DETECCIÓN DE ANOMALÍAS – HERRAMIENTAS DE DETECCIÓN
6.1
Condición de la Tubería Para determinar la condición de la tubería se debe realizar cualquiera de estas inspecciones:
6.2
a.
Herramientas instrumentadas.
b.
Ondas guiadas.
c.
Mapeo de corrosión mediante arreglo de fase (Phase Array).
d.
Ultrasonido de haz recto y angular.
e.
Tomografía magnética.
f.
Otras técnicas especializadas.
Herramientas de Detección Asociadas a Anomalías A continuación se muestran herramientas de detección recomendadas para diferentes tipos de anomalías que se pueden presentar en sistemas de tuberías (ver Tabla 4). Dichas herramientas deben ser utilizadas en instalaciones que cuenten con facilidades adecuadas para la realización de este tipo de inspección.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 9 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 4. TIPOS DE ANOMALÍAS Y HERRAMIENTAS DE DETECCIÓN EQUIPO PARA PÉRDIDA DE METAL INSPECCIÓN INTERNA
PÉRDIDA DE METAL (CORROSIÓN) Corrosión externa Corrosión interna Corrosión externa axial delgada
FLUJO MAGNÉTICO RESOLUCIÓN ALTA ESTÁNDAR RESOLUCIÓN
ULTRASONIDO (Haz Recto)
EQUIPO PARA DETECCIÓN DE GRIETAS ULTRASONIDO (Haz Angular)
Detecta1 y Dimensiona3,10 no discrimina ID/OD
Detecta,, discrimina di i i y Dimensiona
Detecta2 y Dimensiona3
Detecta2 y Dimensiona3
No Detecta
No Detecta4
Detecta2 y Dimensiona3
Detecta2 y Dimensiona3
No Detecta
No Detecta
No Detecta
Detecta D t t 2y
No Detecta
Detecta5 y Dimensiona5
No Detecta
FLUJO TRANVERSAL
Detecta2 y Dimensiona3
EQUIPO PARA DETECCIÓN DE LA GEOMETRÍA GEOMÉTRICA (CALIPER)
GEOPOSICIONAMIENTO
N Detecta No D t t
N Detecta No D t t
Detecta2 y Dimensiona3
No Detecta
No Detecta
Detecta2 y Dimensiona3
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
Detecta8,10 y Dimensiona
Detección y Dimensionamiento no confiable
AGRIETAMIENTO Y DEFECTOS TIPO GRIETA (Axial) Por corrosión bajo esfuerzos (SCC) Por Fatiga Costura en soldadura longitudinal Imperfecciones Fusión incompleta Falta de fusión Grieta de dedo AGRIETAMIENTO CIRCUNFERENCIAL ABOLLADURAS CURVATURAS CON ARRUGAS
Detecta7
PANDEO LOCAL RANURAS LAMINACIÓN O INCLUSIÓN
REPARACIONES PREVIAS
ANOMALÍAS RELACIONADAS CON FÁBRICACIÓN
Detección limitada
Detección7 y Dimensionamiento no confiable
Detecta2 y Dimensiona3 si es modificado6
Detección7 y Dimensionamiento no confiable
En caso de detección, se proporciona la posición circunferencial Detecta1,2 pero no discrimina como muesca Detección Detecta y Detecta y Detección limitada limitada Dimensiona3 Dimensiona3
Detección de camisas de acero y parches. Otros solo con marcadores ferrosos Detección limitada
3 Di Dimensiona i
Detección limitada
Detección solo de camisas de acero y parches, soldado al ducto
Detecta
Detecta
No Detecta
No Detecta No Detecta No Detecta
Detección solo de camisas de acero y parches. Otros solo con marcadores ferrosos
No Detecta
Detección limitada
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 10 .Menú Principal
Indice manual
EQUIPO PARA PÉRDIDA DE METAL INSPECCIÓN INTERNA
FLUJO MAGNÉTICO RESOLUCIÓN ALTA ESTÁNDAR RESOLUCIÓN
ULTRASONIDO (Haz Recto)
Indice volumen
Indice norma
EQUIPO PARA DETECCIÓN DE GRIETAS ULTRASONIDO (Haz Angular)
FLUJO TRANVERSAL
EQUIPO PARA DETECCIÓN DE LA GEOMETRÍA GEOMÉTRICA (CALIPER)
GEOPOSICIONAMIENTO
CURVATURAS
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
Detecta y Dimensiona3
Detecta y Dimensiona3
OVALIDAD
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
Detecta y Dimensiona3,11
Detecta y Dimensiona3,9
COORDENADAS DEL DUCTO
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
No Detecta
Detecta y Dimensiona3
Fuente: Norma API 1160 NOTAS 1.
Limitado por la pérdida de metal detectable mínimo
2.
Limitado por la profundidad, longitud y ancho de los defectos detectables mínimos.
3.
Definido por la exactitud del dimensionamiento especificado del equipo.
4.
Si el ancho es más pequeño que el ancho mínimo detectable por el equipo.
5.
Probabilidad Reducida de la Detección (POD) para grietas estrechas.
6.
Transductores rotados a 90º.
7.
Confiabilidad reducida dependiendo del tamaño y forma de la abolladura.
