72989913 nrf 227 pemex 2009 integridad mecanica en instalaciones marinas

Número de DocumentoNRF-227-PEMEX-2009

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

21 de julio de 2009

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS DE PROCESO Y RECIPIENTES A

PRESIÓN EN INSTALACIONES MARINAS

HOJA DE APROBACION

ELABORA:

ING. ISM:Za:l.:PINEDA PINON

COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

APRUEBA:

DR. RAULALE ~O LIVAS ELlZONDOPRESIDENTE SUPLENTE DELCOMITEDE NORMALlZACI6NDE

PETR6LEOS MEXICANOSY ORGANISMOSSUBSIDIARIOS

. At PEMEXEVALUACI6N DE LA INTEGRIDAD NRF-227 -PEMEX-2009

MECANICA DE TUBERIAS DEComite de Normalizaci6n de PROCESO Y RECIPIENTES A ." .. Rev: 0 ".

Petr61eos Mexicanos y PRESI6N EN INSTALACIONESpAGIN,A.2.DE 44.'

Organismos Subsidiarios MARINAS .,

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MÉCANICA DE TUBERÍAS DE PROCESO Y RECIPIENTES A


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CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 6

2. ALCANCE............................................................................................................................................. 6

3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6

4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6

5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 7

6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 7

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 9

8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 11

8.1 Generalidades ............................................................................................................................ 11

8.2 Criterios de evaluación ............................................................................................................... 14

8.2.1 Criterios de evaluación en tuberías de proceso sin indicaciones.................................. 14

8.2.1.1 Presión máxima permisible de operación (PMPO)........................................................ 14

8.2.2 Criterios de evaluación en tuberías de proceso con indicaciones ................................ 16

8.2.3 Criterios de evaluación de recipientes a presión sin indicaciones ................................ 19

8.2.4 Criterios de evaluación de recipientes a presión con indicaciones ............................... 22

8.3 Criterios de rechazo.................................................................................................................... 24

8.4 Acciones de reparación cuando no se cumpla el criterio de aceptación.................................... 25

8.4.1 Acciones de reparación para tuberías de proceso… .................................................... 25

8.4.1.1 Esmerilado…….............................................................................................................. 25

8.4.1.2 Soldadura de relleno… .................................................................................................. . 25

8.4.1.3 Envolvente de refuerzo…. ............................................................................................. 26

8.4.1.4 Envolvente mecánica… ................................................................................................. 27

8.4.1.5 Sustitución de componente…........................................................................................ 27 CAPÍTULO PÁGINA





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8.4.1.6 Refuerzo no metálico…. ................................................................................................ 27

8.4.2 Acciones de reparación para recipientes a presión…. .................................................. 28

8.4.2.1 Reparaciones temporales…. ......................................................................................... 28

8.4.2.1.1 Parches con soldadura de filete…. ............................................................................. 28

8.4.2.2 Reparaciones permanentes…. ...................................................................................... 29

8.4.2.2.1 Placas insertadas…..................................................................................................... 29

8.4.2.2.2 Refuerzo mediante una placa superpuesta de metal de aporte y reparaciones a soldaduras existentes…. ............................................................................................................ 29

8.5 Reporte de evaluación de análisis de integridad........................................................................ 30

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 30

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 31

11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 31

12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 33

Anexo 1. Requisitos de información mínimos para el análisis de integridad mecánica....................... 33

Anexo 2. Ficha técnica de integridad del equipo .................................................................................. 43





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0. INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex-Exploración y Producción (PEP), se encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa. En vista de esto, es necesaria la participación de las diversas disciplinas de la ingeniería, lo que involucra diferencia de criterios.

Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias nacionales e internacionales, Pemex-Exploración y Producción emite a través de la Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento (GAM), Sede México, este documento, para aplicarse en la Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).

En esta norma participaron:

Activo Integral Abkatun Pol Chuc Activo Integral Cantarell Activo Integral Ku Maloob Zaap Activo Integral Litoral de Tabasco Activo Integral Poza Rica - Altamira Gerencia de Construcción y Mantenimiento Región Norte Gerencia de Ingeniería y Construcción de SCSM Gerencia de Mantenimiento Integral SCSM Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos MNE Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos MSO Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental y Calidad Noreste Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental y Calidad Suroeste Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento (GAM), Sede México Subdirección de Distribución y Comercialización Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas Subdirección de la Coordinación de Servicios Marinos Subdirección de Planeación y Evaluación Subdirección de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad Subdirección Región Marina Noreste Subdirección Región Marina Suroeste Subdirección Región Norte Subdirección Región Sur

Participantes externos:

Condux, S.A. de C.V. Corporación Mexicana de Investigación en Materiales, S.A. de C.V., COMIMSA Corporativo Anfibis, S. A. de C. V. CPI Ingeniería y Administración de Proyectos, S.A. de C.V.





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Instituto Mexicano del Petróleo, IMP Instituto Politécnico Nacional, CIDIM Instituto Politécnico Nacional, GAID-RMNE Radiografías de Campeche S. A. de C. V., RACASA

1. OBJETIVO

Establecer los requisitos que deben cumplir los prestadores de servicio que efectúen la evaluación de la integridad mecánica de las tuberías de proceso y recipientes a presión de las instalaciones marinas para el manejo, procesamiento y almacenamiento de hidrocarburos, con el fin de determinar su estado actual, realizar estimaciones de su vida útil y recomendar las acciones de reparación que se requieran, que lleven a la elaboración de un plan de mantenimiento de acuerdo a los requerimientos de las políticas SSPA-PEMEX.

2. ALCANCE

En este documento se establecen los requisitos que se deben cumplir al efectuar la evaluación de integridad mecánica a tuberías de proceso (acometidas, líneas de descarga, codos, tees, bayonetas, entre otras) y recipientes a presión; exceptuando instalaciones eléctricas, instrumentación y equipo dinámico; que forman parte de las instalaciones industriales de manejo y procesamiento de hidrocarburos en Instalaciones Marinas de Pemex-Exploración y Producción, cubriendo los siguientes aspectos:

a) Evaluación de hallazgos detectados durante las inspecciones. b) Retroalimentación de planes de inspección. c) Realizar estimaciones de su vida útil y recomendar las acciones de reparación que se requieran, para

garantizar la integridad mecánica.

