Procedimiento Haz Recto

PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN POR ULTRASONIDO MEDIANTE LA TÉCNICA DE HAZ RECTO (CIRCUITOS DE TUBERÍA) REV.: 01

FECHA: 06 DE JUNIO -2013

CÓDIGO:

HOJA: 1 DE: 35

CONTROL DE REVISIONES:

REVISIÓN 00 01

FECHA 13/DIC/201 2 06/DIC/201 3

NOMBRE

ELABORÓ:

REVISÓ Y APROBÓ:

AUTORIZÓ:

QUIEN EFECTUÓ

MODIFICACIÓN

EL CAMBIO

Creación de documento Revisión y aprobación por inspector Nivel III

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PUESTO

FECHA

INDICE 1. INTRODUCCIÓN. 2. OBJETIVO. 3. ÁMBITO DE APLICACIÓN. 4. ALCANCE. 5. RESPONSABILIDADES. 6. MARCO NORMATIVO. 7. DEFINICIONES. 8. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. 9. REQUISITOS DE SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL. 10. METODOLOGÍA PARA REALIZAR LA MEDICIÓN DE ESPESORES A LOS CIRCUITOS DE TUBERÍA. 11. REPORTE DE INSPECCIÓN. 12. ANEXOS.

1. INTRODUCCION 1.1 Uno de los métodos básicos de la inspección no destructiva para llevar cabo la evaluación de la integridad mecánica en los circuitos de tubería, es aplicar un método volumétrico por ultrasonido, a través de la técnica de barrido con haz recto y que nos permita verificar la sanidad del metal base de la zona de choque de los accesorios, tales como los codos y tee’s integrantes de los circuitos de tubería. Este monitoreo nos permitirá conocer el estado interno de los accesorios de las tuberías de transporte o distribución de hidrocarburos al detectar posibles desgastes internos, laminaciones, inclusiones no metálicas, etc. 1.2 En este procedimiento se describe una metodología confiable, que incluye el marco normativo, así como los formatos a utilizar por el personal de----para registrar las indicaciones obtenidas en la técnica ultrasónica de haz recto en circuitos de tubería de proceso. 2. OBJETIVO. 2.1 Este procedimiento establece los requisitos generales para realizar la inspección por el método de ultrasonido, utilizando la técnica de haz recto por contacto directo, para la detección de discontinuidades internas y zonas de corrosión localizada (cazuelas) en la superficie del diámetro interno en los circuitos de tubería y accesorios. 3. ÁMBITO DE APLICACIÓN 3.1 Este procedimiento debe ser utilizado por el personal para realizar la inspección de haz recto a los circuitos de tubería de proceso ya instalados que se encuentra en servicio. 4. ALCANCE 4.1 Este procedimiento se debe utilizar para realizar la inspección ultrasónica a los carretes y accesorios de acero al carbono de baja aleación que componen los circuitos de tubería que conducen hidrocarburos contemplados en el Código ASME B31.3 “Process Piping”. 4.2 Los circuitos de tubería serán inspeccionados bajo los alcances de este procedimiento.

4.3 El personal de inspección no debe considerar este procedimiento como un manual de entrenamiento para realizar la inspección de haz recto a los circuitos de tubería. 5. RESPONSABILIDADES. 5.1 El personal técnico nivel II que realice la inspección ultrasónica mediante la técnica de haz recto por ultrasonido debe estar calificado y certificado de acuerdo al Procedimiento para la Capacitación, Calificación y Certificación del Personal de Pruebas No Destructivas de la empresa el cual está sustentado por los requisitos establecidos por la Práctica Recomendada SNT-TC-1A Edición 2011, emitida por The American Society for Nondestructive Testing (ASNT). 5.2 El personal de integridad mecánica de que realiza la evaluación de los circuitos de tubería debe ser capaz de interpretar los reportes de haz recto y aplicar correctamente los criterios de aceptación/rechazo descritos en la norma de referencia NRF-227-PEMEX-2009 y el Código ASME B31.3 “Process Piping”.