8.
Dependiendo de la configuración del equipo, también en posición circunferencial.
9.
Si está equipado para medición de la ovalidad.
10. Disponible en equipo con umbilical. 11.
7
Si está equipado para medición de curvaturas.
EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN TUBERÍAS Para realizar la evaluación de defectos en tuberías de transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos se debe realizar su caracterización y evaluación de acuerdo a lo establecido en la Tabla 5.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 11 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
La evaluación de defectos incluye la verificación de normas aplicables basada en las consideraciones generales indicadas en la Tabla 5. TABLA 5. EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN TUBERÍAS TIPO DE DAÑO
DESCRIPCIÓN
CÓDIGO APLICABLE
API 579–1
Pérdida de metal – Corrosión Generalizada
Una pérdida de metal se considera generalizada cuando las dimensiones del daño (Ancho x Largo) cumple con la siguiente consideración:
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología permite la evaluación de defectos tanto en el cuerpo del tubo como en los cordones de soldadura. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas.
S S
Las tuberías no deben haber estado trabajando en servicio cíclico.
S
Esta metodología está desarrollada para la evaluación de defectos en tuberías de acero soldables, tales como, acero al carbono y aleaciones de bajo contenido de carbono y alta resistencia (Por ejemplo: ASTM A53, A106, A381, API 5L).
S
Solo es aplicable a defectos ubicados en el cuerpo de la tubería y que ocasionen baja concentración de esfuerzo. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas y el porcentaje de pérdida debe estar entre el 10% y el 80% de profundidad.
S
No debe aplicarse para evaluar esfuerzo remanente de corrosión en cordones de soldadura (Circunferencial, longitudinal o helicoidal), defectos causados por daños mecánicos, surcos, arrancaduras y defectos de manufactura o construcción.
S
Es aplicable únicamente para tuberías en servicio.
Ancho w 3A y L w 3A donde, A = Espesor “t” si t w10mm A = 10mm si t es < 10mm
ASME B31G
Las tuberías deberán estar sometidas a presión interna, externa, cargas suplementarias o la combinación de estas.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 12 .Menú Principal TIPO DE DAÑO
DESCRIPCIÓN
Indice manual CÓDIGO APLICABLE
Indice norma
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología permite la evaluación de defectos tanto en el cuerpo del tubo como en los cordones de soldadura. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas.
S S S S S
Solo es aplicable para tuberías de acero al carbono.
a. Adelgazamiento local del área (Local Thin Area– LTA): las magnitudes de largo y ancho son relativamente iguales.
S
Esta metodología permite la evaluación de defectos tanto en el cuerpo del tubo como en los cordones de soldadura.
b. Defectos tipo surco (Groove–Like Flaw): se incluyen los siguientes defectos:
S
Puede ser utilizado para evaluar pérdidas de metal localizada producto de corrosión/erosión, desgaste o abrasión causado por alguna herramienta o daño mecánico.
S
Las tuberías no deben haber estado trabajando en servicio cíclico o bajo régimen de termofluencia.
S
Las tuberías deberán estar sometidas a presión interna, externa, cargas suplementarias o la combinación de estas.
Una pérdida de metal se considera generalizada cuando las dimensiones del daño (Ancho x Largo) cumple con la siguiente consideración: Ancho w 3A y L w 3A
DNV–RP–F101
donde, A = Espesor “t” si t w10mm A = 10mm si t es < 10mm
Pérdida de metal – Corrosión Generalizada
Indice volumen
No aplica para tuberías cuyo grado sea mayor a X80. No es aplicable para tuberías sometidas a cargas cíclicas. No aplica para la combinación de corrosión y agrietamiento o daño mecánico. Es aplicable a defectos cuyo porcentaje de pérdida sea máximo 85% del espesor nominal.
Los tipos de defectos que se caracterizan como pérdida de metal localizada se definen a continuación:
1.
2.
Ranura por corrosión (Groove): defecto elongado causado por corrosión o erosión. La longitud de la pérdida es significativamente mayor que el ancho. Ranura por daño mecánico (Gouge): defecto elongado causado por la remoción mecánica de material de la superficie de un componente, causando una reducción en el espesor de pared. La longitud es mucho mayor que el ancho.
API 579–1
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 13 .Menú Principal TIPO DE DAÑO
DESCRIPCIÓN
Los tipos de defectos que se caracterizan como pérdida de metal localizada se definen a continuación: a. Adelgazamiento local del área (Local Thin Area– LTA): las magnitudes de largo y ancho son relativamente iguales.
Pérdida de metal – Corrosión Generalizada
Indice manual CÓDIGO APLICABLE
2.
Ranura p por corrosión ((Groove): ) defecto elongado l d causado d por corrosión ió o erosión. La longitud de la pérdida es significativamente mayor que el ancho. Ranura por daño mecánico (Gouge): defecto elongado causado por la remoción mecánica de material de la superficie de un componente, causando una reducción en el espesor de pared. La longitud es mucho mayor que el ancho.
DNV–RP–F101
Indice norma
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología está desarrollada para la evaluación de defectos en tuberías de acero soldables, tales como, acero al carbono y aleaciones de bajo contenido de carbono y alta resistencia (Por ejemplo: ASTM A53, A106, A381, API 5L).