3. CAMPO DE APLICACIÓN

Este documento es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los bienes y servicios objeto de la misma, que se lleven a cabo en los centros de trabajo de Pemex-Exploración y Producción, específicamente en Instalaciones Marinas, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de adquisición o de contratación ya sea por licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el licitante, proveedor o contratista.

Este documento está dirigido al personal que interviene en las actividades de inspección, mantenimiento y evaluación de integridad mecánica.

4. ACTUALIZACIÓN





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Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a:

Pemex-Exploración y Producción. Subdirección de Distribución y Comercialización. Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento (GAM) Sede México Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected]

5. REFERENCIAS

5.1 NOM-008-SCFI-2002.- “Sistema general de unidades de medida”.

5.2 NMX-B-482-1991.- “Capacitación, calificación y certificación de personal de ensayos no destructivos”.

5.3 NRF-014-PEMEX-2005.- “Inspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos”.

5.4 NRF-028-PEMEX-2004.- “Diseño y construcción de recipientes a presión”.

5.5 NRF-030-PEMEX-2006.- “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”.

5.6 NRF-032-PEMEX-2005.- “Sistemas de tubería en plantas industriales-Diseño y especificaciones de materiales”.

6. DEFINICIONES

Para los propósitos de este documento, se entiende por:

6.1 Abolladura: Cambio físico (deformación) del contorno de la superficie de cualquier componente (tubería o recipiente), causado por un impacto mecánico, sin la implicación de la pérdida del material base.





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6.2 Análisis de integridad: Consiste en la evaluación del estado estructural de un elemento, basándose en la identificación del tipo y grado de severidad de los defectos presentes en él, a partir de los reportes de inspección no destructiva y la información técnica del elemento.

6.3 Anomalía: Condición insegura y no favorable a las operaciones y funcionalidad de un equipo o un circuito de tuberías.

6.4 Circuito de tubería: Conjunto de tuberías de proceso que conducen el mismo fluido y operan con iguales condiciones de presión y temperatura.

6.5 Componente: Cualquier elemento que forma parte de un circuito de tuberías o un recipiente a presión.

6.6 Daño caliente (quemadura): Es una alteración micro estructural del acero, con o sin pérdida de material, debida al arrastre indebido del electrodo sobre el metal base.

6.7 Daño mecánico: Es aquel producido por un agente externo ya sea por impacto, ralladura o presión y puede estar dentro o fuera de norma.

6.8 Defecto: Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por las normas o especificaciones.

6.9 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.

6.10 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.

6.11 Equivalente:

a) Las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros “equivalentes” deben cumplir con características iguales o superiores a las propiedades mecánicas, físicas, químicas, de seguridad, protección ambiental, de diseño y de operación establecidas en las Normas de Referencia, en las Especificaciones de PEMEX, en las Especificaciones Particulares del Proyecto y en las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros ahí referenciados.

b) No se aceptan como equivalentes las Normas, Códigos, Estándares Extranjeros o Normas Mexicanas, que tengan requerimientos menores a los solicitados por PEMEX en sus documentos, por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros., de equipos y de materiales, y todos los casos similares que se puedan presentar en cualquier especialidad dentro del proyecto.

6.12 Esfuerzo: La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas, cargas, presiones o desplazamientos aplicados y se expresa como fuerza por unidad de área, siendo sus unidades más usuales Pa (lb/pulg2).

6.13 Espesor cercano al límite de retiro (tclr): Todos los espesores que se encuentren en el intervalo entre el espesor límite de retiro (tr) y el espesor límite de seguridad (ts).





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6.14 Espesor límite de retiro (tr): Es el mayor espesor resultante entre el espesor requerido por presión interna (tb) y el espesor mínimo requerido por condiciones estructurales de seguridad del componente (te).

6.15 Espesor límite de seguridad (ts): Es el espesor límite de retiro más un espesor adicional de 0,508 mm (0,020 pulg) que representan 3 años de desgaste promedio en una tubería de proceso. Se debe incrementar el espesor adicional si estudios locales (inspecciones previas) demuestran una mayor velocidad de desgaste al promedio.

6.16 Espesor mínimo requerido por condiciones estructurales de seguridad del componente (te): Es el espesor mínimo requerido considerando la compensación debido a cargas externas (Fluido, claro entre soportes, peso propio del componente, vibración, entre otros), a las que está expuesta el componente.

6.17 Grieta o Fisura: Hendidura o abertura alargada, sin importar la profundidad, en la pared del componente o en soldaduras.

6.18 Indicación: Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva.

6.19 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.

6.20 Muesca: Ranura, entalla, rayón o tallón. Pérdida de material en la pared del equipo producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo.

6.21 Presión de diseño: Es la presión máxima a la que se puede operar un sistema de la instalación por diseño.

6.22 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.

6.23 Presión máxima permisible de operación reducida (P’): Es la presión máxima a la que un componente con presencia de daño localizado puede ser operado, de acuerdo con los lineamientos de estanorma.

6.24 Presión máxima de operación (Pop): Es la presión manométrica máxima de operación registrada en el sistema de la instalación.

6.25 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.

6.26 Recipiente a presión: Es un contenedor diseñado y construido para resistir una determinada presión interna o externa diferente a la atmosférica.

6.27 Vida útil estimada (VUE): Es el tiempo promedio que debe transcurrir a partir de la última inspección antes de que el circuito de tubería o recipiente a presión, llegue a su límite de retiro.





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7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

Ø Diámetro de tubería.

API American petroleum institute (Instituto americano del petróleo).

ASME American society of mechanical engineers (Sociedad americana de ingenieros mecánicos).

ASTM American society testing Materials (Sociedad americana de ensaye de materiales).

CLR Cercano al límite de retiro.

DC Daño por corrosión.

DN Dentro de norma.

FN Fuera de norma.

IMAC Integridad mecánica y aseguramiento de la calidad.

ISO International organization for standardization (Organización internacional de normalización).

NACE National association of corrosion engineers (Asociación nacional de ingenieros en corrosión).

NOM Norma oficial mexicana.

NRF Norma de referencia.

OSHA Occupational safety and health administration (Seguridad ocupacional y administración de la salud).

PEMEX Petróleos Mexicanos.

PMPO Presión máxima permisible de operación.

