API 570 charla.pdf

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APLICACIONES PRACTICAS
API 570
TUBERÍAS
API 653
TANQUES
API 510
RECIPIENTES
SE CREA LA NECESIDAD…
 Nuestros activos (Tuberías, Tanques, Recipientes,
Instalaciones….) operan en ambientes hostiles.
 Nuestros activos envejecen… corrosión y otros mecanismos de
daño…
 A nuestros activos les exigen operar por más tiempo… por
razones económicas…sin olvidar que deben hacerlo de forma
Segura.
 Las publicaciones para Construcción, Inspección, Mantenimiento
y Reparación de mayor aceptación y aplicación en nuestro
ámbito industrial son las Normas Americanas (E.E.U.U). A
diferencia de E.E.U.U., se están incluyendo como exigencias
contractuales y son la base de muchas de las regulaciones
estatales. Esto demanda CONOCIMIENTO.
 Los Códigos establecen la figura del Inspector Autorizado y lo
diferencian del Examinador. API 570 API 653 API 510
IMPORTANCIA DE CONOCER
LOS CODIGOS API

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Razones para Inspeccionar (Palabras Claves): operación segura,
no contaminación, mantenimiento, reemplazo, reparación, re-rating, mecanismos de falla,
leyes, justo a tiempo, confiabilidad, eficiencia, reducción de costos …
API 570 API 653 API 510
Manejo de Códigos y Normas
internacionales

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LAS PREGUNTASTIPICAS:
• REPARAR?
• REEMPLAZAR?
• MODIFICAR LAS CONDICIONES DEOPERACIÓN (RE-
RATING)?
• NO INTERVENIRY CONTINUAR?
• CUANDOVOLVER A INSPECCIONAR?
LA CLAVE PARA RESPONDER:
• ANALISIS DEVELOCIDAD DECORROSION.
• CALCULOVIDA REMANENTE
• ANALISIS INTERVALOS DE INSPECCION
• ANALISIS DE FALLA (IDENTIFICACIONDE MECANISMOS
DE DAÑO).
• PROYECCIONES
• APTITUD PARA EL SERVICIO (FITNESS FORSERVICE)
HERRAMIENTAS:
• CODIGOS, PRACTICAS RECOMENDADAS,ANÁLISIS DE
SERVICIOSIMILAR, PUBLICACIONESCIENTIFICAS.
INFORMACION VALIOSA = MEJOR TOMA DE DECISIONES
IMPORTANTE!
API 570 API 653 API 510
API 570:
Código de inspección de tuberías: en servicio
Inspección, calificación, reparación y
alteración de sistemas de tuberías
API 570

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Aspectos Claves
MECANISMOS
DE
DAÑO
EXPERIENCIA
INSPECCIÓN
TUBERIAS
SOLDADURA
PRÁCTICO
VERIFICACIÓN
MATERIALES
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN
TUBERÍAS DE PROCESO
CONSTRUCCIÓN
BRIDAS
SOLDADURA
ENSAYOS NO
DESTRUCTIVOS
ALCANCE
1.1.1 Cobertura
API 570 abarca los procedimientos de Inspección, Clasificación, Reparación y Alteración de
sistemas de tuberías metálicas y de fibra de vidrio de plástico reforzado (FRP) y sus
dispositivos de alivio de presión asociados que han sido puestos en servicio.
1.1.2 Intención
El objetivo de este código es para especificar la inspección en servicio y el programa de
monitoreo de condición que se necesita para determinar la integridad de las tuberías. Ese
programa debería proporcionar evaluaciones razonablemente precisas y oportunas para
determinar si cualquier cambio en la condición de la tubería podría posiblemente
comprometer el funcionamiento seguro continuo. Es también la intención de este código que
los propietarios/usuarios deben responder a las resultados de la inspección que requieren
acciones correctivas para asegurar el funcionamiento seguro continuo de las tuberías.
API 570 fue desarrollado para el refino de petróleo y las industrias de procesos químicos,
pero puede ser utilizado, cuando sea posible, para cualquier sistema de tuberías. Está
diseñado para ser utilizado por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a una
agencia de inspección autorizada, una organización de reparación, y los ingenieros de
tuberías técnicamente calificados, inspectores y examinadores, todo como es definido en la
Sección 3.