S
Solo es aplicable a defectos ubicados en el cuerpo de la tubería y que ocasionen baja concentración de esfuerzo. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas y el porcentaje de pérdida debe estar entre el 10% y el 80% de profundidad.
S
No debe aplicarse para evaluar esfuerzo remanente de corrosión en cordones de soldadura (Circunferencial, longitudinal o helicoidal), defectos causados por daños mecánicos, surcos, arrancaduras y defectos de manufactura o construcción.
S S
Es aplicable únicamente para tuberías en servicio.
S S S S S
Solo es aplicable para tuberías de acero al carbono.
ASME B31G
b. Defectos tipo surco (Groove–Like Flaw): se incluyen los siguientes defectos: 1.
Indice volumen
Esta metodología permite la evaluación de defectos tanto en el cuerpo del tubo como en los cordones de soldadura. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas.
No aplica para tuberías cuyo grado sea mayor a X80. No es aplicable para tuberías sometidas a cargas cíclicas. No aplica para la combinación de corrosión y agrietamiento o daño mecánico. Es aplicable a defectos cuyo porcentaje de pérdida sea máximo 85% del espesor nominal.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 14 .Menú Principal TIPO DE DAÑO
DESCRIPCIÓN
Indice manual
Indice volumen
CÓDIGO APLICABLE
Indice norma
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología se limita a la evaluación de daños en forma de picadura, y pueden evaluarse cuatro (04) tipo de picaduras:
a. Picaduras esparcidas que cubran una región considerable de la tubería. b. Un adelgazamiento local del área (Local Thin Area– LTA) localizada en una región de picaduras esparcidas. API 579–1
Pérdida de metal – Picadura
Corrosión localizada en forma de cavidad o agujero y donde el diámetro de la cavidad de la picadura es cercano al valor de espesor de la lámina
c. Una región localizada de picaduras. d. Picaduras confinadas en una LTA (Local Thin Area)
S S S
Las tuberías no deben haber estado trabajando bajo régimen de termofluencia.
S
Esta metodología esta desarrollada para la evaluación de defectos en tuberías de acero soldables, tales como, acero al carbono y aleaciones de bajo contenido de carbono y alta resistencia (Por ejemplo: ASTM A53, A106, A381, API 5L).
S
Solo es aplicable a defectos ubicados en el cuerpo de la tubería y que ocasionen baja concentración de esfuerzo. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas y el porcentaje de pérdida debe estar entre el 10% y el 80% de profundidad.
S
No debe aplicarse para evaluar esfuerzo remanente de corrosión en cordones de soldadura (Circunferencial, longitudinal o helicoidal).
S S
Es aplicable únicamente para tuberías en servicio.
S S S S S
Solo es aplicable para tuberías de acero al carbono.
ASME B31G
DNV–RP–F101
Solo el nivel 3 de evaluación es aplicable para tuberías sometidas a cargas cíclicas. Las tuberías deberán estar sometidas a presión interna, externa, cargas suplementarias o la combinación de estas.
Permite la evaluación de defectos tanto en el cuerpo del tubo como en los cordones de soldadura. Estos defectos no deben tener características puntiagudas o en forma de grietas.
No aplica para tuberías cuyo grado sea mayor a X80. No es aplicable para tuberías sometidas a cargas cíclicas. No aplica para la combinación de corrosión y agrietamiento o daño mecánico. Es aplicable a defectos cuyo porcentaje de pérdida sea máximo 85% del espesor nominal.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 15 .Menú Principal TIPO DE DAÑO
DESCRIPCIÓN
Indice manual CÓDIGO APLICABLE
a. Ampollas: Protuberancias que se forman en la superficie externa, interna o en el espesor de pared de una tubería o recipiente a presión.
Ampollas y daños por Hidrógeno HIC/SOHIC
b. Agrietamiento inducido por hidrógeno (Hydrogen induced cracking – HIC): Se caracteriza por un agrietamiento laminar de distintas profundidades desde la superficie del acero, en el medio de la lámina o cercano a las soldaduras.
API 579–1
c. HIC Orientado por esfuerzo (Stress Oriented – SOHIC): Se define como el arreglo de grietas alineadas de manera perpendicular al esfuerzo, formadas por la conexión con pequeñas grietas HIC en el acero. Desalineación de soldaduras
Grietas
Daños ocasionados por fuego
Desalineación de la tubería respecto al eje central de cada tubo, bien sea de forma lineal o angular.
Las grietas son daños planos caracterizados por rompimientos de superficies o incrustaciones a través de paredes.
Afectación de las propiedades estructurales y mecánicas (resistencia, ductilidad y dureza) de un equipo por su exposición a llamas o radiaciones de calor producto del fuego.
Indice volumen
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología es aplicable solo a la evaluación de ampollas y daños por hidrógeno (HIC / SOHIC) propiciadas por la naturaleza o ambiente del proceso.
S
Es aplicable solo para componentes de acero al carbono y aleaciones que operen a temperatura menor a 204°C o de acuerdo a la curva aplicable según el API 941.
S S S
Solo el nivel 3 de evaluación es aplicable para tuberías sometidas a cargas cíclicas.