6. MARCO NORMATIVO 6.1 NRF-227-PEMEX-2009 “Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas”. 6.2 NRF-030-PEMEX-2006 “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”. 6.3 NRF-032-PEMEX-2005 “Sistemas de tubería en plantas industriales-Diseño y especificaciones de materiales”. 6.4 ASME B31.3-2008, Process Piping (Revision of ASME B31.3-2006). 6.5 API 570, Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-Service Piping Systems. Second Edition, October 1998. Addendum 1, February 2000. Addendum 2, December 2001. Addendum 3, August 2003, Addendum 4, June 2006.

6.6 API 579, Fitness-For-Service. June 5, 2007 (API 579 Second Edition). 6.7 NRF-227-PEMEX-2009. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas. 6.8 ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section V “Nondestructive Examination”, 2010 Edition. Addendum 2011a, Article 5 Ultrasonic examination methods for materials. 6.9 Recommended Practice No. SNT–TC-1A, 2011 edition: Personnel qualification and certification in nondestructive testing. 7. DEFINICIONES. 7.1 A continuación se describen las palabras, expresiones y abreviaturas descritas en los reportes de inspección ultrasónica por haz recto, utilizados por el personal de inspección de 7.2 Análisis de Integridad mecánica: Es el proceso de evaluación del estado estructural de un componente o de un circuito de tubería, basándose primordialmente en la identificación del tipo y grado de severidad de las discontinuidades registradas en éstos, a partir de la información técnica del elemento y de los resultados arrojados por los reportes de inspección por pruebas no destructivas. 7.3 Clase: Es la clasificación de las tuberías de proceso que manejan hidrocarburos conforme lo requiere el código de inspección de tuberías API 570. 

Clase 1. Servicios que son de un altísimo potencial de resultar en una emergencia inmediata si una fuga ocurriera.



Clase 2. Servicios no incluidos en las otras clases e incluye a la mayoría de la tubería y equipo de proceso que manejan hidrocarburos, tales como hidrogeno, gas combustible y gas natural, entre otros.



Clase 3. Servicios que son inflamables pero que no se vaporizan significativamente cuando fugan y no están localizados en áreas de alta actividad.

7.4 Calificación: Demostración de habilidad y conocimientos, entrenamiento y experiencia documentada para desarrollar correctamente una PND. 7.5 Certificación: Procedimiento que permite la emisión del testimonio escrito, sobre la capacidad técnica de un individuo para realizar las tareas concernientes a un método específico de una PDN. 7.6 Certificado: Testimonio escrito de la capacitación, calificación y experiencia de un individuo para aplicar un método de ensayo no destructivo. 7.7 Clase de Brida (Flange): Este valor representa la presión máxima permitida en el rango de presión/temperatura de la brida conforme a su clase — Ver ASME B16.5 “. No obstante, se colocará el valor de la brida de menor clase todo el circuito o recipiente a presión. 7.8 Componente: Cualquier elemento que forma parte de un circuito de tuberías o un recipiente a presión. Los componentes de referencia incluyen tubo rígido, tubo flexible, accesorios, bridas, empaques, espárragos, válvulas; y dispositivos como juntas de expansión, juntas flexibles, mangueras de presión, trampas, filtros, instrumentos y separadores. 7.9 Defecto: Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por las normas o especificaciones. 7.10 Desgaste: Es la pérdida de material que sufren las paredes de la tubería, recipientes a presión, válvula o conexión, por abrasión o por la acción corrosiva del fluido manejado o del medio ambiente donde se encuentra instalada. No debe considerarse como desgaste la corrosión localizada, ni el deterioro tipo metalúrgico. 7.11 Descripción: Es el nombre o descripción del circuito de tubería conforme a lo descrito por las Tablas de Sistematización de PEMEX Exploración y Producción, por ejemplo, “CIRCUITO DE 8" Ø DEL CABEZAL DE DRENAJE ABIERTO HACIA COLECTOR DE DRENAJE ABIERTO FB-4616B”. 7.12 Espesor adyacente: Es el espesor remanente de pared de la tubería, localizado en la zona más cercana (sana) a la indicación registrada por el inspector. 7.13 Equipo de ultrasonido: Equipo de ultrasonido pulso-eco por contacto directo, el cual se utilizará para el barrido con haz recto de los carretes y accesorios. 7.14 Equipos estáticos de proceso: Son equipos empleados en el procesamiento de hidrocarburos en instalaciones marinas los cuales comprenden circuitos de tuberías de proceso, tanques y recipientes a presión.