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ALCANCE
1.1.3 Limitaciones
API 570 no puede ser utilizado como un sustituto de los requisitos de
construcción originales que rigen el sistema de tuberías antes de que sean
puestas en servicio, ni debe ser utilizado en conflicto con los requisitos
reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este código son más estrictos que
los requisitos reglamentarios, los requisitos de este código deben gobernar.
1.2 Aplicaciones Específicas
El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se
refiere a los grupos de fibra de plástico reforzado abarcados por la sigla
genérica FRP (plástico reforzado con fibra de vidrio) y GRP (plástico
reforzado con vidrio). Son excluidos, los extruidos, generalmente no metálicos
homogéneos, tales como polietileno de alta y de baja densidad. Consulte el
API 574 para obtener orientación sobre los problemas de degradación e
inspección asociados con tuberías FRP.
ALCANCE
1.2.1 Fluidos de Servicio Incluidos
Salvo lo dispuesto en el punto 1.2.2, API 570 se aplica en sistemas de
tuberías o fluidos de procesos, hidrocarburos y servicios similares de fluidos
inflamables o tóxicos, tales como:
a) crudos, intermedios y productos terminados derivados del petróleo;
b) crudos, intermedios y productos químicos terminados;
c) Las líneas de catalizador;
d) hidrógeno, gas natural, gas combustible, y sistemas de quema (flare);
e) agua agria y corrientes de desechos peligrosos por encima de los
umbrales, definidos por las regulaciones pertinentes;
f) los productos químicos peligrosos por encima de los umbrales, definidos
por las regulaciones pertinentes;
g) los líquidos criogénicos tales como: N2, H2, O2 y aire líquido;
h) los gases de alta presión superior a 150 psig, tales como: He, H2, O2, N2.

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ESPECIFICACIÓN DETUBERÍAS –
API RP 574
TOLERANCIAS ENTUBERÍAS –
API RP 574

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CONCEPTOS BÁSICOS
ORGANIZACIÓN
* Mayor detalle en API 570 - 4
El dueño / usuario debe ejecutar el control del programa de inspección de tuberías, frecuencias y mantenimiento de
la misma y es el último responsable
El dueño / usuario es responsable por desarrollar, documentar, implementar, ejecutar y evaluar que los sistemas de
inspección de tuberías y los procedimientos de inspección cumplan con lo indicado en el código API 570.
Las organizaciones deberían ser auditadas periódicamente para verificar si cumplen con los requerimientos de una
agencia de inspección autorizada de acuerdo con el API 570. El equipo que realizará la auditoria debe tener
conocimientos en la aplicación del código API 570.
El programa de inspección que será auditado debe contemplar lo siguiente:
* Cumplir los requerimientos del API 570 e identificar las responsabilidades del dueño / usuario.
* Planes de inspección documentados, frecuencia y alcance de las inspecciones óptimas, análisis de datos,
evaluaciones, históricos adecuados y almacenados.
* Documentación de las reparaciones, reclasificaciones y alteraciones que cumplan con API 570.