S
Para agrupación de ampollas muy cercanas entre sí, deberá ser utilizado el nivel 3 de evaluación.
S
Esta metodología es aplicable para evaluar desalineación con respecto a la línea central, desalineación angular o la combinación de ambos efectos.
S S
Las tuberías no deben haber estado trabajando bajo régimen de termofluencia.
S
Cuando la tubería que contenga el defecto, tenga un espesor menor a 1,5 pulg, el nivel 1 de evaluación no puede ser aplicado.
S
Solo el nivel 3 de evaluación es aplicable para tuberías que hayan operado bajo régimen de termofluencia.
S
Para aplicar los niveles 1 y 2 de evaluación, cuando existen cargas dinámicas, el efecto de las mismas debe insignificante.
S
Este procedimiento puede ser utilizado para identificar y evaluar componentes sujetos a daños causados por fuego, sobrecalentamiento o la combinación de ambos efectos.
API 579–1
API 579–1
API 579–1
Indice norma
El HIC orientado por esfuerzo solo pueden ser evaluados por el nivel 3. Cuando una ampolla, HIC o SOHIC, se encuentre cercano a un cordón de soldadura o a una discontinuidad estructural, deberá ser utilizado el nivel 3 de evaluación.
Esta metodología es aplicable para la evaluación de grietas planas, defectos de construcción y manufactura tales como falta de fusión, falta de penetración en las soldaduras y grietas asociadas con ambientes propicios para la formación de las mismas. Estos defectos podrían estar en superficies quebradizas, embutidos o a través de la pared.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 16 .Menú Principal TIPO DE DAÑO Abolladuras, arrancaduras y combinación de abolladuras con arrancaduras
Laminaciones
DESCRIPCIÓN
a. Abolladuras: Deformaciones causadas por la depresión de la superficie del tubo. b. Arrancaduras: Pérdidas de material producto de una acción mecánica
Las laminaciones se pueden definir como falta de fusión por la presencia de espacios en un material debido a fallas en el proceso de manufactura.
Indice manual
Indice volumen
CÓDIGO APLICABLE
API 579–1
API 579–1
Indice norma
CONSIDERACIONES GENERALES
S
Esta metodología es aplicable para la evaluación de Abolladuras, arrancaduras y combinación de abolladuras con arrancaduras. Este análisis contempla la corrosión generalizada o uniforme del componente,
S
En nivel 1 de evaluación no podrá ser aplicado si el equipo ha estado sometido a cargas cíclicas.
S S
Las tuberías no deben haber estado trabajando bajo régimen de termofluencia.
S S
Las tuberías no deben haber estado trabajando bajo régimen de termofluencia.
Esta metodología aplica para evaluar la aceptabilidad de laminaciones en tuberías que sean paralelas a la superficie o que se encuentren a través del espesor de la pared.
Solo el nivel 3 de evaluación es aplicable para tuberías que hayan operado bajo régimen de cíclico.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 17 .Menú Principal
8
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
REPARACIÓN DE SISTEMAS DE TUBERÍA 8.1
General
8.1.1
La gerencia de mantenimiento tendrá la responsabilidad de ejecutar las acciones derivadas del plan de manejo de integridad previa solicitud del operador o custodio.
8.1.2
Los métodos de reparación, son prácticas de mantenimientos correctivos cuyo objetivo es restaurar las zonas con daños que representan una falla para la línea a fin de devolverle las condiciones mecánicas originales del sistema productivo de acuerdo a los estándares y las regulaciones establecidas, para asegurar su disponibilidad operacional hasta los niveles de diseño.
8.1.3
El método de reparación a aplicar se realizará con base a un estudio técnico – económico y de costo – beneficio, de tal manera que se garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o remanente y dependerá de las condiciones operacionales y niveles de riesgo presentes.
8.1.4
El mantenedor debe disponer de los siguientes procedimientos y datos del sistema:
a.
Métodos de reparación aprobados técnicamente por un ente especializado (ver punto 8.3).
b.
Ubicación de los defectos (soldadura longitudinal o circunferencial o, cuerpo de la tubería, curvas, accesorios, entre otros).
c.
Clasificación de las anomalías que puedan ser reparadas por cada método descrito.
d.
Clasificación de la reparación en temporal o permanente.
e.
Procedimiento de fabricación, instalación y pruebas de certificación de calidad.
f.
Parámetros operacionales (flujo, presión, temperatura) y ambientales que se deben considerar durante la reparación.
g.
Procedimientos y normas de seguridad, higiene y ambiente.
h.
Actualización de los procedimientos de reparación para la incorporación de nuevas tecnologías.
8.1.5
Se debe clasificar el tipo de reparación en temporal o permanente. Todas las anomalías que por razones operacionales sean reparadas de forma temporal, deben reemplazarse por alternativas de restauración permanente. Este cambio será ejecutado dentro del lapso de tiempo establecido por un ente técnico especializado.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 18 .Menú Principal
8.2
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Criterios de Selección de Métodos de Reparación
8.2.1
Las reparaciones permanentes de defectos en líneas de transmisión de hidrocarburos líquidos y gaseosos deben ser realizadas de acuerdo a lo establecido en las normas ASME B31.4 y B31.8.
