Norma API 650 Modulo 4 PPT CONTENIDO MMAZIMO

Curso Norma API 650
Construcción de Tanques de
Acero Soldado para
Almacenamiento de Petróleo.
PRESENTADO POR:
ING. JESÚS REHKOFF DÍAZ
AUTHORIZED API INSPECTOR N° 85

NORMATIVAS DE INSPECCIÓN DE TANQUES
• Tipos de inspección: Existen procedimientos de inspección y
examinación durante la fabricación, construcción y montaje de
tanques nuevos; y durante la operación y conservación de integridad
de tanques en servicio.
El término inspección, está a cargo de los inspectores asignados por
el comprador o dueño de los tanques de almacenamiento.
Dentro de los métodos de examinación usados son: Radiografía
Industrial (RT), Partículas Magnéticas (MT), Ultrasonido (UT),
Líquidos Penetrantes (PT), Inspección Visual (VT), Pruebas de
Vacío (LT).

 Radiografía industrial según API 650:

 Partículas magnéticas según API 650:

 Ultrasonido según API 650:

 Líquidos penetrantes según API 650:

 Inspección visual según API 650:

 Prueba de vacío según API 650:

 Inspección general según API 653:

• Criterios de frecuencia de inspección
• Deben tenerse en cuenta varios factores para determinar los intervalos
de inspección de los tanques de almacenamiento. Estos incluyen, pero
sin limitarse a los siguientes:
a. La naturaleza del producto almacenado.
b. Los resultados de los controles visuales de mantenimiento.
c. Márgenes de corrosión y tasas de corrosión.
d. Sistemas de prevención de la corrosión.
e. Las condiciones de las inspecciones anteriores.
f. Los métodos y materiales de construcción y reparación.

g. La ubicación de los tanques, tales como los que se encuentran en zonas aisladas o de alto
riesgo.
h. El riesgo potencial de contaminación del aire o del agua.
i. Sistemas de detección de fugas.
j. Cambio en el modo de funcionamiento (por ejemplo, frecuencia de los ciclos de llenado, puesta
a tierra frecuente de las patas de soporte del techo flotante).
k. Requisitos jurisdiccionales.
l. Cambios en el servicio (incluidos los cambios en los fondos de agua).
m. La existencia de un doble fondo o de una barrera de prevención de liberaciones.

• Criterios de frecuencia de inspección
El intervalo entre inspecciones de un tanque (tanto internas como
externas) debe determinarse por su historial de servicio, a menos que
razones especiales indiquen que se debe realizar una inspección
anterior. Debe disponerse de un historial de la revisión de un tanque
determinado o de un tanque en servicio similar (preferiblemente en el
mismo sitio) para que se puedan programar inspecciones completas
con una frecuencia proporcional a la tasa de corrosión del tanque. A la
hora de establecer las frecuencias de inspección se tendrán en cuenta
los métodos de examen no destructivos en circulación.

DIAGNÓSTICO Y REPARACIÓN DE FALLAS
• Materiales
Todos los materiales nuevos utilizados para reparación, alteración o reconstrucción deben
cumplir con el estándar actual aplicable. Algunos elementos que pueden ser sujetos al
reemplazo parcial o total son los siguientes:
Chapas de cuerpo y fondo soldadas al cuerpo:
Todos los materiales de las chapas del cuerpo y fondo deben estar identificados. Materiales
identificados por los planos del contrato original, placas de identificación API u otra
documentación adecuada, no requiere identificación adicional. Materiales no identificados
deben ser probados e identificados según los requerimientos mostrados en el inciso a). Después
de identificados se deberá hacer una determinación de la adecuación de estos materiales para el
servicio esperado.