7.15 Indicación: Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. 7.16 Inspección: Es aquella actividad de control de calidad o la ejecución de la misma, realizada por el personal técnico en la aplicación del método, inspección, interpretación y análisis de resultados de un determinado componente. 7.17 Integridad mecánica: Es una filosofía de trabajo que tiene por objeto garantizar que todo equipo de proceso sea diseñado, procurado, fabricado, construido, instalado, operado, inspeccionado, mantenido, y/o reemplazado oportunamente para prevenir fallas, accidentes o potenciales riesgos a personas, instalaciones y al ambiente. Estableciendo los criterios basado en datos históricos, normas y regulaciones de organismos, nacionales e internacionales como OSHA, ASME, ISO, API, NACE, NOM, SSPA, entre otros. 7.18 Presión de diseño: Es la presión máxima a la que se puede operar de manera segura un circuito o equipo conforme a las especificaciones de diseño y/o fabricación. 7.19 Presión máxima permisible de operación (PMPO): Es la presión máxima a la que un componente puede ser operado, de acuerdo con los lineamientos de esta norma. Este valor se calcula en base al espesor mínimo registrado en cada componente y regirá el valor de la mínima presión máxima permisible de operación de todo el circuito de tubería. 7.20 Presión máxima de trabajo (PMT): Presión a la que acorde con el diseño o los espesores actuales, puede resistir durante su operación un equipo sin deformarse permanentemente, ni presentar falla. 7.21 Presión de operación: Es el valor actual de la presión manométrica de operación en el circuito de tubería/equipo. 7.22 Técnica: Forma específica mediante la cual se ejecuta un método de prueba no destructiva. 7.23 Temperatura de operación: Es el valor actual de la temperatura de operación registrada en el circuito de tubería/equipo. 7.24 Transductor: Es aquel elemento o arreglo de cristales piezoeléctricos que transfieren la energía eléctrica en energía mecánica y viceversa. El ensamble del transductor y otros componentes dentro de una unidad, se llama palpador y es este el que se desplaza sobre la superficie a examinar.

8. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ASNT American Society for Nondestructive Testing API American Petroleum Institute. ASME American Society of Mechanical Engineers. DTI Diagrama de tubería e instrumentación. FN Fuera de norma. GMI Gerencia de Mantenimiento Integral. IM Integridad Mecánica PEP PEMEX Exploración y Producción. PND Pruebas No Destructivas PMPO Presión máxima permisible de operación. PMPO Mín.El valor mínimo de la presión máxima permisible de operación. UDC Unidad de control.

9. METODOLOGÍA PARA REALIZAR LA INSPECCIÓN POR HAZ RECTO EN LOS CIRCUITOS DE TUBERÍA. 10.1

El inspector debe contar con un equipo ultrasónico detector de fallas, accesorios, materiales y consumibles enlistados abajo, para la inspección de los circuitos de tubería. El equipo ultrasónico detector de fallas debe tener las características y/o funciones siguientes:

10.2

El equipo ultrasónico detector de fallas debe ser del tipo pulso-eco con pantalla de cristal líquido, que tenga una presentación en la pantalla de barrido tipo “A” (A-Scan), capaz de generar frecuencias desde 1 hasta 10 MHz y rangos seleccionables en pasos continuos de 0.100” a 50” en escala horizontal. Con un control de ganancia de hasta 110 dB, ajustables de 0.1, 0.5, 6 y 12 dB. Además debe contar con un estabilizador interno que evite variaciones mayores de ± 1 dB por cambios en la corriente de alimentación, asimismo el equipo debe presentar una escala vertical clara y bien definida en intervalos equivalentes del 2% del total de la amplitud vertical.