PMT Presión máxima de trabajo.

Pop Presión máxima de operación.

P’ Presión máxima permisible de operación reducida.

R.F. Raised face (Cara realzada).

SSPA Sistema de seguridad salud y protección ambiental.

tb Espesor requerido por presión interna.

tclr Espesor cercano al límite de retiro.

te Espesor mínimo requerido por condiciones estructurales de seguridad del componente.

tr Espesor límite de retiro.





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)(2 op

op

yPSEW

DP

bt

+=

ts Espesor límite de seguridad.

UT Prueba de Ultrasonido.

VUE Vida útil estimada.

Este documento cumple con lo indicado en la NOM-008-SCFI-2002 “Sistema general de unidades de medida”.

8. DESARROLLO

Durante el desarrollo para la evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas, el prestador de servicio debe comprobar los siguientes parámetros:

8.1 Generalidades

8.1.1 Para tubería calcular el espesor requerido por presión interna (tb)

Donde: tb = Espesor requerido por presión interna en mm (pulg). Pop = Presión máxima de operación en Pa (lb/pulg²). D = Diámetro exterior en mm (pulg). S = Esfuerzo permisible de trabajo (ver tabla A-1 ASME B31.3 o equivalente) en Pa (lb/pulg²). E = Factor de eficiencia de junta (ver tablas A-1A y A-1B ASME B31.3 o equivalente). y = Coeficiente de temperatura de acuerdo al tipo de material (Tabla 304.1.1 ASME B31.3 o

equivalente). W = Factor de reducción por juntas soldadas (ver párrafo 302.3.5 (e) del ASME B31.3 o equivalente).

Para líneas con diámetro de 76 mm (3 pulg) o menores el esfuerzo permisible debe ser igual a 137 895 kPa (20 000 lb/pulg2), y para diámetros mayores debe ser el que se indique en las tablas A-1 ASME B31.3 o equivalente y lo indicado en el numeral 12.3 de la NRF-032-PEMEX-2005 con base a la especificación del material.

8.1.2 Espesor límite de retiro (tr): Si el espesor calculado de acuerdo con la presión interna (tb) resulta mayor que el espesor estructural (te, ver Tabla 2), se debe tomar dicho valor como el espesor límite de retiro (tr); por el contrario, si el espesor establecido como espesor estructural (te, ver Tabla 2) es mayor que el espesor requerido por presión interna (tb), éste se toma como el espesor límite de retiro (tr). Por lo que se debe tomar como definitivo el valor mayor de los dos comparados.

tr = MAX ( tb , te )

8.1.3 Espesor límite de seguridad (ts): Se calcula considerando el espesor límite de retiro más un espesor adicional de 0,508 mm (0,020 pulg).

Para espesor dado en mm, ts = tr + 0,508 Para espesor dado en pulg, ts = tr + 0,020





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8.1.4 Espesor cercano al límite de retiro (tclr): Se determina considerando tr y ts, siendo el intervalo de espesores que se encuentra entre el espesor límite de retiro (tr) y el espesor límite de seguridad (ts).

t r < tclr <= ts

Figura 1, Espesores

8.1.5 Velocidad de desgaste por punto (d): Rapidez con la cual disminuye el espesor de una pared metálica, se debe calcular de acuerdo a la Tabla 1 :

Espesor límite de seguridad (ts)

Espesor límite de retiro (tr)

Espesor cercano al límite de retiro (tclr)





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2

VUEfkFPME +=

Cálculo de velocidad de desgaste por punto, en la primera inspección

Cálculo de velocidad de desgaste por punto, con dos inspecciones

df

fd

ff

eed

−−

=

d = Velocidad de desgaste por punto.

fd = Fecha de instalación del equipo.

ed = Espesor nominal de diseño (Obtener de la NRF-032-PEMEX-2005 numeral 12.3).

ff = Fecha de la medición más reciente.

ef = Espesor de la medición más reciente.

if

fi

ff

eed

−−

=

d = Velocidad de desgaste por punto.

fi = Fecha de la medición anterior.

ei = Espesor de la medición anterior.

ff = Fecha de la medición más reciente.

ef = Espesor de la medición más reciente.

Tabla 1, Cálculo de velocidad de desgaste

8.1.6 Vida útil estimada (VUE): Tiempo promedio que debe transcurrir antes de que el circuito de tubería o recipiente a presión, llegue a su límite de retiro. Se debe calcular de acuerdo a lo siguiente:

d

LrekVUE

−=

Donde: VUE = Vida útil estimada ek = Espesor encontrado en la localidad medida. Lr = Límite de retiro del elemento. d = Velocidad de desgaste en la localidad medida (Ya que la vida útil del componente se debe calcular

considerando cada uno de los puntos de medición y no un promedio de mediciones).

La vida útil del elemento se define por la VUE mas corta de los puntos medidos.

La vida útil del circuito se define por la VUE mas corta de los elementos medidos.

8.1.7 Fecha de próxima inspección (FPME): Fecha en la cual debe efectuarse la siguiente medición de la unidad de control, se debe calcular de acuerdo a:

Donde: FPME = Fecha de próxima inspección. fk = Fecha de última medición.





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VUEfkFRP +=

)2(

2

m

m

tyD

WEStPMPO

××−××××=

VUE = Vida útil estimada.

8.1.8 Fecha de retiro probable (FRP): Fecha en la cual se estima que debe retirarse la unidad de control, por haber llegado al término de su vida útil, se debe calcular de acuerdo a:

Donde: FRP = Fecha de retiro probable. fk = Fecha de última medición. VUE = Vida útil estimada.

8.2 Criterios de evaluación

8.2.1 Criterios de evaluación en tuberías de proceso sin indicaciones

8.2.1.1 Presión máxima permisible de operación (PMPO)

Para tubos rectos, siempre que “tm” sea menor que D/6, la presión máxima permisible de operación se debe calcular utilizando la siguiente fórmula:

Donde: PMPO = Presión máxima permisible de operación. tm = Espesor mínimo medido para cada componente. D = Diámetro exterior. S = Esfuerzo permisible de trabajo (ver tabla A-1 del ASME B31.3 o equivalente). E = Factor de eficiencia de junta (ver tabla 302.3.4 del ASME B31.3 o equivalente). y = Coeficiente de temperatura de acuerdo al tipo de material (ver tabla 304.1.1 del ASME B31.3 o

equivalente). W = Factor de reducción por juntas soldadas (ver párrafo 302.3.5 (e) del ASME B31.3 o equivalente).