• Materiales
a) Cada chapa individual para la que no exista una adecuada identificación deberá ser sometida
a análisis químico y pruebas mecánicas como se requiere en ASTM A 6 y A 370, incluyendo
pruebas Charpy con entalla en V. Los valores de impacto deberán satisfacer los requerimientos
del estándar API 650 sección 4.2.9, sección 4.2.10, sección 4.2.11 y tabla 4.4a o 4.4b. Cuando la
dirección de laminación no se conoce con precisión, se deberán tomar dos probetas de tensión
de una esquina de cada chapa, a ángulos rectos entre ellas y una de estas probetas deberán
cumplir con los requerimientos de la especificación.
Para materiales conocidos, todas las chapas del cuerpo y del fondo soldadas al cuerpo deberán
cumplir como mínimo con las propiedades químicas y mecánicas del material especificado para
la aplicación, con respecto al espesor y la temperatura de diseño del metal dadas en el estándar
API 650 figura 4.1a o 4.1b. 18

• Materiales
Elementos estructurales:
Los perfiles estructurales laminados que serán reutilizados deben
cumplir con los requerimientos de ASTM A 6 como mínimo. Los
materiales de los elementos estructurales nuevos deberán cumplir
con los requerimientos de ASTM A 6 o A 992 como mínimo.
Nota: ASTM A 7 fue una especificación de acero que fue
descontinuada en la cuarta edición del estándar API 650, 1970.

• Materiales
Elementos estructurales:
Bridas y Elementos de Fijación: El material de las bridas debe cumplir con los requerimientos mínimos
de las especificaciones de materiales del estándar de construcción. Los pernos y todo elemento de
fijación deben cumplir con las especificaciones de materiales del estándar actual aplicable.
Planchas de Techo, fondo y vigas contra viento: Si las chapas existentes van a ser usadas para la
reconstruir el tanque, deberán ser chequeadas para ver si tienen corrosión excesiva o picaduras
(pitting).
Nota: Los materiales consumibles de soldadura deben estar conforme con la clasificación AWS que es
aplicable para el uso esperado.

• Conservación de la estampa API
La placa de datos de Tanques reconstruidos de acuerdo con este estándar deberá ser
identificados con una placa de identificación en un material resistente a la corrosión
similar a la que se muestra en la figura 13.1. Letras y números de no menos de 5/32 in de
alto deberán estar en alto relieve o ser grabadas o estampadas en la placa indicando la
siguiente información:
a) Edición y Reconstruido por API 653.
b) úmero de revisión.
c) Año de terminación de la reconstrucción.
d) Si es conocido, el estándar de construcción y el año de la construcción original.
e) Diámetro nominal.
f) Altura nominal.

g) Gravedad específica de diseño.
h) Nivel de operación máximo permisible del líquido.
i) Nombre del contratista de la reconstrucción y el número de serie o de contrato asignado por
el contratista.
j) Número del dueño/operador para el tanque.
k) Material para cada anillo del cuerpo.
l) Temperatura máxima de operación.
m) Esfuerzo admisible usado en los cálculos de cada anillo del cuerpo.
La placa de identificación nueva deberá ser colocada en el tanque adyacente a la placa
existente, si hay alguna. Placas de identificación existente deberán ser dejadas colocadas en el
tanque. Las placas de identificación deberán ser colocadas como es especificado en API 650
sección 10.1 y figura 10.1.

La placa de identificación deberá estar
hecha de un metal resistente a la
corrosión con las letras y los números
en bajo relieve, grabados o marcados
con una altura no menor de 4 mm (5/32
in). Las placas de identificación deberán
ser unidas al tanque como se especifica
en el estándar API 650. Adicionalmente,
la placa de identificación deberá estar
claramente marcada como una Placa de
Identificación de Evaluación API 653.

La placa de identificación deberá estar hecha de un metal resistente a la corrosión
con las letras y los números en bajo relieve, grabados o marcados con una altura
no menor de 4 mm (5/32 in). Las placas de identificación deberán ser unidas al
tanque como se especifica en el estándar API 650. Adicionalmente, la placa de
identificación deberá estar claramente marcada como una Placa de Identificación
de Evaluación API 653.

