0209 - Inspección de Tuberías

PEMEX-REFINACIÓN

PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR LA

GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL

INSPECCIÓN DE TUBERIAS DE PROCESO Y SERVICIOS AUXILIARES

DOCUMENTO NORMATIVO

EN OPERACION DE LAS INSTALACIONES INSTALACIONES DE PEMEX-

FECHA: OCTUBRE/94

1.

No. de documento: GPASI-IT-0209 Rev. 2 Hoja 1 de 20

Objetivo Este procedimiento establece los criterios para efectuar la inspección de tuberías de plantas de proceso y servicios auxiliares en operación, con el objeto de conocer su estado físico y programar su cambio en caso de deterioro, a fin de mantenerlas en buen estado, seguras y confiables.

2.

Alcance Este procedimiento no incluye a los ductos de transporte.

3.

Ambito de aplicación Este procedimiento es de aplicación general y obligatoria en todas las instalaciones dependientes de pemex-refinación.

4.

Clasificación de tuberías 4.1.

Tuberías Clase 1. Se clasifica así a todas aquellas tuberías que por su servicio presenten el potencial mas alto de riesgo riesgo que pueda afectar la seguridad o el medio ambiente, si llegara a presentarse una fuga. Incluye los siguientes servicios: a) Servicios inflamables autorefrigerados autorefrigerados y que pueden inducir inducir fracturas

frágiles.

b) Servicios presurizados que puedan vaporizarse rápidamente durante su liberación, creando vapores que se puedan congregar y formar una mezcla explosiva. Por ejemplo, derrames de etano, propano y butano. c) Acido sulfhídrico (concentraciones superiores a 3% en peso) en una corriente gaseosa.

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d) Acido clorhídrico anhidro. e) Acido fluorhídrico. f) Tuberías que estén sobre o cercanas a caminos públicos o mantos acuíferos.

4.2.

Tuberías Clase 2. Se clasifica así a la mayoría de las tuberías de proceso y servicios auxiliares, que manejan los productos siguientes: a) Hidrocarburos que vaporizan lentamente en el mismo lugar durante su

liberación.

b) Hidrógeno, gas combustible y gas natural. c) Acidos y cáusticos fuertes.

4.3.

Tuberías Clase 3. Se clasifica así a todos aquellos servicios que son inflamables pero que no vaporizan significativamente cuando se derraman y no están localizados en áreas de alta actividad, y son los siguientes: a) Hidrocarburos que no vaporizan significativamente durante su liberación. b) Destilados y productos hacia y desde áreas de almacenamiento y carga.









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5.


Períodos de inspección El intervalo entre las inspecciones de tubería se debe establecer y mantener usando los criterios siguientes: a) La velocidad de corrosión y los cálculos de vida remanente. b) La clasificación de las tuberías de acuerdo al servicio. c) Los requerimientos jurisdiccionales aplicables. d) El juicio del del inspector inspector ó especialista de corrosión corrosión basado basado en las condiciones de operación, historia de las inspecciones anteriores, resultados de la inspección actual, etc. La siguiente tabla contiene los intervalos de inspección máximos recomendados para las tres categorías de tuberías, para los puntos de inyección y para las tuberías con interfase suelo-aire. Tipo de Circuito

Medición de Espesores

Inspección Visual Externa

Clase1 Clase 2 Clase 3 Puntos de inyección Interfase suelo-aire

5 años 10 años 10 años 3 años ----

5 años 5 años 10 años según clase según clase

inspecciones externas externas y de corrosión corrosión bajo aislamiento aislamiento " CUI " 5.1. Alcance de las inspecciones









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5.1.1.


Las inspecciones externas deben conducirse al máximo intervalo indicado en la tabla anterior, usando la guía de revisión (check list) que se anexa.

5.1.2.

La inspección por posible corrosión debajo del aislamiento (CUI) debe ser dirigida a todos los sistemas de tubería susceptibles a este tipo de corrosión, enlistados en el punto 7.3.1.

5.1.2.a.