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ORGANIZACIÓN – ROLES
PRINCIPALES
* Mayor detalle en API 570 - 4
• Ingeniero de tuberías
Responsable por el dueño / usuario en actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, análisis,
o evaluaciones de tuberías, así como de los PRD relacionados.
• Organización de reparación
Empresa que realiza las reparaciones o alteraciones de acuerdo con el API 570. Es responsable de proveer
los materiales, equipos, controles de calidad y mano de obra necesaria.
• Inspector autorizado de tuberías
Inspector API 570. Cuando se realicen las inspecciones, reparaciones o alteraciones, el inspector será el
responsable por el dueño / usuario que se cumplan los requisitos del API 570.
• Examinador
Personal que ejecuta los END.
• Otro personal
Personal de operaciones, mantenimiento o seguridad, que tiene conocimiento o experiencia con el sistema de
tuberías en especifico a inspeccionar, debe notificar al inspector o ingeniero cualquier desviación que pueda
afectar la integridad de la misma.
CLASIFICACIÓN DETUBERÍAS
SEGÚN API 570
CLASE 1
• Servicio con un alto potencial de resultar una emergencia (seguridad,
ambiental), si una fuga ocurre.
CLASE 2
• Servicios no incluidos en otras clases, son clase 2. Esta clase incluye la
mayoría de las Unidades de Procesos.
CLASE 3
• Servicios que son inflamables, pero que no vaporizan significativamente
cuando fugan o no están localizadas en áreas de alta actividad.
CLASE 4
Servicios que esencialmente no son inflamables y no tóxicos. Tuberías
utilitarias.
* Mayor detalle en API 570 6.3.4.

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CLASIFICACIÓN DETUBERÍAS
SEGÚN ASME B31.3
* Mayor detalle en ASME B31.3 300.2 fluid service
(a) Fluido de Servicio Categoría D: un fluido de servicio en el cual aplican todas las condiciones siguientes:
(1) El fluido manipulado es no inflamable, no tóxico, y no daña los tejidos humanos tal como se define en párr.
300.2.
(2) La presión manométrica de diseño no excede 1035 kPa (150 psi).
(3) La temperatura de diseño es de -29 ° C (-20 ° F) hasta 186 ° C (366 ° F).
(b) Fluido de Servicio Categoría M: un fluido de servicio en el cual el potencial de exposición del personal se
considera que es significativo y en el que una sola exposición a una muy pequeña cantidad de un fluido tóxico,
causado por la fuga, puede producir daños graves e irreversibles a las personas si es respirado o tiene
contacto físico, incluso cuando medidas de mitigación sean tomadas.
(c) Fluido de Servicio de Alta Presión: un fluido de servicio para el cual el propietario especifica el uso del
Capítulo IX para el diseño de tuberías y construcción; véase también el párr. K300.
(d) Fluido de Servicio Normal: un fluido de servicio relacionado con la mayoría de las tuberías cubiertas por este
Código, es decir, no está sujeto a las reglas para la categoría D, categoría M, o de Alta Presión.
Sección 3 - Definiciones

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Sección 3 - Definiciones
3.1.1 Material Aleado
Cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura) que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel
o molibdeno, que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades mecánicas o físicas y/o la resistencia a la corrosión. Las
aleaciones pueden ser ferrosas o no ferrosas.
Nota. Aceros al carbono no se consideran aleaciones, para efectos de este código.
3.1.2 Alteración
Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones en el diseño y que afectan la capacidad de contener presión o la
flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. Los siguientes no son consideradas alteraciones:
reemplazos similares o duplicados y la adición de accesorios de pequeño calibre que no requieren refuerzo o soporte adicional.
3.1.3 Código Aplicable
El código, Sección del código, o cualquier otro estándar de ingeniería o práctica reconocida y generalmente aceptado con el cual el
sistema de tubería fue construido o es considerado por el propietario o usuario o el ingeniero de tuberías, ser el más apropiado para la
situación, incluyendo pero no limitado a la última edición de ASME B31.3.
3.1.4 ASME B31.3
Una forma abreviada de ASME B31.3, tuberías de proceso, publicado por la Sociedad Americana de
Ingenieros Mecánicos.
3.1.5 Autorización
Aprobación/consentimiento para efectuar una actividad específica (por ejemplo, reparación) antes de
que la actividad se realice.
3.1.6 Agencia Autorizada de Inspección
Se define como cualquiera de lo siguiente:
a) La organización de inspección de la jurisdicción en la que el sistema de tuberías es empleado,
b) La organización de inspección de una compañía de seguros con licencia o registrada para para
asegurar sistemas de tuberías,
c) Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una organización de inspección
para actividades relacionadas sólo con su equipo y no para los sistemas de tuberías destinados a la
venta o reventa,
d) Una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato con el propietario o
usuario de los sistemas de tuberías que son utilizados solamente por el propietario o usuario y no
para su venta o reventa,
e) Una organización de inspección independiente autorizado o reconocido por la jurisdicción en la que
el sistema de tuberías es utilizado y empleado o contratado por el propietario o el usuario.