8.2.1.2 Espesor mínimo requerido por condiciones estructurales de seguridad del componente (te)

Es el espesor mínimo requerido considerando la compensación debido a cargas externas (Fluido, claro entre soportes, peso propio del componente, vibración, entre otros), a las que esta expuesta el componente.

Cuando existan mecanismos con daños diferentes al desgaste uniforme, no se debe manejar el concepto de espesor mínimo requerido por condiciones estructurales.





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Espesor. estructural (te)

Espesor. estructural (te)

Espesor de pared

nominal 20%

Ø Nominal

20%

Espesor de pared

nominal Especificación

del material

mm pulg mm pulg mm pulg mm pulg mm pulg

Especificación del material

4,775 0,188 0,965 0,038 12,700 0,500 0,965 0,038 4,775 0,188

AS

TM

A

106

G

r B

C

ed.

160

5,563 0,219 1,118 0,044 19,050 0,750 1,118 0,044 5,563 0,219

4,547 0,179 0,914 0,036 25,400 1,000 1,270 0,050 6,350 0,250

4,851 0,191 0,965 0,038 31,750 1,250 1,270 0,050 6,350 0,250

5,080 0,200 1,016 0,040 38,100 1,500 1,422 0,056 7,137 0,281

AS

TM

A 1

06

Gr

B C

ed. 8

0

5,537 0,218 1,118 0,044 50,800 2,000 1,753 0,069 8,738 0,344

AS

TM

A 1

06 G

r B

C

ed. 1

60

5,156 0,203 1,041 0,041 63,500 2,500 1,397 0,055 7,010 0,276

5,486 0,216 1,092 0,043 76,200 3,000 1,524 0,060 7,620 0,300

5,740 0,226 1,143 0,045 88,900 3,500 1,626 0,064 8,077 0,318

6,020 0,237 1,194 0,047 101,600 4,000 1,702 0,067 8,560 0,337

6,553 0,258 1,321 0,052 127,000 5,000 1,905 0,075 9,525 0,375

7,112 0,280 1,422 0,056 152,400 6,000 2,184 0,086 10,973 0,432

8,179 0,322 1,626 0,064 203,200 8,000 2,540 0,100 12,700 0,500

9,271 0,365 1,854 0,073 254,000 10,000 3,023 0,119 15,088 0,594

10,312 0,406 2,057 0,081 304,800 12,000 3,505 0,138 17,475 0,688

11,125 0,438 2,235 0,088 355,600 14,000 3,810 0,150 19,050 0,750

AS

TM

A 1

06 G

r B

Ced

ula

40

12,700 0,500 2,540 0,100 406,400 16,000 4,293 0,169 21,438 0,844

AS

TM

A 1

06 G

r B

Ced

ula

8 0

12,700 0,500 2,540 0,100 457,200 18,000 4,140 0,163 20,650 0,813

14,300 0,563 2,870 0,113 508,000 20,000 4,445 0,175 22,225 0,875

15,875 0,625 3,175 0,125 558,800 22,000 4,445 0,175 22,225 0,875

15,875 0,625 3,175 0,125 609,600 24,000 5,080 0,200 25,400 1,000

19,050 0,750 3,810 0,150 660,400 26,000 5,080 0,200 25,400 1,000

19,050 0,750 3,810 0,150 711,200 28,000 5,080 0,200 25,400 1,000

19,050 0,750 3,810 0,150 762,000 30,000 6,350 0,250 31,750 1,250

19,050 0,750 3,810 0,150 812,800 32,000 6,350 0,250 31,750 1,250

20,625 0,812 4,115 0,162 863,600 34,000 6,350 0,250 31,750 1,250

22,225 0,875 4,445 0,175 914,400 36,000 7,315 0,288 36,525 1,438

22,225 0,875 4,445 0,175 965,200 38,000 7,315 0,288 36,525 1,438

23,825 0,938 4,775 0,188 1016,000 40,000 7,315 0,288 36,525 1,438

AP

I ES

TÁ

ND

AR

G

r B

23,825 0,938 4,775 0,188 1066,800 42,000 7,315 0,288 36,525 1,438

AP

I ES

TÁ

ND

AR

G

r B

CLASE 300 R.F. CLASE 600 R.F. 0-5102 kPa (0-740 lb/pulg²) 5109-10204 kPa (741-1480 lb/pulg²)

Tabla 2, Espesores mínimos de retiro por condición estructural

Espesores mínimos requeridos por condición estructural, son obtenidos haciendo la consideración de que las tuberías de proceso deben retirarse cuando éstas alcancen un desgaste generalizado igual al 80% del espesor de diseño calculado de acuerdo al párrafo 8.1.2.11.1.2 de NRF-032-PEMEX-2005 y párrafo 304.1.2 del ASME B 31.3 o equivalente. Este criterio se aplica para tubería con materiales API 5L o ASTM, solo considerar el diámetro y presión de operación, para determinar el espesor solicitado por condiciones estructurales.





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8.2.2 Criterios de evaluación en tuberías de proceso con indicaciones

8.2.2.1 Se requiere contar con el historial de inspecciones considerando todos los puntos con discontinuidades tales como: ranuras, grietas, abolladuras, deformaciones, socavaciones, entre otros.

El perfil del personal que realice la evaluación debe ser certificado y calificado como técnico nivel II como mínimo, especializado en las técnicas de ultrasonido, radiografía industrial, líquidos penetrantes y partículas magnéticas. Todos ellos calificados de acuerdo con la norma mexicana NMX-B-482-1991 y/o ASNT SNT-TC-1Ao equivalente.

Para todos los daños en tuberías de proceso se debe calcular la PMPO, de acuerdo al método de evaluación correspondiente (ver Tabla 3).

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:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

Dt

mL893,0=A

Si A<=4 S i A>4

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

+−

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−×

1

PMPO 1,1 = P'

2At

d

t

d

32

1

32

1

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ −×t

d1PMPO 1,1 = P' ……..B31.G

)2(

f2PMPO

tyD

WESt

××−××××= …………B31.3 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 = Coeficiente de temperatura de acuerdo al tipo de material (ver tabla 304.1.1 del ASME B31.3 o

equivalente). W = Factor de reducción por juntas soldadas (ver párrafo 302.3.5 (e) del ASME B31.3 o equivalente). d = Profundidad del daño. Lm = Longitud del daño. Sf = 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’.