10.3

Accesorios. 10.3.1 Transductores de cristal sencillo con frecuencia mínima de 2.25 hasta 5.00 MHz y con diámetros nominales de 0.250” hasta 1.00”. Los transductores deben ser capaces de mantener su resolución en un rango de temperatura desde 5º hasta 50º C como mínimo. 10.3.2 Línea de retardo construida de plexiglás y radio cóncavo para inspeccionar tuberías desde 3 a 48 in de diámetro, adaptables al transductor del punto anterior.

10.3.3 Transductores de doble cristal con frecuencia mínima de 2.25 hasta 5.00 MHz y diámetros nominales de 0.250”hasta 1.00”. Los palpadores deben ser capaces de mantener su resolución en un rango de temperatura desde 5º hasta 50º C como mínimo. Para espesores nominales de pared menores o iguales a 1 in, se recomienda emplear palpadores de doble cristal de 5.0 MHz y tamaños de 0.5 x 1.00 in de tipo DU, con zapatas de desgaste intercambiables. 10.3.4

Blocks Patrón IIW Tipo I ó II, Blocks de pasos o tipo escalera.

10.3.5 Cables Coaxiales de alta resolución eléctrica en longitudes de 1.5 a 3 m con conectores BNC-BNC, BNC-Lemo, BNC-Microdot, etc. 10.3.6 10.4

Vernier o Flexómetro.

Consumibles. a) b) c) d) e)

Acoplante: Gel industrial diluíble con agua; no usar gel para el pelo. Removedor de pintura Marcadores de tinta permanente. Cepillo, lima o carda. Formato de registro para indicaciones.

10.5 Proceso general para la inspección ultrasónica. El proceso general para llevar a cabo la inspección por ultrasonido con haz recto en tuberías y accesorios se muestra en el siguiente diagrama de bloques, el cual debe ser empleado invariablemente en las inspecciones.

10.6 Actividades especificas para la inspección por ultrasónico. 10.6.1 Las actividades especificas, para inspeccionar por el método de ultrasonido, aplicando la técnica de haz recto a tuberías, se aplicarán invariablemente en todas las inspecciones conforme lo descrito en los siguientes puntos. 10.6.2 Previo al inicio de los trabajos se deberá contar con la siguiente información, que proporcionará por escrito PEP, o personal autorizado para ello. a) Localización de la línea (diámetro, origen, destino y fecha de fabricación). b) Identificación de la línea (hidrocarburo que maneja). c) Especificación de material de la línea. d) Espesor nominal de pared. e) Diámetro nominal. f)

Temperatura máxima de operación.

g) Presión máxima de operación. h) Presión de diseño. i)

Plano o isométrico.

10.7 Preparación de la superficie. 10.5 La limpieza estará a cargo del personal de AMERICAN BUSINESS, S.A. DE C.V. y/o el personal de aquella compañía designada por PEP. 10.1 La superficie a inspeccionar deberá estar principalmente limpia y seca libre de corrosión así como de cualquier tipo de suciedad, tales como cascarilla, rebabas, pintura mal adherida, grumos de soldadura, o cualquier otro material que interfiera con los resultados de la inspección.

10.8

Métodos alternativos de limpieza.