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3.1.7 Inspector Autorizado de Tubería
Un empleado de una agencia autorizada de inspección, quien es calificado y certificado para desempeñar
las funciones especificadas en API 570. Un examinador NDE no requiere ser un inspector autorizado de
tubería. En cualquiera de los casos en que el termino de inspector es empleado en API 570, se refiere a un
inspector autorizado de tuberías.
3.1.8 Tuberías Auxiliares
Instrumento y maquinaria de tuberías, por lo general tuberías de proceso secundario de pequeño diámetro
que pueden ser aislados de los sistemas de tuberías primarios. Algunos ejemplos son las líneas de descarga
de agua, líneas de aceite, líneas de análisis, líneas de balance, líneas reguladoras de gas, desagües, y
rejillas de ventilación.
3.1.9 Ubicaciones de Monitoreo de Condición CMLs
Las áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan examinaciones periódicos.
NOTA Anteriormente, CML se refería a «ubicaciones de monitoreo espesor" (TMLS). CMLs pueden contener
uno o más puntos de examinación. CML pueden ser un plano a través de una sección de la tubería o de una
boquilla o un área donde el CMLs está localizado en un circuito de tubería.
3.1.10 Código de Construcción
El código o norma bajo el cual el sistema de tuberías se construyó originalmente (por ejemplo ASME B31.3).
3.1.11 Barrera contra la Corrosión
La tolerancia de corrosión en el equipo de FRP compuesto típicamente de una superficie interior y una capa
interior que es especificado como sea necesario para proporcionar la mejor resistencia total al ataque
químico.
3.1.12 Velocidad de Corrosión
La tasa de metal perdido corresponde a la erosión, la erosión/corrosión o la reacción(es) química con el
medio ambiente, ya sea interna y/o externa.
3.1.13 Especialista en Corrosión
Una persona aceptada por el propietario/usuario, quien tenga conocimiento y experiencia en procesos
químicos específicos, mecanismos de degradación por corrosión, selección de materiales, métodos de
mitigación de corrosión, técnicas de control de corrosión y su impacto en los sistemas de tuberías.

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3.1.14 Válvulas de chequeo críticas
Las válvulas de chequeo en los sistemas de tuberías han sido identificadas como vitales para la seguridad
del proceso.
NOTA: Las válvulas de chequeo críticas son aquellas que necesitan funcionar de manera confiable con el fin
de evitar eventos peligrosos potenciales o que produzcan una fuga de importantes consecuencias.
3.1.15 Mecanismos de daño
Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de proceso de refinación y químicos que pueden dar
lugar a daños / defectos que puedan afectar la integridad de las tuberías (por ejemplo, corrosión, grietas,
erosión, abolladuras y otros impactos mecánicos, físicos o químicos). Ver API 571 para obtener una lista
completa y la descripción de los mecanismos de daño
3.1.16 Deadleg (derivaciones muertas)
Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen ningún flujo significativo. Algunos
ejemplos incluyen derivaciones bloqueadas, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con
un extremo bloqueado, derivaciones de soporte presurizadas ficticias, válvulas de control en las derivaciones
de estanque, tuberías de repuesto de la bomba, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivio y de la
tubería colectora de salida, líneas de corte de la bomba, venteos en puntos altos, puntos de muestreo,
drenajes, sangradores y conexiones de instrumentos.
3.1.17 Defecto
Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios de aceptación.
3.1.18 Presión de diseño
La presión en la condición más severa tanto de presión y temperatura interna o externa (mínimo o máximo)
esperada durante el servicio.
3.1.19 Temperatura de diseño de un componente de la tubería
La temperatura a la que, bajo la presión coincidente, al mayor espesor o el componente con mayores
especificaciones es solicitado. Es la misma que la temperatura de diseño que se define en ASME B31.3 y
otras secciones del código y está sujeta a las mismas normas referentes a las variaciones de presión o
temperatura o ambas. Las funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (o inspectores)
tal como se definen en cualquier parte en este documento.
NOTA: Estas funciones serán por lo general las acciones llevadas a cabo por personal de NDE o inspectores
en soldadura o revestimiento.