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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, se puede optar por la alternativa 2.

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.

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.

Los resultados de la evaluación deben contener la información indicada en el Anexo 2.

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE DEFECTOS EN TUBERÍAS Y MÉTODOS DE REPARACIÓN

Tipo Alternativa 1 Alternativa 2 Acciones de reparación cuando no se cumpla el criterio de aceptación.

Ranura Profundidad mayor de 10 por ciento del espesor nominal.

Tabla 13 de la NRF-030-PEMEX-2006

Análisis de elemento finito (API-579 o equivalente) Mecánica de la Fractura.

1,2 ó 3

Cuando afecta la curvatura del tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial.

Las que contengan algún concentrador de esfuerzos, tal como tallón o muesca. Abolladura Las que excedan una profundidad de 6,35 mm (0,25 pulg) en un tubo de 304,8 mm (12 pulg) de Ø y menores ó 2 por ciento del diámetro nominal de tubos mayores de 304,8 mm (12 pulg).

Tabla 13 de la NRF-030-PEMEX-2006

Análisis de elemento finito (API-579 o equivalente) Mecánica de la Fractura.

1 ó 2

Desgaste uniforme generalizado

Espesor mínimo requerido de acuerdo al numeral 8.1 de este documento.

De acuerdo a lo indicado en los numerales 8.1.1, 8.1.2 y 8.2.1.1 de esta norma.

API 579 capítulo 4 o equivalente.

1, 2, 5 ó 6

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis.

De acuerdo a lo indicado en el numeral 8.2.2 de esta norma.

API 579 capítulo 5 y 6 o equivalente y a lo indicado en el anexo F de la NRF-030-PEMEX-2006.

1, 2, 4, 5 ó 6 Corrosión localizada

En soldaduras longitudinales y circunferenciales en tuberías.

Mecán ica de la f rac tura .

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1, 2, 4, 5 ó 6

Daños calientes y áreas esmeriladas

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis (para efecto de análisis incrementar un 10 por ciento de la profundidad del daño).

De acuerdo a lo indicado en el numeral 8.2.2 de esta norma.

API 579 capítulo 5 y 6 o equivalente y a lo indicado en el anexo F de la NRF-030-PEMEX-2006.

1,2,3 ó 4





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CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE DEFECTOS EN TUBERÍAS Y MÉTODOS DE REPARACIÓN


Grietas o Fisuras Inaceptable a menos que se

realice un estudio. Mecánica de la fractura.

API 579 capítulo 9 o equivalente y a lo indicado en el anexo F de la NRF-030-PEMEX-2006.

1 ó 2

Desalineamiento en soldadura

Desalineamiento mayor del 25% del espesor mínimo medido en zona sana de ambos elementos.

Numeral 8.2.9.2.6 de la NRF-014-PEMEX-2006

API 579 capítulo 8 o equivalente Análisis de elemento finito

Imperfecciones en soldaduras:

-Penetración inadecuada y fusión incompleta

-Área quemada

-Inclusiones de escoria

-Porosidad o burbujas de gas

-Socavación

25,4 mm (1pulg) de longitud.

6,4 mm (1/4 pulg) de dimensión máxima o el espesor del material base.

50,8 mm (2 pulg) de longitud ó 1,6 mm (1/16 pulg) de ancho.

1,6 mm (1/16 pulg) de dimensión máxima.

Profundidad de 0,8 mm (1/32 pulg) o 12,5 por ciento del espesor (el que sea menor) y su longitud no exceder el valor menor entre 50,8 mm (2 pulg) o 1/8 de la longitud de soldadura.

Tabla 13 de la NRF-030-PEMEX-2006. Mecánica de la

fractura.

1,2 ó 4

1 ó 2

1 ó 2

1 ó 2

1 ó 2

Daño por hidrógeno (Laminaciones simples o escalonadas y ampollas)

Lo que resulte del análisis API-579 capítulo 7 Mecánica de la Fractura

1, 2, 5 ó 6

REPARACIONES: 1. Sustitución de tramo. 2. Envolvente circunferencial completa soldada. 3. Esmerilado. 4. Relleno con material de aporte. 5. Refuerzo no metálico (no se debe aplicar si existen flexiones o pandeos significativos en el tramo a reparar ni deben ser

expuestas a radiación solar directa). 6. Operar a presión reducida.

Tabla 3, Criterios de aceptación de defectos en tuberías y métodos de reparación

8.2.2.2. 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.

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





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op

op

PSE

RP

bt

6,0−=

m

m

tR

SEtPMT

6,0+=

op

op

PSE

DP

bt

2,02 −=

m

m

tD

SEtPMT

2,0

2

+=

op

op

PSE

RP

bt

2,02 −=

m

m

tR

SEtPMT

2,0

2

+=

)6,0(2 op

op

PSECos

DP

bt

−=

α αα

CostD

CosSEtPMT

m

m

2,1

2

+=

op

op

PSE

LMP

bt

2,02 −=

m

m

tLM

SEtPMT

2,0

2

+=

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.

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.

8.2.3 Criterios de evaluación de recipientes a presión sin indicaciones

Para el cálculo del espesor mínimo requerido por presión interior (Pop) y de la presión máxima de trabajo en función del espesor mínimo encontrado en el reporte de medición de espesores se deben utilizar las siguientes fórmulas:

A. Para dimensiones referidas al interior

a) Cuerpo cilíndrico.

b) Tapas hemisféricas.

c) Tapas elípticas 2:1.

d) Sección cónica.

e) Tapas torisféricas.

f) Tapas Planas Circulares soldadas al cuerpo.





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⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

r

LM 3

4

1

op

oop

PSE

RP

bt

4,0+=

mo

m

tR

SEtPMT

4,0−=

op

oop

PSE

RP

bt

8,02 +=

mo

m

tR

SEtPMT

8,0

2

−=

SE

CPdt

opb =

2

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=d

t

C

SEPMT m

g) Tapas Planas Circulares fijadas por pernos.