8.2.2
En los casos que existan abolladuras planas y con concentradores de esfuerzo, puede realizarse reparación a través de hot tapping tanto en el cuerpo de la tubería como en dobladuras, siempre que toda la abolladura sea removida previamente a la reparación.
8.2.3
Los criterios de selección de métodos de reparaciones permanentes en tuberías de transporte de hidrocarburos líquidos (no aplicables a daños ocasionados en la tubería por abolladuras, arrugas o pandeos) para diferentes tipos de defectos se muestran en la Tabla 6.
8.2.4
Los criterios de selección de métodos de reparaciones permanentes en tuberías de transporte de hidrocarburos líquidos (aplicables para abolladuras, deformaciones, pandeos, fugas por acoples y defectos previos a la reparación) para diferentes tipos de defectos se muestran en la Tabla 7.
8.2.5
Los criterios de selección de métodos prevención, detección y reparación para diferentes tipos de defectos en tuberías de transporte de hidrocarburos gaseosos se muestran en la Tabla 8.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 19 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 6. REPARACIONES PERMANENTES EN TUBERÍAS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (NO APLICABLES A DAÑOS OCASIONADOS EN LA TUBERÍA POR ABOLLADURAS, ARRUGAS O PANDEOS) 1 REMPLAZO DE LA SECCIÓN (NOTA 1)
TIPO DE DEFECTO
2
3
4A
4B
5
6
7
8
REMOCIÓN CON MAQUINADO
DEPOSICIÓN DE SOLDADURA
CAMISA TIPO A
CAMISA PRESURIZADA TIPO B
CAMISA COMPUESTA
GRAPAS EMPERNADAS
HOT TAP
ACCESORIO O CONEXIÓN
Perdida de espesor por corrosión externa menor o igual a 80% ( no incluye ranurado o corrosión en costuras de soldaduras para los procesos ERW y EFW)
Si
No
Corrosión externa >80%t
Si
No
Corrosión interna >80%t Ranurado, corrosión localizada de cordones de soldadura en los procesos ERW y EFW Ranura, muescas o quemado por arco eléctrico
Si
No
Si
No
Si
Limitado
Limitado
Limitado
Si
(Nota 2)
(Nota 2)
(Nota 5)
(Nota 5)
No
No
Si
No
Limitado (Nota 4) No
Limitado
Limitado
(Nota 7)
(Nota 5 y 6)
Limitado
Limitado
(Nota 7)
(Nota 7) Limitado
No
Si
No
Si
No
SI
Limitado (Nota 4) No Limitado (Nota 5 y 6)
Si
Si Si
Si
Si
Limitado
Limitado
(Nota 3)
(Nota 8)
Limitado
Limitado
(Nota 3) Limitado
(Nota 8)
(Nota 3) Limitado (Nota 3)
No
No
Limitado
Limitado
(Nota 3)
(Nota 6 y 8)
Limitado
Limitado
Limitado
Limitado
(Nota 7)
(Nota 7)
(Nota 7)
No
Si
No
Si
(Nota 3) Limitado
No
Si
No
Si
(Nota 3) Limitado
No
No
Si
No
Si
No
No
No
No
Si
No
Si
No
No
Grietas
Si
Puntos endurecidos
Si
No
Ampollas Defectos en soldadura circunferencial Laminaciones
Si
No
(Nota 5) No
Si
No
Si
No
No
No No No
NOTAS 1.
El reemplazo de una sección de una longitud mínina de 1,5 veces el diámetro o 3 pulg cualquiera que sea el mayor entre los dos y que reúna los requerimientos del metal base según lo establece el código vigente.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 20 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
2.
El procedimiento de soldadura debe cumplir con los requerimientos de aporte de calor en función del espesor mínimo a reparar y considerar la máxima presión interna durante la reparación para descartar mediante mecánica de la fractura posibles rupturas. Deben utilizarse electrodos de bajo hidrogeno.
3.
Los defectos a reparar deben quedar contenidos completamente en el área a reparar. El cupón removido mediante corte debe ser de un tamaño tal que remueva el defecto.
4.
Puede ser usado únicamente si la corrosión interna puede ser controlada.
5.
La camisa debe quedar ajustada a la superficie del defecto o utilizar algún material de relleno como epoxic o resina de polyester para evitar espacios vacíos entre el tubo y el refuerzo.
6.
Es aceptable su uso únicamente si la muesca, ranura, quemado o grieta es completamente removida y verificada con inspección visual y partículas magnéticas o líquidos penetrantes ( mas decapado en caso de haber quemado por arco)
7.
Muescas, ranuras, quemado o grietas pueden ser completamente removidas sin penetrar más del 40% del espesor de pared. La longitud permisible de metal removido será determinada en función de los esfuerzos remanentes aplicando mecánica de la fractura y en ningún caso el defecto a reparar debe ser mayor al 80% de perdida de espesor, por lo tanto deben ser evaluados todos los esfuerzos que intervienen y las restricciones de presión. Remoción de ranuras, muescas, quemado o grietas deben ser verificadas por inspección visual y partículas magnéticas o líquidos penetrantes ( mas ataque químico o decapado en caso de quemado por arco)
8.