Cuando se inspeccionen por primera vez los sistemas de tubería de las Clases 1 y 2 la revisión debe incluir cuando menos el 50 % de todas las áreas sospechosas y el 50% de todas las áreas de aislamiento dañado. Para ello se requiere un examen radiográfico o la remoción del aislamiento e inspección visual.

También podrán

usarse otros métodos de inspección no destructivos (NDE).

5.1.2.b.

Para los sistemas Clase 3 la inspección debe incluir cuando menos el 10% de todas las áreas sospechosas y de las áreas con aislamiento dañado. Cuando en la inspección de un porcentaje de áreas sospechosas se localice suficiente corrosión bajo el aislamiento, deben inspeccionarse áreas sospechosas adicionales, y donde se justifique la inspección se debe









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5.2.1.


Las tuberías de pequeño calibre " SBP " (Small-Bore Piping) que están en tuberías de proceso primarias deben inspeccionarse de acuerdo a todos los requerimientos que para la tubería normal.

5.2.2.

Las tuberías de pequeño calibre “ SBP " que están en tuberías de proceso secundarias tienen requerimientos mínimos diferentes dependiendo de la clasificación del servicio

5.2.2.a.

Las " SBP " secundarias y de Clase 1 deben inspeccionarse con los mismos requerimientos que las tuberías de proceso primarias.

5.2.2.b.

La inspección de " SBP " secundarias de las Clases 2 y 3 es opcional.

5.2.2.c.

Las piernas sin flujo de " SBP “. (tales como indicadores de nivel bridados) en los sistemas Clase 2 y Clase 3 deben inspeccionarse donde se haya presentado corrosión o se espere su presencia.

5.2.3.

La inspección de " SBP " auxiliares, secundarias, asociadas con instrumentos y maquinaria es opcional, y queda al criterio del inspector.

5.2.4.

La inspección de las conexiones roscadas debe ser de acuerdo al procedimiento GPEI-IT-0201 de revisión de niplería de plantas en









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6.


Tipos de inspección El tipo de inspección apropiado va a depender de las circunstancias y del tipo de sistema de tubería, siendo los principales los siguientes:

6.1.

Inspección visual interna. La inspección visual interna normalmente no se realiza en tuberías. Cuando sea posible y práctico, la inspección visual interna se debe programar para sistemas de tubería tales como: líneas de transferencia de diámetro considerable, ductos, líneas de plantas catalíticas u otros sistemas de tubería de tamaño similar. Cuando se inspecciona una tubería demasiado pequeña para entrar, las técnicas de inspección visual a control remoto pueden ser útiles. Una buena oportunidad para la inspección interna se presenta cuando se desconectan las bridas, permitiendo una inspección visual de la superficie interna, con o sin utilizar métodos "NDE". Otra forma de acceso a las superficies internas que requieran este tipo de inspección es removiendo una sección de la tubería y cortándola por el centro.

6.2.

Medición de espesores. Una inspección mediante la medición del espesor de pared se realiza para determinar la condición interna y el espesor remanente de los componentes de la tubería. Las mediciones de espesor pueden pueden ser obtenidas obtenidas cuando el











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6.3.


Inspección visual externa. La inspección visual externa se realiza para determinar la condición externa de la tubería, del sistema de aislamiento, de la pintura y del recubrimiento, y de accesorios asociados; y para detectar cualquier signo de desalineamiento, vibración y fugas. Cuando se observe la formación de productos de corrosión en la superficie de contacto con el soporte de la tubería, probablemente se requiera remover el soporte para inspección. Cuando se haga esto debe tenerse cuidado, especialmente si la tubería está en servicio. Las inspecciones externas de las tuberías se pueden hacer, cuando la tubería esta en servicio. Se anexa " check list “ para para darle seguimiento seguimiento a una inspección. Las inspecciones externas deben incluir la revisión de la soportería de la tubería. Las piernas piernas " fantasma fantasma " de soportes verticales, verticales, también también deben revisarse para verificar que no se han llenado de agua, que es causante de