3

9,1

SEd

Wh

SE

CPdt Gop

b += ⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡−⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛=3

29,1

SEd

Wh

d

t

C

SEPMT Gm

Donde: tb = Espesor requerido por presión interior, en mm (pulg). PMT = Presión máxima de trabajo, en Pa (lb/pulg²). Pop = Presión máxima de operación, en Pa (lb/pulg²). D = Diámetro interior, en mm (pulg). R = Radio interior, en mm (pulg). S = Esfuerzo permisible del material de acuerdo al año de fabricación del recipiente según el

ASME Sección VIII Div. I, en Pa (lb/pulg²). E = Eficiencia de las juntas soldadas, adimensional.tm = Espesor mínimo medido para cada componente, en mm (pulg). ��α = Ángulo del cono con respecto a la vertical. L = Radio de corona interior para tapas torisféricas, en mm (pulg). M = Factor que depende de los radios de corona y transición, adimensional. C = Constante Adimensional que depende de la forma de unión entre la tapa y Cilindro (Ver figura UG-34 del ASME Secc. VIII Div. 1) W = Carga Total en los espárragos [lb] hG = Brazo de palanca, distancia radial de la línea de centros de barrenos a la línea de reacción

del empaque.

r = Radio de transición interior, en mm (pulg).

B. Para dimensiones referidas al exterior

a) Cuerpo cilíndrico.

b) Tapas hemisféricas.





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op

oop

PSE

DP

bt

8,12 +=

mo

m

tD

SEtPMT

8,1

2

−=

)4,0(2 op

oop

PSECos

DP

bt

+=

α αα

CostD

CosSEtPMT

mo

m

8,0

2

−=

)2,0(2 −+=

MPSE

MLP

bt

op

oop

)2,0(

2

−−=

MtML

SEtPMT

mo

m

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

r

LM o3

4

1

c) Tapas elípticas 2:1.

d) Sección cónica.

e) Tapas torisféricas.

Donde: tb = Espesor requerido por presión interior, en mm (pulg). Pop = Presión máxima de operación, en Pa (lb/pulg²). Do = Diámetro exterior, en mm (pulg). Ro = Radio exterior, en mm (pulg). S = Esfuerzo permisible del material de acuerdo al año de fabricación del recipiente según el

ASME Sección VIII Div. I, en Pa (lb/pulg²). E = Eficiencia de las juntas soldadas, adimensional.PMT = Presión máxima de trabajo, en Pa (lb/pulg²). tm = Espesor mínimo medido para cada componente, en mm (pulg). α = Ángulo del cono con respecto a la vertical. Lo = Radio de corona exterior para tapas torisféricas, en mm (pulg). M = Factor que depende de los radios de corona y transición, adimensional.

r = Radio de transición interior, en mm (pulg).

Para el caso en el que se tenga una presión máxima de operación con valor bajo y por consiguiente nos arroje un valor de espesor requerido mínimo comparado con el espesor mínimo medido en campo y si la diferencia entre estos dos espesores es mayor a 10 mm (3/8 pulg), se recomienda el análisis de cargas externas a la que pueda estar sujeto el recipiente (tal como lo recomienda la NRF-028 PEMEX-2004, numeral 8.1.2.4 y el Código ASME Sección VIII, División 1, Parte UG-22 o equivalente), y con ello encontrar el espesor mínimo que pueda soportar cualquier carga externa y este debe ser el límite de seguridad del recipiente. De las diferentes cargas a las que puede estar sujeto el recipiente pueden ser las siguientes y se consideraran sólo las que apliquen en cada caso en particular:

a) Presión interior y exterior. b) Peso del recipiente en condiciones normales de operación y condiciones de prueba (esto incluye la

presión adicional debido a la carga estática por el fluido, para recipientes verticales).





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c) Esfuerzos generados debido al peso de equipos conectados al recipiente, tales como: motores, maquinaria, otro recipiente, tuberías mayores, plataformas, escaleras, entre otros.

d) Accesorios del recipiente: Internos con sus soportes. e) Esfuerzos en los soportes del recipiente: Silletas, faldón, patas, ménsulas, anillos, orejas de izaje, entre

otros. f) Cargas cíclicas y dinámicas por variación de presión o temperatura, o causadas por equipos montados

en el recipiente y cargas mecánicas. g) Esfuerzos por sismo y viento. h) Esfuerzos de impacto debidos al fluido de proceso. i) Esfuerzos por diferenciales de temperatura o expansión térmica.

Para el cálculo de esfuerzos ocasionados por las cargas anteriores, debe ser de acuerdo al análisis estructural; tal como lo indica el Código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice G o equivalente; para determinar espesores mínimos requeridos para soportar esfuerzos por cargas externas.

También se debe considerar la recomendación de espesores mínimos en recipientes de acuerdo a la NRF-028-PEMEX-2004, numeral 8.1.2.7:

a) El espesor, sin considerar tolerancia por corrosión, no debe ser menor de t = 2,54 mm + D/1000 (t = 0,1 + D/1000 pulg).

b) Para recipientes de acero al carbono y baja aleación: 5 mm (3/16 pulg), más la tolerancia por la corrosión.

c) Para recipientes de acero inoxidable: 3 mm (1/8 pulg). d) Para recipientes verticales, el espesor mínimo debe soportar una deflexión máxima de 152 mm (6 pulg)

por cada 30,48 m (100 pies) de altura del recipiente. e) Para recipientes de acero al carbono y baja aleación, que manejan el servicio de aire comprimido, vapor

de agua y agua: 2,38 mm (3/32 pulg)

Para el análisis de calibraciones y una vez definido el espesor mínimo requerido por seguridad del recipiente y además cuando se cuente con reportes de medición de espesores, podemos determinar los siguientes resultados:

a) Espesor mínimo por cada componente del recipiente. b) Espesor remanente. c) Velocidad de desgaste. d) Fecha probable de retiro. e) Fecha recomendada de la próxima medición de espesores.

8.2.4 Criterios de evaluación de recipientes a presión con indicaciones

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 4, iniciando con la alternativa 1 de evaluación; en caso de que el componente continué fuera de norma se puede optar por una evaluación considerando la alternativa 2.

De permanecer el estado fuera de norma del componente se procede a realizar una reparación o sustitución. 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.

Los resultados de la evaluación se deben presentar en el formato del Anexo 2.