• Archivo de registros
Cuando un tanque ha sido evaluado, reparado, alterado o reconstruido de
acuerdo con este estándar la siguiente información, según sea aplicable, deberá
ser parte de los registros del dueño/operador para el tanque:
Cálculos para:
a) Evaluación de integridad de los componentes, incluyendo consideraciones de
fractura frágil (ver sección 5 de API 653).
b) Re-rateo (incluyendo nivel del líquido).
c) Consideraciones de reparación y alteración.
d) Planos de reparación y reconstrucción.

• ARCHIVO DE REGISTROS
Datos adicionales de soporte incluyendo, pero no limitado a la información pertinente para:
a) Inspecciones (incluyendo espesores).
b) MTR y certificados de calidad de materiales.
c) Pruebas.
d) Radiografías (deberán ser mantenidas al menos un año).
e) Consideraciones de fractura frágil.
f) Datos de la construcción original del tanque (fecha, estándar de construcción, etc.)
g) Localización e identificación (número del dueño/operador, número de serie).
h) Descripción del tanque (diámetro, altura, servicio).
i) Condiciones de diseño (nivel del líquido, gravedad específica, esfuerzo permisible, cargas inusuales
de diseño, etc).
j) Material y espesor del cuerpo por anillo.
k) Elevaciones del perímetro del tanque.
l) Registro de terminación de la construcción.
m) Bases para exceptuar la prueba hidrostática.

• CERTIFICACIÓN
Tanques reconstruidos de acuerdo con este estándar requerirán información de
tal reconstrucción y certificación de que el diseño, reconstrucción, inspección y
prueba fueron hechos en cumplimiento con este estándar. La certificación deberá
contener la información que se muestra en la figura 13.2 para diseño o
reconstrucción, como sea aplicable.

• Certificación

• Procedimientos de soldadura para reparación de fallas
Calificaciones de soldadura: Las especificaciones de procedimientos de soldadura (WPS) y los
operarios de soldadura y los soldadores deberán ser calificados de acuerdo con la sección IX del código
ASME, los requerimientos adicionales de API 650 sección 9 y este estándar. Los procedimientos de
soldadura para escaleras, ensambles de plataforma, pasamanos y otros ensambles misceláneos, pero
su unión con el tanque deberá cumplir con AWS D1.1, AWS D1.6 o la sección IX del código ASME,
incluyendo el uso de SWPS’s.
Confirmación de la soldabilidad del acero de tanques existentes: Si la especificación del material
para el acero de un tanque existente es desconocida, una probeta de prueba para la calificación del
procedimiento de soldadura deberá ser tomada de una chapa existente a la que será soldada el acero
nuevo. La probeta será probada para determinar la composición química y propiedades mecánicas. No
se requiere la remoción de una probeta, siempre que el procedimiento de soldadura propuesto y el plan
propuesto para el examen no destructivo es revisado y aprobado por un ingeniero de tanques de
almacenamiento.

Si se va a reparar más de un área y se ha tomado la decisión de remover una probeta de prueba, un ingeniero de
tanques de almacenamiento deberá determinar si es necesario remover probetas de prueba adicionales. En lugar de
remover probetas de prueba adicionales, Espectroscopia de emisión óptica (OES), un método para el análisis de trazas
de metales puede ser usada para comparar la composición del acero en una o más de las otras áreas a ser reparadas,
contra los resultados de la probeta de prueba para proporcionar suficiente confianza de que la reparación será
aceptable. Cuando la prueba de OES se realiza en varias chapas, un ingeniero de tanques de almacenamiento deberá
revisar los resultados y nuevamente determinar si es necesario remover probeta de prueba adicionales.
Identificación y registros: A cada soldador y operario de soldadura se le debe asignar un número, letra o símbolo de
identificación. Los registros de esta identificación, además de la fecha y resultados de las pruebas de calificación del
soldador deberán estar disponibles para el Inspector. La identificación de los soldadores o los operarios de soldadura
deberá ser estampada manual o mecánicamente adyacente y a lo largo de las soldaduras terminadas y a intervalos que
no excedan de 3 pies. En lugar del estampado se puede llevar un registro que identifique los soldadores empleados
para cada junta soldada; estos registros deberán estar disponibles para el Inspector. Las soldaduras de las chapas del
techo y de brida a cuello de las conexiones no necesitan ser identificadas con la marca del soldador.