Los defectos deberán ser completamente cubiertos por el accesorio y el tamaño del accesorio a utilizar no deberá exceder las 3 pulg de diámetro nominal externo.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 21 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 7. METODOS ACEPTABLES DE REPARACIÓN DE LINEAS QUE TRANSPORTAN HIDROCARBUROS LÍQUIDOS APLICABLES PARA ABOLLADURAS, DEFORMACIONES, PANDEOS, FUGAS POR ACOPLES Y DEFECTOS PREVIOS A LA REPARACION TIPO DE DEFECTO
1 REMPLAZO DE LA SECCIÓN (NOTA 1)
Abolladuras menores o iguales a 6% del diámetro de la tubería contenida en una soldadura longitudinal o circunferencial Abolladuras menores o iguales a 6% del diámetro de la tubería que contiene muesca, ranuras o grietas. Abolladuras menores o iguales a 6% del diámetro de la tubería que contiene corrosión externa con profundidad que exceda 12,5 % de espesor de pared.
Si Si
2 REMOCIÓN CON MAQUINADO No
4A
4B
5
6
CAMISA TIPO A
CAMISA PRESURIZADA TIPO B
CAMISA COMPUESTA
GRAPAS EMPERNADAS
Limitado (Nota 2)
Limitado
Limitado
(Nota 4)
(Nota 2 y 3)
Si
No
Abolladuras mayores a 6% del diámetro de la tubería
Si
No
Deformación, ondulaciones, pandeos Fugas por acoples
Si Si
No No
Limitado (Nota 2) Limitado (Nota 2) No No
Si Si
Si
Limitado (Nota 2) Limitado (Nota 2 y 3) Limitado (Nota 2)
Si Si
Si
Si
No
Si
Si Si
No No
Si Si
NOTAS 1.
El reemplazo de una sección de una longitud minina de 1,5 veces el diámetro ó 3 in cualquiera que sea el mayor entre los dos y que reúna los requerimientos del metal base según lo establece el código vigente.
2.
La camisa debe quedar ajustada a la superficie del defecto o utilizar algún material de relleno como Epoxi o resina de polyester para evitar espacios vacíos entre el tubo y el refuerzo.
3.
Puede se utilizado únicamente si la muesca, ranura, quemado o grieta es completamente removida y verificada con inspección visual y partículas magnéticas o líquidos penetrantes (mas decapado en caso de haber quemado por arco).
4.
Puede ser usado solamente si la grieta, concentradores de esfuerzo (fatiga), u otros defectos son completamente removidos y verificados visualmente y mediante inspección con partículas magnéticas o líquidos penetrantes (mas decapado en caso de quemado por arco) y el espesor remanente no es menor que 87,5% del espesor nominal de la tubería.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 22 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 8. PREVENCIONES, AMENAZAS Y MÉTODOS ACEPTABLES DE REPARACIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE GAS
Prevención, detección y repación
DAÑOS POR TERCEROS DPST
TPA
RELACIONADO A CORROSIÓN V
E
I
OPERACIONES INCORRECTAS
EQUIPOS EoS
R
ME
FE
PI
RELACIONADO AL CLIMA TE
LL
MANUFACTURAS DC
TD
CONSTRUCCIÓN DD C
DSF
FA
A
FUERZAS EXTERNAS
AMBIENTE
MT
SCC
Detección Prevención Patrullaje aereo
X
X
X
X
X
X
X
Patrullaje terrestre
X
X
X
X
X
X
X
Inspección visual/mecánica Sistema de llamada
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Especificaciones de diseño
X
X
Especificaciones de materiales Inspección en manufactura
X
Inspección de transporte
X
Inspección de construcción
X
Prueba hidrostática
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Adiestramiento del operador X
X
Protección externa
X
X
Mantenimiento de vía
X
X
Incremento del espesor de pared
X
X
Cinta de advertencia
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X X
X
Monitoreo y mantenimiento de protección catódica
X
X
X
X
Limpieza interna
X X
Medidas de control de fugas
X
X
X
X
X
X
Cochinos/GPS/Medición de esfuerzo
X
X
X X
Reducción de esfuerzo externo
X X
Rehabilitación
X X
X X
X
X
X
X X
Reparación de revestimiento Incremento en la profundidad de la tubería
X
X
Monitoreo de esfuerzo
Reubicación de línea
X
X
Procedimientos de operación y mantenimiento Frecuiencia de marcaje
X
X
Cumplimiento de auditoría
Educación pública
X
X
X
X X
X
X X
X X
X
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA
REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 23 .Menú Principal
Prevención, detección y repación
DAÑOS POR TERCEROS DPST
TPA
Indice manual
RELACIONADO A CORROSIÓN V
E
I
Reducción de la temperatura de operación
R
ME
X
Reducción de la humedad
X
Inyección de inhibidores/Bioxidas
X
OPERACIONES INCORRECTAS
EQUIPOS EoS
Indice volumen
FE
PI
RELACIONADO AL CLIMA TE
LL
Indice norma MANUFACTURAS DC
TD
CONSTRUCCIÓN DD C
DSF
FA
A
FUERZAS EXTERNAS
AMBIENTE
MT
SCC
X
Instalación de protección térmica
X
X
Reparación Reducción de presión
X
Reemplazo
X
X
Reparación de revestimiento (repintado), Evaluación externa de corrosión Reparación con esmerilado/Evaluación de corrosión externa
X
Deposición directa de soldadura
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X X
X
Camisa presurización tipo B
X
X
X
Camisa tipo A
X
X
X
X
X
Camisas compuestas reforzadas (no metálicas)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X X
Camisas mecánicas (grapas)
X X
NOTA DPST TPA V E I EoS R ME FE
Daños infligidos por primera, segunda o terceras partes Tubería Previamente Averiada (modo de falla retardado) Vandalismo Externa Interna Empacadura o sello Rosca desnuda o tubo roto Malfuncionamiento de equipos de alivio/control Fallas en empaque de bombas
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X X
X
Camisas con rellenos epóxicos
X
X
X
X
X
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISION
FECHA
0
OCT.10
Página 24 .Menú Principal
PI TE LL DC TD DCC DSF FA A MT
Indice manual
Procedimientos incorrectos Tormentas eléctricas Lluvias fuertes o inundaciones Defecto en la costura Tubo defectuoso Defecto en costura circunferencial Defecto de soldadura en fabricación Falla en acoples Arrugas en curvaturas Movimiento del terreno
Indice volumen
Indice norma
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 25 .Menú Principal
8.3
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Métodos de Reparación A continuación se describen algunas de las alternativas utilizadas en la actualidad que pueden ser consideradas por el operador de tuberías para la restauración de la integridad mecánica de las líneas.