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CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE DEFECTOS EN RECIPIENTES A PRESIÓN Y MÉTODOS DE REPARACIÓN


Cuando afecta la curvatura del recipiente en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial.

Las que contengan algún concentrador de esfuerzos tal como tallón o muesca.

Abolladura

Las que excedan una profundidad de 1 por ciento del diámetro nominal del recipiente.

ASME Sección BPVC VIII, Div. 1, UG-80 o equivalente.

Mecánica de la fractura. 1

Desgaste uniforme generalizado

Espesor mínimo requerido de acuerdo a Código.

De acuerdo a el numeral 8.2.3 de esta norma

API 579 capítulo 4 o equivalente.

ASME BPVC Sección VIII, Div. 1, UG-22, UG-27, UG-32 o equivalente De acuerdo a los numerales 3.4, 5.7.2, 7.1, 7.2, 7.3. del API 510 o equivalente

1, 2, 3 ó 4

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis.

De acuerdo a los numerales 3.4, 7.4, 7.5, 7.6, 7.7 y 7.8 del API-510 o equivalente.

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente.

1, 2, 3 ó 4 Corrosión localizada

En soldaduras longitudinales y circunferenciales en tuberías. Mecánica de la fractura. ------------ 1 ó 2

Daños calientes y áreas esmeriladas

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis (para efecto de análisis incrementar un 10 por ciento de la profundidad del daño).

De acuerdo a los numerales 5.4 y 8 del API 510 o equivalente

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente.

1, 2, 3 ó 4

Grietas o Fisuras

Inaceptable a menos que se realice un estudio.

De acuerdo a los numerales 9.3 y 9.4 del API 579 o equivalente

Mecánica de la fractura. 1, 3 ó 4

Desalineamiento en soldadura

Lo que resulte del análisis. De acuerdo a los numerales 8.3.4, 8.3.4.2, 8.4.3, 8.4.4, 8.6, 8.7 del API 579 o equivalente

1

Imperfecciones en soldaduras Lo que resulte del análisis.

ASME BPVC Sección VIII, División 1, párrafo UW-51 (b) y Apéndice 4 o equivalente.

Mecánica de la fractura.

1 ó 2

Laminación Lo que resulte del análisis.

De acuerdo a los numerales 7.1.2, 7.1.3, 7.1.4, 7.1.5, 13.1, 13.2, 13.3, 13.4 del API-579 o equivalente.

Mecánica de la fractura.

1, 3 ó 4

REPARACIONES: 1. Sustitución del recipiente. 2. Parches con Soldadura de Filete. 3. Placas Insertadas. 4. Refuerzo mediante una placa superpuesta de metal de aporte y reparaciones a soldaduras existentes

Tabla 4, Criterios de aceptación de defectos en recipientes a presión y métodos de reparación





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Para todos los daños en recipientes a presión se debe calcular la PMT, de acuerdo al método de evaluación correspondiente (ver Tabla 4).

8.3 Criterios de rechazo

Evaluación de los resultados de las inspecciones, para determinar si el circuito de tuberías o recipiente a presión puede trabajar con las condiciones de operación requeridas.

Los circuitos de tubería o recipientes a presión que presenten cualquiera de las siguientes condiciones, debe ser considerado Fuera de Norma. Dichas condiciones son utilizadas para definir si el elemento debe ser reparado o retirado de servicio.

a) Para tuberías de proceso y recipientes a presión sin indicaciones

1) En cualquier circuito de tuberías o recipiente a presión, si PMPO o PMT es menor o igual que la Pop:

PMPO ≤ Pop Para tuberías PMT ≤ Pop Para recipientes

Po p = Presión de Operación. PMT = Presión Máxima de Trabajo. PMPO= Presión Máxima Permisible de Operación.

2) Cuando el espesor mínimo encontrado sea menor o igual al espesor de retiro calculado.

tm ≤ t r

Donde: tm = Espesor mínimo medido para cada componente. t r = Espesor de retiro.

b) Para tuberías de proceso y recipientes a presión con indicaciones

1) En cualquier recipiente a presión, si PMT es menor o igual que la Pop:

PMT ≤ Po p Para recipientes

Po p = Presión de Operación. PMT = Presión Máxima de Trabajo.

2) En cualquier circuito de tuberías, si P’ es menor o igual que la Pop:

P’ ≤ Po p Para tuberías

Po p = Presión de Operación. P’ = Presión Reducida de Operación.





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3) Un defecto que involucre pérdida de metal en tuberías, de profundidad igual o mayor que el 80 por ciento del espesor de la sección donde se ubique, se debe considerar como Fuera de Norma, independientemente de su PMPO (De acuerdo al ASME B31.G).

4) Todas las grietas con crecimiento en la dirección radial en recipientes a presión son consideradas como defecto y el análisis de integridad se enfoca a determinar la técnica de reparación que garantice la integridad del componente de la instalación. Este criterio no aplica a laminaciones, ampollas o combinación de defectos, las cuales son objeto de un análisis detallado para establecer su severidad.

8.4 Acciones de reparación cuando no se cumpla el criterio de aceptación

8.4.1 Acciones de reparación para tuberías de proceso

El método de reparación a utilizar en una tubería 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.

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.

8.4.1.1 Esmerilado

Los daños mecánicos, daños calientes o imperfecciones superficiales pueden ser eliminados por un sistema adecuado de esmerilado cuando se justifique por un análisis de severidad de daños. En el esmerilado deben evitarse los sobrecalentamientos, enfriamientos bruscos y agrietamientos y el área esmerilada debe de contornearse a un perfil suave. La Tabla 3 indica los casos en que se puede aplicar este tipo de reparación.

Se puede reparar la zona con el daño caliente a través de esmerilado si el espesor remanente de la tubería después del esmerilado no se reduce a un valor menor al 80% del espesor nominal mínimo requerido de acuerdo al numeral 8.3 de esta norma. De otra manera, la reparación queda prohibida y el tramo de tubería dañado debe reforzarse o reemplazarse.

Las áreas donde el esmerilado ha reducido el espesor de pared remanente a un valor menor del espesor de pared calculado de diseño de acuerdo a esta norma, pueden ser analizadas en la misma forma como se trata a la corrosión localizada del tipo de picaduras, para determinar si las áreas necesitan ser reemplazadas, reparadas o la presión de operación reducida, de acuerdo al numeral 8.2.2.1 de esta norma.