Métodos de precalentamiento o de soldadura con deposición controlada como alternativas al tratamiento
térmico después de la soldadura:
El precalentamiento o la soldadura con deposición controlada pueden ser usados en lugar de tratamiento
térmico después de la soldadura (PWHT) para la reparación de boquillas existentes para las cuales es
requerido PWHT por el estándar API 653 o este fue efectuado en la construcción original pero no es
aconsejable o es mecánicamente innecesario para la reparación.
Antes de usar cualquier método alternativo se deberá efectuar una revisión metalúrgica conducida por un
Ingeniero de tanques de almacenamiento, para evaluar si la alternativa propuesta es adecuada para la
aplicación. La evaluación deberá considerar las razones por las cuales fue hecho el tratamiento térmico
(PWHT) original al equipo, la susceptibilidad del servicio para promover agrietamiento por esfuerzo-corrosión
(stress corrosión cracking), esfuerzos en o cerca de las soldaduras, etc.
Si los materiales son de tenacidad desconocida y caen debajo de la curva de excepción de la figura 5- 2. El
Ingeniero de tanques de almacenamiento deberá validar por escrito la excepción para el PWHT. También el
dueño/operador deberá validar por escrito la excepción.

Método de precalentamiento (Pruebas de impacto no requeridas):
a) Este método está limitado para ser usado en materiales P-1 para los que no fueron requeridas pruebas de impacto
como parte de la construcción original o bajo los requerimientos actuales de API 650 sección 9.2.
b) La soldadura deberá ser limitada a los procesos de soldadura de arco con electrodo revestido (SMAW), soldadura de
arco gas-metal (GMAW), soldadura de arco con alambre tubular (FCAW) y soldadura de arco gas-tungsteno (GTAW).
c) Los soldadores y los procedimientos de soldadura deberán ser calificados de acuerdo con las reglas aplicables del
código original de construcción, excepto que el tratamiento térmico después de la soldadura de la probeta de
prueba usada para calificar el procedimiento deberá ser omitida.
d) El área de soldadura deberá ser precalentada y mantenida a una temperatura mínima de 150 °C (300 °F) durante la
soldadura. La temperatura de 150 °C (300 °F) deberá ser chequeada para asegurar que 100 mm (4 in) del material o
cuatro veces el espesor del material (lo que sea mayor) a cada lado de la ranura es mantenido a la temperatura
mínima durante la soldadura. La máxima temperatura entre pases no deberá exceder de 315 °C (600 °F). Cuando la
soldadura no penetra a través del espesor completo del material, el precalentamiento mínimo y la máxima
temperatura entre pases necesitan ser mantenidas solamente a una distancia de 100 mm (4 in) o cuatro veces la
profundidad de la soldadura de reparación (lo que sea mayor) a cada lado de la junta.

Método de soldadura con deposición controlada (Pruebas de impacto requeridas).
a) Este método puede ser usado cuando la soldadura se va a efectuar en materiales que fueron
requeridos de pruebas de impacto por 4.2.9 y 4.2.10 de API 650 como parte de la construcción
original o bajo los requerimientos actuales de API 650 sección 9.2 y está limitado a aceros P-1, P-
3 y P-4.
b) La soldadura deberá ser limitada a los procesos de soldadura de arco con electrodo revestido
(SMAW), soldadura de arco gas-metal (GMAW), soldadura de arco con alambre tubular (FCAW) y
soldadura de arco gas-tungsteno (GTAW).
c) Una especificación de procedimiento de soldadura deberá ser desarrollada y calificada para cada
aplicación. El procedimiento de soldadura deberá definir las temperaturas de pre calentamiento,
las temperaturas entre pases y los requerimientos de temperatura de post-calentamiento de el
más abajo. El espesor de las probetas en chapa y de las ranuras de reparación para la calificación
deberán estar de acuerdo con la siguiente Tabla.