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3.1.20 Puntos de examinación
Puntos de grabación
Puntos de medición
Puntos de prueba
Un área dentro de un CML definida por un círculo que tiene un diámetro no mayor de 2
pulgadas (50 mm) para un diámetro de tubería no inferior o igual a 10 pulgadas (250
mm), o no superior a 3 pulgadas (75 mm) para las líneas largas y recipientes. CML puede
contener varios puntos de prueba.
NOTA: Punto de prueba es un término que ya no se utilizan como prueba referente en los
ensayos mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).
.
PRINCIPALES MECANISMOS DE DAÑO

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EROSIÓN / EROSIÓN
CORROSIÓN
• Remoción mecánica de la superficie
del material por el movimiento de
partículas o por el impacto de sólidos /
líquidos / gases o una combinación de
estos.
• Afecta a todos los materiales
• La pérdida del metal depende de la
velocidad y concentración de las
partículas que impactan.
• Patrón de daño en dirección del fluido.
FATIGA MECÁNICA
• Ocurre cuando un componente se
encuentra sometido a ciclos de carga
repetitivos por un largo periodo de
tiempo, resultando en fallas
inesperadas.
• La geometría, ciclos de carga,
propiedades de materiales son
factores clave para determinar la
resistencia a la fatiga.
• Marcas de playa visibles en una
fractura

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CORROSIÓN GALVÁNICA
• Puede ocurrir cuando se tiene contacto
entre 2 metales disimiles con un
electrolito.
• Para que se dé deben cumplirse 3
condiciones:
- Ánodo y cátodo
- Electrolito
- Conexión eléctrica
• -
CORROSIÓNATMOSFÉRICA
• Asociado a la humedad presente en el
ambiente donde se encuentre el
equipo.
• El rate de corrosión incrementa hasta
los 250°F (121°C).
• El daño puede ser general o
localizado, dependiendo si la humedad
queda atrapada o no.
• -

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CORROSIÓN BAJO
AISLAMIENTO (CUI)
• Ocurre entre 10°F (-12°C) a 350°F
(175°C) en aceros al carbono.
• Debido al agua atrapada en el
asilamiento el cual se asienta
usualmente en los puntos bajos de su
recorrido.
• -
Tipos de
Inspección

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InspecciónVisual Interna
Inspección On-Stream

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Medición de Espesores
Inspección CUI

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Ensayos de screening
PEC
GWT
CMLs
Áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes periódicos para
evaluar el estado de las tuberías. Las CML pueden contener uno o más puntos de examen y
utilizar múltiples técnicas de inspección que se basan en los mecanismos de daño predichos.
Las CML pueden ser un área pequeña en un sistema de tuberías (por ejemplo, un punto o
plano de 2 pulgadas de diámetro a través de una sección de tubería donde existen puntos de
examen en los cuatro cuadrantes del plano).
NOTA Las CML ahora incluyen, pero no se limitan a, lo que anteriormente se llamaban
ubicaciones de monitoreo de espesor (TML).
El inspector determinará el número y las CML específicas que se monitorearán en cada
inspección en consulta con un ingeniero de tuberías y / o especialista en corrosión donde se
espera corrosión no uniforme u otros mecanismos de daños. Por lo tanto, la inspección
programada de los circuitos debe obtener tantas mediciones como sea necesario para
monitorear satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño previsto en cada sistema de
tuberías.