8.3.1
Reemplazo de una Sección de Tubería
a.
Puede ser utilizado para restaurar la integridad mecánica de las líneas indiferentemente del tipo de daño presente.
b.
Para su utilización se deben considerar costos asociados a su instalación, y que las nuevas tuberías de reemplazo tengan propiedades químicas, mecánicas y físicas similares al sistema existente. En caso de no disponer del material a reemplazar se debe evaluar el uso de otro material calificado por un ente técnico especializado de PDVSA.
c.
Se debe realizar prueba hidrostática a toda sección de tubería a ser usada como reemplazo. Esta prueba se debe realizar previo a su instalación y debe cumplir con lo establecido en la norma PDVSA PI–02–08–01.
d.
Se permite reemplazar secciones de tuberías manteniendo la línea en servicio a través del método de perforación en caliente o “hot tapping”.
e.
En este caso, se debe fabricar temporalmente una línea paralela para que el flujo de la línea principal sea desviado a través de esta mientras se efectúa el reemplazo de la sección dañada (Ver Figura 1).
f.
Previamente, se debe perforar en caliente (línea en servicio) e instalar válvulas sándwich y stoples para desviar el flujo a la línea paralela y bloquear la principal.
g.
El procedimiento de trabajo, las responsabilidades del personal, las condiciones de operación y seguridad así como los equipos requeridos para este tipo de trabajo están establecidos en la norma PDVSA PI–07–05–05.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 26 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Fig 1. INSTALACIÓN TÍPICA PARA REEMPLAZO DE TUBERÍAS MEDIANTE HOT – TAPPING
MÁQUINA OBTURADORA
DESVIO TEMPORAL
VÁLVULA “SANDWICH”
BR4IDA “LOCK–O–RING”
SECCIÓN A SER REMOVIDA
8.3.2
VÁLVULA PARA DRENAJE CUANDO SE TRATE DE CRUDO
Envolventes Metálicos de Envoltura Completa (Camisas)
a.
Puede ser usado para la reparación general de defectos en tuberías, debido a que sus costos son relativamente bajos en comparación con otros métodos y permite que la línea se mantenga en operación mientras se ejecutan los trabajos.
b.
Algunas pruebas han certificado que una camisa “fabricada e instalada correctamente” restaurará el esfuerzo de tensión de una parte defectuosa de la tubería por lo menos al 100% SMYS.
c.
Existen varios tipos de camisas metálicas de refuerzo, sin embargo, por su función en la tubería se resumen en los dos tipos que se muestran a continuación:
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 27 .Menú Principal
1.
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Camisas Tipo “A” – Se fabrican uniendo dos medias conchas alrededor de la tubería con aporte de soldadura longitudinal (Ver Figura 2). – Son diseñadas para reforzar las tuberías de defectos no pasantes, es decir, para daños que no estén o no vayan a fugar, ya que no presentan soldaduras circunferenciales en los extremos, sin embargo, se deben sellar los extremos para prevenir la migración de agua o humedad en la tubería y/o la manga de refuerzo y, en algunos casos el área del defecto es reforzada rellenando todo el espacio anular con resina. – Son aplicables en tuberías que operan a esfuerzos menores al 20% del SMYS y se requiere que el extremo de la camisa sea extendido por lo menos 2 pulg (50 mm) después del daño, además, los defectos no deben estar orientados circunferencialmente.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 28 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Fig 2. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE UNA CAMISA TIPO A
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 29 .Menú Principal
2.