El material para la prueba de calificación del procedimiento de soldadura deberá ser de la misma
especificación de material (incluyendo el tipo de la especificación, el grado, la clase y la condición de
tratamiento térmico) que la especificación original del material para la reparación. Si la especificación
original del material es obsoleta, el material usado para la prueba debería estar conforme tanto como sea
posible con el material usado para la construcción, pero en ningún caso el material deberá ser de
resistencia más baja o tener un contenido de carbono mayor de 0.35%.
d) Cuando son requeridas pruebas de impacto por el código de construcción aplicable al trabajo
planeado, el PQR deberá incluir suficientes pruebas para determinar si la tenacidad del metal de
soldadura y la zona afectada por el calor en la condición como se soldó es adecuada para la mínima
temperatura de diseño del metal. Si son necesarios límites especiales de dureza para resistencia a la
corrosión (por ejemplo, como se establece en NACE RP 0472, MR 0103 y MR 0175), el PQR también
deberá incluir resultados de las pruebas de dureza.

e) El WPS deberá incluir los siguientes requerimientos adicionales:
1) Las variables suplementarias esenciales del código ASME sección IX parágrafo QW-250,
deberán ser requeridas.
2) La máxima entrada de calor para cada capa no deberá exceder la usada en la prueba de
calificación del procedimiento.
3) La mínima temperatura de pre calentamiento para la soldadura no deberá ser menor que
la usada en la prueba de calificación del procedimiento.

4) La máxima temperatura entre pases para la soldadura no deberá ser mayor que la usada en la prueba de calificación
del procedimiento.
5) La temperatura de precalentamiento deberá ser chequeada para asegurar que 100 mm (4 in) del material o cuatro
veces el espesor del material (lo que sea mayor) a cada de la junta de soldadura será mantenida a la mínima
temperatura de precalentamiento durante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra a través del espesor
completo del material, la temperatura mínima de pre calentamiento necesita ser mantenida solamente a una distancia
de 100 mm (4 in) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor, a cada lado de la
junta.
6) Para los procesos de soldadura SMAW, GMAW, FCAW y GTAW, usar solamente electrodos y metales de aporte que
están clasificados por la especificación de metal de aporte con un designador de hidrógeno difusible opcional
suplementario de H8 o más bajo. Cuando se usan gases de protección con un proceso, el gas deberá exhibir un punto
de rocío (dew point) que sea mayor de -60 ºF (-50 ºC). Las superficies en las cuales la soldadura será hecha se deberán
mantener en una condición seca durante la soldadura y libre de óxido, cascarilla de fabricación y contaminantes
productores de hidrógeno tales como aceite, grasa y otros materiales orgánicos.
7) La técnica de soldadura deberá ser de deposición controlada, capa revenida o técnica de media de capa. La técnica
específica deberá ser usada en la prueba de calificación del procedimiento.

8) Para soldaduras hechas con SMAW, después de la finalización de la soldadura y sin dejar que la
misma se enfríe por debajo de la temperatura mínima de precalentamiento se deberá elevar la
temperatura de la soldadura hecha hasta 260 ºC ± 30 ºC (500 ºF ± 50 ºF) por un período mínimo de
dos a cuatro horas para ayudar a la difusión de desgasificación de cualquier hidrógeno atrapado
en el metal de soldadura durante la soldadura. Este tratamiento de horneado (bake-out) del
hidrógeno puede ser omitido siempre y cuando que el electrodo usado esté clasificado por la
especificación del metal aporte de soldadura con un designador de hidrógeno difusible opcional
suplementario de H4 (tal comoE7018- H4).
9) Después de que la soldadura de reparación terminada se ha dejado enfriar hasta la temperatura
ambiente, el pase final de refuerzo de la capa final de revenido deberá ser removida
sustancialmente a ras con la superficie del material base.