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CMLs
Sistemas de tuberías
El desarrollo de sistemas de tuberías y circuitos basados en mecanismos de daños
esperados / identificados permite el desarrollo de planes de inspección concisos y
constituye la base para un mejor análisis de datos.
Los siguientes son algunos ejemplos de documentación de sistemas de tuberías. Los
sistemas de tuberías se pueden documentar en los diagramas de flujo del proceso
(PFD) como se describe a continuación y contienen la siguiente información para cada
uno.
a) Los sistemas se pueden resaltar con una codificación de color y un nombre únicos.
b) La nomenclatura del sistema de tuberías puede utilizar convenciones que se
entiendan fácilmente dentro de la instalación, idealmente proporcionando un
lenguaje común entre el personal operativo y de inspección.
c) Cada sistema de tuberías puede tener otras características asociadas con ellas
documentadas, incluidos los límites, las preocupaciones generales del proceso, los
parámetros de integridad de la ventana operativa, el daño general mecanismos y
medidas de control de corrosión del proceso.

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Circuitos de tuberías
Las unidades de proceso complejas o los sistemas de tuberías se dividen en
circuitos de tuberías para administrar las inspecciones, los cálculos y el
mantenimiento de registros necesarios. Al establecer el límite de un circuito
de tuberías en particular, el inspector también puede dimensionarlo para
proporcionar un paquete práctico para el mantenimiento de registros y la
inspección de campo. Al identificar entornos similares y mecanismos de daño
como circuitos, se reduce la propagación de las tasas de corrosión calculadas
de los CML en cada circuito.
Los circuitos individuales deben limitarse a los componentes de la tubería
dentro del sistema donde la tasa de daño y el tipo de daño (mecanismos de
daño comunes) son consistentes.

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Inspección del punto de inyección
Los puntos de inyección a veces están sujetos a corrosión
acelerada o localizada por condiciones de funcionamiento
normales o anormales. Los que son susceptibles deben ser
tratados como circuitos de inspección separados, y estas
áreas deben ser inspeccionadas a fondo en un horario
regular.
Al designar un circuito de punto de inyección para fines de
inspección, el límite recomendado aguas arriba del circuito
de punto de inyección es un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o
tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de
inyección, lo que sea mayor. El límite recomendado aguas
abajo del circuito del punto de inyección es el segundo
cambio en la dirección del flujo más allá del punto de
inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en la
dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos,
puede ser más apropiado extender este circuito al siguiente
equipo de presión, como se muestra en la Figura 1.
Tubería de diámetro pequeño (SBP)
SBP:Tubería o componentes de tubería que son menores o iguales a NPS 2.
El SBP que es la tubería principal del proceso debe inspeccionarse de acuerdo
con todos los requisitos de este documento.Al igual que con las tuberías de
mayor diámetro, las prácticas de inspección para SBP deben tener en cuenta
los mecanismos de daño en API 571 que no sean solo el adelgazamiento de la
pared (por ejemplo, grietas por corrosión bajo tensión, grietas inducidas por
hidrógeno, fragilización, etc.).
Las SBP secundarias de clase 1 y 2 se inspeccionarán con los mismos requisitos
que las tuberías de proceso primario. La inspección de SBP secundario de
Clase 3 y Clase 4 es opcional a discreción del propietario-usuario, dependiendo
de la confiabilidad y el riesgo.

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Inspección de piernas muertas
Las patas muertas, incluidas las tuberías de gran diámetro y de diámetro
pequeño (por ejemplo, bridas niveladas), pueden ser áreas de mayor corrosión
que requieren atención especial si un especialista en corrosión las considera
potencialmente corrosivas debido a: la acumulación de agua contaminada,
materiales sólidos, diferentes temperaturas de la línea principal o la
acumulación o concentración de especies corrosivas.
Las patas muertas potencialmente corrosivas con CML deben rastrearse en un
circuito de tubería separado de la tubería de la línea principal.
Inspección de tubería auxiliar
• La inspección del SBP auxiliar asociado con los instrumentos y la maquinaria es
opcional y la necesidad de la cual normalmente se determinaría mediante la
evaluación de riesgos. Los criterios a considerar para determinar si SBP auxiliar
necesitará alguna forma de inspección incluyen los siguientes:
a) clasificación de tuberías;
b) potencial de grietas ambientales o por fatiga, particularmente en SBP no arriostrado
(por ejemplo, compresores reciprocantes y centrífugos, vibración inducida por flujo);
c) potencial de corrosión basado en la experiencia con sistemas primarios adyacentes;
d) potencial paraCUI;
e) potencial de fatiga, erosión y / o corrosión en termopozos