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El inspector debe revisar el sistema de tubería por cualquier modificación de campo o reparaciones temporales no registradas previamente en los planos y/o récords de la tubería. El inspector también debe fijarse en la presencia de cualquier componente en servicio que pueda ser inapropiado para operar a largo plazo, tales como bridas, reparaciones temperales (abrazaderas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas fuera de especificación. Los componentes roscados que puedan quitarse e instalarse fácilmente, merecen atención especial a causa de su potencial tan alto para instalarse inapropiadamente. Es importante la revisión de las tuberías en las zonas ubicadas, en pasos inferiores o en trincheras, buscando daños por corrosión exterior principalmente en el área inferior de las mismas. Los pasos inferiores y trincheras deben estar libres de tierra, maleza, agua, etc.

6.4.

Inspección suplementaria. Se pueden programar otras inspecciones si se considera necesario o apropiado.

Ejemplos de dichas dichas inspecciones inspecciones incluyen uso periódico periódico de









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7.1.


Puntos de inyección. Los puntos de inyección de inhibidores, reactivos, agua de lavado, etc., están en ocasiones sujetos a corrosión acelerada o localizada en condiciones de operación normales normales o anormales. A estos se les debe debe dar un trato diferente de los circuitos de inspección ya que estas zonas necesitan ser inspeccionadas rigurosamente en base a un programa. Cuando se designa un circuito de puntos de inyección para propósitos de inspección, el límite recomendado es de un mínimo de 12 pulg. 03 diámetros hacia arriba del punto de interconexión, cualquiera que sea mayor. El límite recomendado hacia abajo de la zona del punto de inyección es el segundo cambio de dirección después del punto de inyección o 25 pies después del primer cambio de dirección en el sentido del flujo, cualquiera que sea menor. En algunos casos, puede ser mas apropiado extender esta zona a la siguiente pieza del sistema. Los métodos predilectos para inspeccionar los puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, los cuáles son apropiados para establecer el









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7.3.


Corrosión bajo aislamiento. La inspección externa de los sistemas de tuberías aisladas debe incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento por condiciones que podrían propiciar la corrosión bajo aislamiento. Las fuentes de humedad pueden ser lluvia, fugas de agua, condensación e inundación. Las formas más comunes de corrosión bajo aislamiento son: corrosión localizada en acero al carbón y " SCC " clorhídrica en aceros inoxidables austeníticos. Lo extenso de un programa de inspección de corrosión bajo aislamiento puede variar dependiendo del clima del lugar, por ejemplo un lugar a la orilla del mar, cálido, puede requerir un programa muy activo; siendo que lugares enmedio del continente con clima seco y frío, pueden no necesitar un programa tan extenso.

7.3.1.

Sistemas de tuberías aisladas susceptibles a la corrosión bajo aislamiento. a) Areas expuestas al rocío producido por las torres de agua de









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e) Sistemas de tuberías de acero al carbón incluyendo aquellas aisladas para protección del personal que operen entre 25 °F y 250 °F (-4 °C y 120 °C). La corrosión bajo aislamiento es particularmente severa donde las temperaturas de operación causan condensación frecuente o contínua y reevaporación de la humedad atmosférica. f) Los sistemas de tuberías de acero al carbón que normalmente operan a más de 250 °F (120 °C) pero están en servicio intermitente. g) Piernas sin flujo y accesorios que sobresalgan de la tubería aislada y que operan a una temperatura diferente a la de la tubería viva. h) Sistemas de tubería de acero inoxidable austenítico que operen entre 150 °F y 400 °F (65 °C y 204 °C). i) Sistemas de tubería vibrando que tienden a dañar la cubierta











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7.4.