10.8.1 Para las líneas de proceso con daños por corrosión sólo será necesario una limpieza con carda o cepillo de alambre, de tal manera que solo sea removido el material degradado y que no afecte su espesor al grado de una reducción por debajo del mínimo requerido. 10.8.2 Para líneas de proceso que presenten algún tipo de recubrimiento o esmalte, que interfiera con la inspección, es indispensable que se utilice un solvente que ablande el recubrimiento de tal manera que se pueda retirar con algún tipo de espátula, que permita dejar la superficie libre de residuos que interfieran con las señales del equipo ultrasónico detector de fallas. 10.8.3 Para líneas de proceso que contengan puntos de soldadura en la superficie a inspeccionar, se deberán retirar por medio de abrasivo, de una manera lenta y suave que no afecte su espesor al grado de una reducción por debajo del mínimo requerido. 10.8.4 Para líneas de proceso que presenten corrosión superficial severa que no permita el acoplamiento, se deberá proponer otro tipo de inspección. 10.9

Selección del transductor.

10.9.1 El inspector debe emplear un transductor de haz recto de un cristal o de doble cristal de ½” de diámetro ó ½”X1” con una frecuencia de 2.25 a 5.0 MHz, adaptable a zapatas o línea de retardo, con radio contorneado a los tubos a inspeccionar. 10.10 Selección de la línea de retardo. 10.10.1 La selección de la línea de retardo deberá hacerse de acuerdo al diámetro y al espesor de pared del tubo, así como al campo cercano que genere el transductor que se requiera utilizar. 10.10.2 Siempre que inicie un proceso de calibración o inspección, deberá estar completamente seguro de que la película de Gel, aceite o grasa, utilizado como acoplante en la interfase transductor y línea de retardo no existan burbujas de aire. 10.11 Calibración del equipo de ultrasonido. 10.11.1 La calibración en distancia y ajuste de sensibilidad del equipo de ultrasonido se hará de acuerdo a lo descrito en el manual o instructivo del fabricante y estará a cargo de un especialista en PND, certificado por Pruebas No Destructivas como Nivel II en el método de ultrasonido industrial.

10.11.2 Calibración en distancia. Antes de encender el equipo de ultrasonido, se deberá conectar el cable y el transductor a fin de que el aparato los reconozca. El inspector deberá emplear un block de calibración con espesores conocidos tal como el block IIW tipo 1 ó 2 y el block de 4 o 5 pasos. Posteriormente, coloque el transductor sobre el block de calibración y desplácelo de tal manera que permita que la señal incida en la pared posterior, hasta alcanzar la máxima señal del eco, determine el rango de calibración a utilizar (1, 2 ,4 o 5 in) de acuerdo con los espesores de los materiales a inspeccionar, para posteriormente con los controles de desplazamiento horizontal como MTL VELOCIDAD y P-DELAY ajustar los ecos donde le correspondan, de acuerdo al rango seleccionado. Si no se tiene un rango definido, entonces con los controles de desplazamiento horizontal, coloque el primer eco de pared posterior del tubo, en un punto de la escala horizontal de la pantalla y cuando menos un múltiplo, donde le corresponda de acuerdo al espesor, procurando siempre la mejor resolución en la escala horizontal de la pantalla del equipo. Para el caso de una inspección sobre un material que esté a una temperatura por arriba de 150°F (65°C), se deberá utilizar los palpadores apropiados y acoplantes para alta temperatura. 10.11.3 Ajuste de sensibilidad. Seleccionar una zona sana del tubo a examinar, libre de indicaciones de discontinuidad y ajustar la primera reflexión de pared posterior al 70% ± 5%. 10.12 Consideraciones de la Inspección. 10.12.1 Una vez calibrado el equipo en distancia y sensibilidad, se deberá aumentar 6 dB a la ganancia, por arriba del nivel de referencia y retirarlos en el momento de evaluar. 10.12.2 Se deberá desplazar el transductor a una velocidad de barrido no mayor a 6 in/s. 10.12.3 Se deberá verificar la calibración del equipo cada cuatro horas, cuando ocurra un cambio de operador, antes de apagarlo, al cambiar cualquier parte del sistema, cuando se sospeche de un mal funcionamiento y después de agotarse una carga de batreria.