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Inspección y mitigación de conexiones roscadas
La inspección de las conexiones roscadas debe realizarse de acuerdo con los
requisitos enumerados anteriormente para tuberías de diámetro pequeño y
auxiliares. Al seleccionar CML en conexiones roscadas, incluya aquellas conexiones
roscadas que se pueden radiografiar durante las inspecciones programadas.
Las conexiones SBP asociadas con equipos rotativos, especialmente las conexiones
roscadas, a menudo están sujetas a daños por fatiga.
CÁLCULOS DE INTEGRIDAD

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La siguiente es la metodología aplicada para determinar el mínimo espesor de retiro
en servicio de acuerdo con API 570 y API RP 574:
1. Calcular el espesor mínimo requerido por presión (ASME B31.3 o Ecuación
de Barlow).
2. Determinar el espesor mínimo requerido por condición estructural (Cálculo
estructural y/o Experiencia Práctica API RP 574).
3. Comparar los dos valores y escoger el mayor valor de los dos como el
espesor mínimo de retiro, este valor permite garantizar que la tubería tiene
suficiencia para soportar los requisitos por presión y estructurales.
CONSIDERACIONES PARA EL CALCULO
DE ESPESOR MINIMO REQUERIDO
CONSIDERACIONES PARA EL CALCULO
DE ESPESOR MINIMO REQUERIDO
𝑡 =
𝑃𝐷
2(𝑆𝐸𝑊 + 𝑃𝑌)
ECUACIÓN DEASME B31.3
304.1.1 y 304.1.2
𝑡 =
𝑃𝐷
2𝑆𝐸
FORMULAS
ECUACIÓN DE BARLOW
API 574 12.1.2
t = es el espesor de diseño de presión para presión interna, en pulgadas (milímetros)
P = es la presión manométrica de diseño interno de la tubería, en PSI
D = es el diámetro exterior de la tubería, en pulgadas (milímetros)
S = esfuerzo a la temperatura de diseño, en PSI
E = eficiencia, factor de calidad longitudinal
Donde:

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DIAGRAMA ESFUERZO DEFORMACION
Fuente:ASME B31.3 - 2012

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EJEMPLO:
CONSIDERACIONES PARA EL
CALCULO DE ESPESOR MINIMO
REQUERIDO
Paso 3. Seleccionar el mínimo espesor requerido. Este es el mayor valor entre el espesor en base a la presión de diseño y en base a su
integridad estructural determinados en los pasos 1 y 2. El mayor valor de 0.006 in y 0.070in es 0.070in.
Determine el mínimo espesor requerido para una tubería NPS 2, ASTMA106Grado B diseñado para 100 psig
@ 100 °F. P= 100 psig, D= 2.375 in., S= 20,000 psi, E=1.0 (ya que es sin costura),Y=0.4.
Paso 1: Calcular espesor mínimo de acuerdo a la presión de diseño . (Para este ejemplo, se utiliza la
formula de diseño de ASME B31.3).
Paso 2: Determinar el mínimo espesor estructural para la tabla del dueño / usuario o cálculos de
ingeniería. De la tabla 7, el mínimo espesor estructural es 0.070 in.
RATE DE CORROSIÓN,VIDA
REMANENTE E INTERVALO DE
INSPECCIÓN

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RATES DE CORROSIÓN
VIDA REMANENTE