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Camisas Tipo “B” – Se fabrican de manera similar a las tipo “A” pero deben ser selladas en los extremos con soldadura para reforzar la tubería y contener presión en caso de fuga (Ver Figura 3). En algunas circunstancias son perforadas en caliente tanto la camisa como la tubería para aliviar tensiones en el área del defecto. – El método de trabajo, las condiciones de operación y seguridad, las inspecciones de calidad requeridas, así como los procedimientos de soldadura a aplicar para este tipo de trabajo están establecidos en las normas PDVSA PI–07–05–04 y PI–07–05–06.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
PDVSA PI–07–05–08
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 30 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Fig 3. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE UNA CAMISA TIPO B
CORDÓN DE SOLDADURA LONGITUDINAL (UNICAMENTE UTILIZAR SOLDADURA A TOPE. SE PROHIBE EL USO DE CINTA LATERAL SOLAPADA)
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 31 .Menú Principal
8.3.3
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Instalación de Abrazaderas de Refuerzos o Grapas Empernadas Las abrazaderas de refuerzos son métodos de reparación temporales, sin embargo algunos diseños especiales pueden ser considerados permanentes. No requieren aporte de soldadura directa, sin embargo, existen limitaciones dentro de algunas instalaciones.
a.
Grapas Corrientes Pueden ser utilizadas para la reparación temporal de defectos, ya que se pueden fabricar en el taller o en el sitio con tubería de material equivalente (ver Figura 4).
b.
Grapas Patentadas Son diseños específicos elaborados por empresas especializadas en el mantenimiento y reparación de líneas de tuberías. Su diseño permite soportar presiones mayores a 1000 psig. Se consideran temporales mientras no se efectúe la soldadura a los pernos y los extremos.
c.
Grapas Especiales 1.
Cuando los defectos se encuentran localizados en accesorios (codos, “T”) o en bridas y, por razones operacionales de gran importancia la línea debe mantenerse en servicio, se pueden instalar grapas especiales patentadas como métodos de reparación aceptables para tuberías cuyos defectos no estén filtrando o cercanos a fugar, o que los esfuerzos operacionales sean menores al 20% del SMYS.
2.
Se consideran temporales mientras no se efectúe la soldadura a los pernos y los extremos.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 32 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
Fig 4. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE ABRAZADERAS DE REFUERZOS O GRAPAS EMPERNADAS
Grapa Convencional
8.3.4
Grapa Patentada
Grapas Especiales Envolventes Metálicos de Media Envoltura (Parches) No se debe instalar parches o media envolvente como método de reparación de daños en sistemas de tuberías utilizados para el transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
8.3.5
Camisas no Metálicas
a.
Su instalación se debe ejecutar bajo un procedimiento escrito elaborado por un personal con experiencia comprobada y cumplir con las pruebas de ingeniería y análisis de confiabilidad que garanticen que la reparación puede restaurar permanentemente el servicio de la tubería.
b.
No deben ser usadas en los siguientes casos: – Reparar fugas. – Reparar pérdidas de metal con profundidad mayores al 80 % del espesor nominal de la tubería.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI-- 07-- 05-- 08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 33 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
-- Reparar grietas o defectos orientados circunferencialmente. -- Reparar corrosión interna. c.
Las camisas no metálicas o de material compuesto se muestran en la Figura 5.
Fig 5. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE ENVOLVENTES NO METÁLICAS
8.3.6
Reparación con Aporte de Soldadura
a.
Se puede disponer de este método como alternativa de reparación permanente según lo establecido en el código ASME B31.4 y B31.8 para restaurar pequeñas áreas corroídas, surcos, hoyos y quemaduras de arco, las cuales, no deben estar localizadas dentro de los límites de un área desgastada de la tubería.
b.
Previo a su aplicación se debe remover el defecto mediante pulido con herramientas de poder.
c.
El procedimiento de soldadura a aplicar debe estar avalado por el departamento técnico (ingeniería y mantenimiento).
8.3.7
Remoción con Maquinado (Pulido)
a.
Este método es aplicable para eliminar concentraciones de esfuerzos en la imperfección o el daño o para remover todo el material dañado o duro siempre y cuando las condiciones operacionales de la línea se mantengan con el espesor remanente de la tubería.
b.
Durante la ejecución del trabajo se debe reducir el nivel de presión al 80% de la presión de operación más alta demostrada recientemente.
c.
Se deben aplicar los criterios y condiciones establecidas en las normas ASME B31.4 y B31.8 para ejecutar este trabajo, y realizar evaluaciones críticas de ingeniería para determinar el límite de remoción de metal en defectos sin abolladuras.
GUÍA DE INGENIERÍA
PDVSA
GUÍA DE MANEJO DE DEFECTOS A GASODUCTOS Y OLEODUCTOS
PDVSA PI–07–05–08 REVISIÓN
FECHA
0
OCT.10
Página 34 .Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
d.
Se recomienda realizar remoción con herramienta mecánica de los defectos ubicados en abolladuras sin que haya despresurización significativa de la tubería. El espesor de pared remante luego de la remoción con herramienta mecánica no debe ser menor a 87,5 % de espesor de la tubería, en caso contrario se debe aplicar otro de los métodos de reparación contemplados en esta norma.
e.
En la Figura 6 se muestra una representación gráfica del método de remoción por maquinado.
Fig 6. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL MÉTODO DE REMOCIÓN POR MAQUINADO
Área a remover
Capa endurecida
Tubería Agrietamiento