Interfase suelo - aire. Las interfases suelo - aire (S/A) para tubería enterrada sin la protección catódica adecuada, debe incluirse en un programa de inspecciones externas de tubería. La inspección debe hacerse por daño en el recubrimiento, tuberías descubiertas y medición de profundidad de picaduras. Si se nota corrosión, mediciones de espesor y excavación pueden ser requeridas para determinar si la corrosión es localizada en la interfase “ S/A " o si penetra más en el sistema enterrado. Las mediciones de espesor en las interfases " S/A " pueden exponer el metal y acelerar la corrosión

si

los

apropiadamente.

recubrimientos

y

cubiertas

no

son

restaurados

Si la tubería enterrada tiene protección catódica









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a) En la parte inferior de los puntos de inyección y en la parte superior de los separadores de productos, así como en líneas de afluentes del reactor de hidro procesos. b) Corrosión en el punto de rocío de vapores condensados tales como domos de fraccionamiento. c) Acido no previsto o arrastre cáustico desde los procesos a sistemas de tubería no aleada o acarreo cáustico dentro de sistemas de tuberías de acero que no tienen relevado de esfuerzos. d) Condensación de sales de amoniaco localizadas en vapores de hidro procesos.









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7.6.


Erosión y corrosión/erosión. La erosión ocurre en áreas de flujo turbulento, tales como cambios de dirección en un sistema de tubería o después de válvulas de control donde puede haber vaporización. vaporización. El daño por erosión erosión se incrementa incrementa en flujos con grandes cantidades de partículas sólidas o líquidas fluyendo a velocidades altas. Estos son algunos ejemplos de sitios a inspeccionar: a) Después de las válvulas de control, especialmente cuando hay “flasheo”. b) Después de placas de orificio.









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7.7.


Agrietamiento por el medio ambiente. Los materiales de construcción para tuberías, por lo regular se seleccionan para soportar diferentes tipos de " SCC ". Sin embargo, algunas tuberías pueden ser susceptibles a agrietamiento por el medio debido a un trastorno en las condiciones del proceso, " CUI ", condensación no prevista o exposición al ácido sulfhídrico o carbonatos. Algunos ejemplos son: a) SCC por cloruros en aceros inoxidables austeníticos austeníticos debido a humedad y cloruros bajo el aislamiento, bajo depósitos, bajo los empaques o en cavidades. b) SCC por ácidos ácidos politiónicos en aceros aceros aleados austeníticos sensibi-









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Cuando el inspector sospeche o sea advertido que circuitos específicos pueden ser susceptibles a agrietamiento por el ambiente, debe programar inspecciones suplementarias.

Dichas inspecciones pueden

ser por " NDE ", tales como: pruebas de líquidos penetrantes (PT) o pruebas de partículas magnéticas fluorescentes (WFMT) o ultrasonido (UT). Cuando sea posible los " carretes " sospechosos pueden removerse del resto de la tubería para examinar el interior.

7.8.

Corrosión debajo de revestimientos y depósitos. Si los recubrimientos internos o externos (revestimientos de refractario y revestimientos anticorrosivos) están en buenas condiciones y no hay razón











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7.9.


Agrietamiento por fatiga. El agrietamiento por fatiga de sistemas de tubería pueden resultar por esfuerzos cíclicos excesivos que están a menudo por debajo del límite de cedencia del material. Los esfuerzos cíclicos pueden ser impuestos por presión, por medios mecánicos o térmicos, y puede producir fatiga de ciclos









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7.10. " Creep ". El " CREEP " depende depende del tiempo, la temperatura temperatura y el esfuerzo. esfuerzo. El " CREEP " puede presentarse eventualmente en condiciones de diseño, dado que algunos códigos de de tuberías permiten permiten esfuerzos esfuerzos que están en el rango del " CREEP “. La ruptura se acelera por la interacción interacción del " CREEP “ y la









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7.11. Fractura frágil. Aceros al carbón, aceros de baja aleación y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles susceptibles a una falla frágil a temperatura ambiente o menor.

La

fractura frágil normalmente no concierne a tuberías con paredes relativamente delgadas. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en









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CHECKLIST PARA INSPECCION EXTERNA DE TUBERIA DE PROCESO CENTRO _____________ ___________________ _____________ __________ ___ PLANTA ____________ __________________ _________ ___ CIRCUITO _______ FECHA _______ _______ ANOM ANOMAL ALIA IAS S 1.- FUGAS a.- Prpceso b.- Indicios de vapores c.- Grampas existentes

ESTA ESTADO DO

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