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INTERVALO DE INSPECCIÓN
* API 570 6.3.3
Si no se utiliza RBI, el intervalo entre las inspecciones de tuberías se establecerá y
mantendrá utilizando los siguientes criterios:
a) la tasa de corrosión y los cálculos de vida restante;
b) la clasificación del servicio de tuberías (ver 6.3.4);
c) los requisitos jurisdiccionales aplicables;
d) y el juicio del inspector, el ingeniero de tuberías, el supervisor del ingeniero de
tuberías o un especialista en materiales, en función de las condiciones operativas, el
historial de inspección anterior, los resultados de las inspecciones actuales y las
condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias cubiertas en 5.5.
El propietario / usuario o el inspector establecerán intervalos de inspección para
mediciones de espesor e inspecciones visuales externas y, cuando corresponda, para
inspecciones internas y suplementarias.
Para las tuberías de Clase 1, 2 y 3, el período entre las mediciones de espesor para
CML o circuitos no debe exceder la mitad de la vida restante o los intervalos máximos
recomendados en laTabla 1, lo que sea menor. Siempre que la vida restante sea
inferior a cuatro años, el intervalo de inspección puede ser la vida restante total hasta
un máximo de dos años. El inspector o el ingeniero de tuberías establece el intervalo
de acuerdo con el sistema de control de calidad del propietario / usuario.
INTERVALO MAXIMO DE
INSPECCIÓN ENTUBERÍAS

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RECOMENDACIÓN DE
INSPECCIÓN CUI ENTUBERÍAS
EJERCICIOS
0.34-0.26/16
0.29-0.26/6

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EJERCICIOS
EJERCICIOS

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EJERCICIOS
Seamless NPS 6  D = 6.625 in / E=1.0
P = 275 PSI
A53Gr B @ 200F  S= 20 000 PSI
t =
(275 PSI) ∗ (6.625 in)
∗ ∗( . )
= 0.046 in
t min = 0.11 in
EJERCICIOS

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EJERCICIOS
t min = 0.11 in
𝐿𝑇 =
0.375 − 0.25
16
= 0.0078
S𝑇 =
. .
= 0.0083
𝑅𝐿 =
0.25 − 0.11
0.0083
= 16.86
EJERCICIOS

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EJERCICIOS
EJERCICIOS

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EJERCICIOS
MAWP
El MAWP para el uso continuo de los sistemas de tuberías se establecerá utilizando el código aplicable.
Se pueden realizar cálculos para materiales conocidos si se sabe que todos los siguientes detalles
esenciales cumplen con los principios del código aplicable:
a) límites de temperatura superior y / o inferior para materiales específicos,
b) calidad de materiales y mano de obra,
c) requisitos de inspección,
d) refuerzo de aberturas,
e) cualquier requisito de servicio cíclico.
Para materiales desconocidos, los cálculos se pueden realizar asumiendo el material de grado más bajo y
la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se recalcula el MAWP, el grosor de la pared
utilizado en estos cálculos debe ser el grosor real según lo determinado por la inspección menos el
doble de la pérdida de corrosión estimada antes de la fecha de la próxima inspección .

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EJERCICIOS
Presión de diseño: 500psi
Tubería NPS 16, standard Weight, A 106-B
OD: 16 in. (406mm)
S: 20, 000 PSI.
E: 1
t actual = 0.32 in (8.13)
RC: 0.01 in/years
Si el próximo intervalo de inspección es en 5 años.
Calcula en MAWP e indicar si es aceptable
MAWP= 2SEt/D
EJERCICIOS
Presión de diseño: 500psi
Tubería NPS 16, standard Weight, A 106-B
OD: 16 in. (406mm)
S: 20, 000 PSI.
E: 1
t actual = 0.32 in (8.13)
RC: 0.01 in/years
Si el próximo intervalo de inspección es en 7 años.
Calcula en MAWP e indicar si es aceptable

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EJEMPLO: INCENDIO EN REFINERIA
• APLICACION DE FITNESS FOR SERVICE (APTITUD PARA EL SERVICIO) – API 579
• ANALISIS DE FALLA
APRENDER DE EXPERIENCIAS PASADAS

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