10.12.4 Se deberán registrar todos los parámetros empleados en la calibración. 10.13

Inspección y registros.

La inspección por ultrasonido puede desarrollarse de diversas maneras, sin embargo, en el presente procedimiento sólo se indican las zonas que comúnmente se recomienda verificar para minimizar riesgos en la operación de líneas de proceso que transportan hidrocarburos, las cuales se desarrollarán de la siguiente manera: 10.13.1 Inspección en líneas de proceso. Para líneas de proceso o tuberías que transportan hidrocarburos gaseosos con diámetros mayores a 3” y longitud mayor a tres metros, se trazarán bandas perimetrales de 5 in de ancho, con una separación de un metro. La primera banda será trazada junto a la primera junta de soldadura del carrete respetando el sentido del flujo (ver Figura No. 1).

Figura No. 1: Desarrollo de la inspección en productos gaseosos

10.13.2 Para líneas de proceso o tuberías de transporte de crudo con diámetros mayores a 3” y longitud mayor a tres metros, se trazarán bandas de 5” de ancho a partir de las 05:00 a 07:00 hrs. Con una separación de un metro. La primera banda será trazada junto a la primera junta de soldadura del carrete respetando el sentido del flujo (ver figura No. 2).

FIGURA No. 2: Desarrollo de la inspección en productos líquidos (crudo)

10.13.3 Tubería de transporte de crudo con diámetro mayor a 3” y longitud menor o igual a tres metros, se trazarán tres bandas únicamente con un ancho de 5” en los horarios técnicos de 05:00 a 07:00 hrs. Una banda junto a cada junta de soldadura y una tercera al centro del carrete respetando el sentido del flujo. (Ver Figura No. 3).

FIGURA No. 3: Desarrollo de la inspección en productos líquidos (crudo)

10.13.4 En soportes se trazará dos bandas de 5” de ancho en los horarios técnicos de 05:00 a 07: 00 hrs. Es decir el ancho del soporte. Una banda antes del soporte y otra después del soporte, respetando el sentido del flujo. (Ver Figura No. 4). Si durante el barrido se detecta una variación de espesores mayor al 10% del espesor nominal de la tubería, se debe marcar en la tubería el punto en donde se detectó la variación de espesores para proceder posteriormente a la caracterización de las indicaciones.

FIGURA No. 4: Desarrollo de la inspección en productos líquidos (crudo)

10.13.5 Inspección de accesorios (codos y tee´s) Para el caso de codos y tee´s de 4”Ø en adelante, se hará un barrido en el radio exterior para codos en el horario técnico de 09:00 a 03:00 pasando por las 12:00; y de soldadura a soldadura; para las tee’s el barrido se realizará en la zona recta en el sentido contrario a la tubería que tenga sentido perpendicular; las 3:00 y 9:00 horas técnicas se ubicarán a los lados de la tee´s respetando la orientación del sentido del flujo (ver Figura No. 5). Asimismo, el porcentaje o el área de barrido ultrasónico de cada elemento pueden ampliarse al 100% del elemento a solicitud expresa de la supervisión de PEP, en caso que requerirse.

FIGURA No. 5: Desarrollo de la inspección en accesorios.

10.13.6 Inspección en líneas de proceso para determinación de “zonas de corte”. Para determinar las zonas de corte de secciones cilíndricas de tubería que contengan indicaciones no aceptadas por el código aplicable, se deberán realizar barridos perimetrales de la siguiente manera: 

Para tuberías mayores de 3”Ø, deberán inspeccionarse franjas perimetrales de 5” a cada lado de la zona dañada a una distancia de cuando menos un ½ del diámetro del elemento por lado.