• Consideraciones de diseño para reparación de fallas
Cualquier consideración específica de diseño distinta a las cargas normales del producto deben ser
especificadas por el dueño/operador.
Las juntas nuevas de soldadura deben cumplir con los requerimientos el estándar actual aplicable. Todas las
juntas nuevas del cuerpo deben ser soldaduras a tope, con fusión y penetración completa.
Las juntas existentes de soldadura deben cumplir con los requerimientos del estándar de construcción.
Los espesores a ser usados para cada anillo del cuerpo cuando se chequea el diseño del tanque deben estar
basado en en mediciones tomadas dentro de los 180 días previos a la relocalización. (Ver API 653_4.3.2 para
el procedimiento de medición, el número y localización de los espesores medidos).

El nivel máximo de diseño del líquido para producto debe ser determinado calculando el nivel máximo de
diseño del líquido para cada anillo del cuerpo basado en la gravedad específica del producto, el espesor
actual medido de cada anillo del cuerpo, el esfuerzo admisible para el material en cada anillo y el método de
diseño a ser usado. El esfuerzo admisible para el material debe ser determinado usando la tabla 5.2a o
tabla 5.2b del estándar API 650. Para materiales no listados en la tabla 5.2a o tabla 5.2b se debe usar un
esfuerzo admisible que sea el menor de 2/3 de la resistencia de fluencia o 2/5 de la resistencia de tensión.
El máximo nivel de líquido para prueba hidrostática debe ser determinado usando el espesor actual medido
de cada anillo del cuerpo, el esfuerzo admisible para el material en cada anillo y el método de diseño a ser
usado. El esfuerzo admisible para el material debe ser determinado usando la tabla 5.2a o tabla 5.2b del
estándar API 650. Para materiales no listados en la tabla 5.2a o tabla 5.2b se debe usar un esfuerzo
admisible que sea el menor de 3/4 de la resistencia de fluencia o 3/7 de la resistencia de tensión.

Si es requerida una tolerancia de corrosión para el tanque reconstruido, la tolerancia de
corrosión requerida debe ser deducida del espesor actual antes de calcular el máximo nivel de
líquido. Si el espesor actual es mayor que el necesario para permitir el nivel de líquido
requerido, el espesor extra puede ser considerado como tolerancia de corrosión.
La eficiencia de la junta y los niveles de esfuerzo admisible usados para el cálculo de diseño del
nivel de líquido deben ser consistentes con el método de diseño usado y con el grado y tipo de
inspección hecha de las juntas soldadas. La eficiencia de la junta y los niveles de esfuerzo
admisible para las juntas soldadas existentes que no son removidas y reemplazadas deben
estar basadas en el grado y tipo de inspección original hecha.

Las penetraciones reemplazadas y nuevas deberán ser diseñadas, detalladas, soldadas y
examinadas para cumplir los requerimientos del estándar actual aplicable. Las penetraciones
existentes deberán ser evaluadas para cumplimiento con el estándar de construcción original.
Las vigas contra viento superiores e intermedias para tanques de extremo superior abierto
deben cumplir con los requerimientos del estándar actual aplicable. Los tanques que van a ser
reconstruidos deberán ser chequeados para pandeo inducido por el viento de acuerdo con los
procedimientos del estándar actual aplicable, usando los requerimientos de viento para la
localización donde el tanque será reconstruido.

Los diseños de los techos deben cumplir con los requerimientos del estándar de construcción.
Si el nuevo sitio requiere cargas de diseño más grandes que el sitio original, la adecuación del
techo existente debe ser evaluada usando el estándar actual aplicable.
Tanques que serán reconstruidos deberán ser chequeados para estabilidad sísmica con base
en las reglas del estándar actual aplicable, usando las dimensiones y espesores del tanque
reconstruido. Los tanques reconstruidos deberán ser construidos para cumplir con los
requerimientos del estándar actual aplicable. Pueden ser requeridas chapas del fondo más
gruesas debajo del anillo inferior del cuerpo o anclaje del tanque, aún si no fueron usados en
el tanque original.

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