Cuando el cliente indique otra zona de inspección diferente a lo indicado arriba, se efectuará de manera perimetral en un ancho de banda de 5”, siempre y cuando no sea sobre la zona dañada.

10.13.7 Inspección por barrido ultrasónico para caracterización de indicaciones. De acuerdo a los resultados obtenidos mediante la inspección con ultrasonido (medición de espesores) en las zonas de choque de los accesorios en donde se hayan detectado indicaciones que ameriten su evaluación mediante análisis de integridad, se procederá a realizar un rastreo respetando el sentido del flujo y los horarios técnicos establecidos, se realizará un barrido una hora técnica antes y después de donde se localice la indicación, como máximo a una distancia no mayor a 25 centímetros a cada extremo de la indicación en el sentido longitudinal, así como también se reforzará el análisis mediante la inspección ultrasónica por el método de arreglo de fases, de común acuerdo con PEP. Se debe obtener la siguiente información de la indicación: ubicación dentro del circuito de tuberías, localización en horario técnico, distancia a la soldadura circunferencial más cercana respetando el sentido del flujo, distancia a partir de las 12:00 hrs. respetando el sentido de las manecillas del reloj, dimensiones de la indicación: largo, ancho, profundidad, orientación de la indicación mediante un esquema en forma de perfil, espesores en zona sana del elemento adyacente a la indicación, describir de qué tipo de indicación se trata como por ejemplo laminación, inclusión, corrosión interna, daños por hidrógeno. 10.14 Limpieza del área inspeccionada. Una vez concluidas las actividades de inspección, el personal de AMERICAN BUSINESS, S.A. DE C.V. deberá limpiar las áreas inspeccionadas, mediante el empleo de estopa humedecida con solvente para evitar deterioros en la protección anticorrosiva. 11.

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN.

11.1 Para los fines de este procedimiento, se incluirán criterios de aceptación o rechazo específicos, mencionados en el punto 9 de normativa de este procedimiento, sin embargo será de observancia obligatoria lo previsto en la norma de referencia NRF227-PEMEX-2009.

11.2 A continuación se describirán los tipos de laminaciones que se localizan en la tubería que conducen hidrocarburos (defecto de fabricación o servicio). Por forma Planar Discontinuas Escalonadas Inclinadas Abultada o ampolla

Localización Aislada Conectadas a soldaduras Conectadas a la superficie Combinación con otro defecto ----

Origen De rolado De rolado Banda de inclusiones Traslape Por absorción de hidrógeno

11.3 Cualquier indicación que rebase el 20% de la amplitud en la pantalla del equipo o que cause disminución o pérdida total del eco de pared, deberá ser delimitada utilizando la técnica de caída de 6 dB y ubicándolo con respecto al 80% de la escala vertical de la pantalla como nivel de referencia. 11.4 Todas las discontinuidades que causen duda al inspector, deben ser corroboradas empleando la técnica de haz angular. 11.5 Para todos los daños en tuberías de proceso se debe calcular la PMPO, de acuerdo al método de evaluación correspondiente (ver Tabla 3). 11.6 En el caso específico de daños por corrosión el procedimiento para determinar la PMPO reducida por pérdida de metal localizado (P’) se establece en la fórmula del ASME B31.G o equivalente:

Donde: PMPO = Presión máxima permisible de operación. t = Espesor de pared mínimo medido en zona sana adyacente al daño. D = Diámetro exterior. E = Factor de eficacia de junta (ver tabla 302.3.4 del ASME B31.3 o equivalente).

Y W d Lm Sf

= Coeficiente de temperatura de acuerdo al tipo de material (ver tabla 304.1.1 del ASME B31.3 oequivalente). = Factor de reducción por juntas soldadas (ver párrafo 302.3.5 (e) del ASME B31.3 o equivalente). = Profundidad del daño. = Longitud del daño. = Esfuerzo permisible modificado.

Condiciones: a) Si d/t < 0,1 el defecto se tolera y si d/t > 0, 8, el tubo debe ser reparado o retirado de servicio. b) Si 0,1 < d/t < 0,8, calcular A y comparar si es menor o mayor que 4, para seleccionar la expresión correcta para P’. 11.7 Las alternativas de evaluación a utilizar en un componente con disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico, depende del tipo de anomalía, de acuerdo a lo indicado en la Tabla 3, iniciando con la alternativa 1 de evaluación, y en caso de que el componente se encuentre fuera de norma, sepuede optar por la alternativa 2. 11.8 Sí con la alternativa 2 el componente permanece fuera de norma, se debe reparar o sustituir éste. Dichas alternativas de reparación deben ser seleccionadas con base a un estudio de costo beneficio, que garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o remanente. 11.9 Sí con la alternativa 2 el componente está dentro de norma, el proveedor debe recomendar la acción a tomar para que el componente siga operando.. 11.10Los resultados de la evaluación deben contener la información indicada en el Anexo 2.

Tabla 3, Criterios de aceptación de defectos en tuberías y métodos de reparación 11.11 Agrietamiento inducido por Hidrogeno (HIC). Las áreas de agrietamiento por HIC en forma de laminaciones, que no presenten abultamiento podrán ser evaluadas con el criterio de evaluación de laminaciones, siempre y cuando su extensión no sea mayor 1 hora técnica en la dirección circunferencial y ½ diámetro en la dirección longitudinal del tubo y no estén conectadas con soldaduras. 11.12 Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra, al menos una longitud de la menor ampolla, podrán ser evaluadas como pérdidas de metal, tomando como espesor remanente el opuesto al abultamiento. Las grietas por HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo, cuya dimensión en cualquier dirección sea menor a ½ diámetro, deben ser evaluadas por mecánica de fractura, considerando la longitud de grieta como la extensión conectada a la soldadura y la profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de la grieta y la pared del tubo. 11.13 Las grietas por HIC que excedan las dimensiones anteriores deben ser evaluadas con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar.

12.

REPORTE DE INSPECCIÓN:

12.1 El inspector debe integrar su reporte de campo utilizando el formato PNDL-HR-005 del anexo I de este procedimiento, el cual consta de las partes siguientes: a) Los datos generales del circuito, tales como UDC, descripción, condiciones de operación (presión y temperatura), número de procedimiento, fecha de inspección, hojas con las que cuenta el reporte de inspección por haz recto, etc. b) Los datos generales del equipo ultrasónico detector de fallas, transductores y acoplante utilizado en la inspección. c) Registros de inspección por la técnica de haz recto, sin embargo el inspector podrá modificar los formatos para cualquier adecuación u optimización de los resultados. d) El inspector debe anexar los oscilogramas correspondientes de inspección. e) El inspector debe anexar las imágenes cuando se presenten obstrucción en el circuito de tubería.

f)

En aquellos casos, donde el inspector haya registrado valores con espesores bajos en los carretes o accesorios del circuito inspeccionado debe hacerlo de su conocimiento a su representante técnico a bordo y/o al Evaluador de IM para que se tomen las previsiones necesarias al momento de la evaluación y en caso, de requerirlo realizar una inspección complementaria con haz angular para verificar la sanidad del metal base del componente inspeccionado antes de emitir un reporte preliminar ante el Supervisor de GMIM.

g) El Evaluador de IM debe realizar la evaluación de la integridad mecánica del circuito de tubería conforme lo prevé la norma de referencia NRF-227-PEMEX-2009 “Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas”.

13. ANEXOS. FORMATO PNDL-HR-005 PARA EL REPORTE DE HAZ RECTO (CIRCUITOS DE TUBERÍA)

FORMATO PNDL-HR-005 ALBUM FOTOGRÁFICO

FORMATO PNDL-HR-005 CÁLCULO DE VOLUMETRÍA