Se debe esmerilar por capas delgadas, tratando de formar una superficie parabólica. Al final de cada capa se debe medir, por medio de ultrasonido, el espesor de pared remanente, con el objeto de no esmerilar más del 10%. Posteriormente se debe aplicar la prueba de partículas magnéticas, en caso de detectar indicaciones de grietas, se debe continuar esmerilando el área agrietada siempre y cuando la profundidad de la grieta no implique un riesgo de ruptura de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; en caso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a la magnitud del daño generado.

8.4.1.2 Soldadura de relleno

Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, ralladuras y quemaduras por arco, pueden ser reparadas con depósitos de metal de soldadura.





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El metal de soldadura utilizado en reparaciones debe estar de acuerdo con los requerimientos de la especificación apropiada de la tubería, para el grado y tipo que está siendo reparado.

Una vez que el área a reparar se ha esmerilado según el numeral 8.4.1.1 de esta norma, y que se encuentre lisa, uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se debe proceder a la reparación por medio de soldadura de relleno. Los cordones de soldadura se deben colocar paralelos uno con respecto al otro, en la dirección circunferencial de la tubería. Se debe depositar un cordón de refuerzo que circunde los cordones de soldadura anteriores y finalmente se deben colocar cordones de soldadura en la dirección longitudinal de la tubería, de manera que se forme una cuadrícula con los cordones en dirección circunferencial pero que queden circunscritos en el cordón de refuerzo.

Todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben ser calificados de acuerdo con los lineamientos establecidos por la AWS y en concordancia con lo que se especifique en la última edición del código ASME BPVC sección IX, artículos II y III o por el código API STD 1104, secciones 1 y 2 o sus equivalentes. También deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad y otros problemas asociados con la soldadura sobre tuberías de proceso que contengan hidrocarburos. La soldadura debe comenzar sólo después de comprobarse que no existen atmósferas explosivas en el área de trabajo.

8.4.1.3 Envolvente de refuerzo

Si no es posible sustituir un tramo de tuberías de proceso con defectos dictaminados para reparación, las reparaciones de tipo permanente pueden realizarse mediante la instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo conductor, mantener la hermeticidad y tener una vida útil igual o mayor a la del tubo conductor. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis específico de la problemática de la reparación.

Para reparaciones de abolladuras, grietas y fisuras que puedan ser consideradas reparables (ver tabla 3), debe usarse un material de relleno para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión de la tuberías de proceso a la envolvente de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y ser estable física y químicamente durante su vida útil.

Un tubo con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o al aplicar soldadura con arco eléctrico, puede ser reparado instalando envolventes soldables, siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimo requerido en el numeral 8.1.1 de esta norma.

La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando éstas se instalen únicamente para refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga fuga en la tubería. Se deben dar consideraciones especiales para minimizar concentraciones de esfuerzos resultantes de la reparación (esfuerzos residuales). Las envolventes circunferenciales completas soldadas instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna, deben estar diseñadas para contener o soportar la presión máxima de operación de las tuberías de proceso que se va a reparar. Dicha envolvente debe ser soldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La camisa debe extenderse por lo menos 100 mm (4 pulg.) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando exista sanidad de las tuberías de proceso, con el propósito de asegurar que la envolvente cumpla satisfactoriamente su función. Como mínimo deben tener el mismo espesor y especificación de la tubería de proceso o su equivalente, además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de las tuberías, previa limpieza a metal blanco. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al de la tubería.





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Si la tubería de proceso no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura, se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro, realizándose en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable de la tubería de proceso. Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de las pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas recomendadas al respecto.

Las reparaciones con envolvente metálica soldada deben realizarse de acuerdo a lo indicado en la sección A851 del ASME B31.8.

8.4.1.4. Envolvente mecánica

Las envolventes mecánicas (dispositivos como abrazaderas de fábrica o hechizas atornilladas en la sección de la tubería) se deben utilizar para la reparación de anomalías en tuberías que estén operando ya sea a bajas o altas presiones y temperaturas. Su instalación permite programar los trabajos de reparación definitiva, mientras la línea continúa en operación, ya que las envolventes mecánicas son reparaciones provisionales.

8.4.1.5. Sustitución de componente

Si es factible que la tubería de proceso quede fuera de operación, éste se debe reparar cortando el componente con defecto y reemplazándolo con otro componente de espesor de pared y grado similar o mayor que reúna los requerimientos del numeral 8.1.1 de esta norma, con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 pulg) o 200 mm para diámetros menores. Cuando se programe la reparación de una sección de tubería mediante el corte y sustitución del componente con defecto se debe someter a una prueba hidrostática o dinámica como se requiere para una tubería nueva de acuerdo a lo indicado en los códigos ASME B31.3, así como el API RP 1110 o equivalente.

Esta prueba puede ser realizada antes de su instalación, aceptándose que se realice en fábrica, o con equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con la documentación correspondiente y se efectúe el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su instalación.

Las soldaduras realizadas durante la sustitución de componentes deben ser examinadas al 100% por métodos no destructivos, como se indica en el código API Standard 1104, secciones 5 y 8 o equivalente.

8.4.1.6 Refuerzo no metálico

En el caso de que no exista fuga, una opción para reparación en lugar de utilizar la envolvente metálica soldada, puede ser la colocación de envolventes no metálicas (Resina epóxica reforzada con fibra de vidrio), para dar reforzamiento a la tubería debilitada por la corrosión o por daños mecánicos.

La utilización de envolventes no metálicas para la reparación de tuberías con disminución de espesor por corrosión o con daños mecánicos, está sujeta a que se demuestre que el producto soportará como mínimo la misma presión que soporta la tubería metálica así como, que el producto este diseñado para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones marinas en los que opera la tubería de proceso.

El material no metálico utilizado como refuerzo debe estar soportado documentalmente con pruebas de laboratorio y certificado en términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización; y pruebas de campo, además de comprobarse su uso en instalaciones similares de operación y servicio.





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8.4.2 Acciones de reparación para recipientes a presión.

8.4.2.1 Reparaciones temporales

Una reparación temporal puede durar un largo periodo de tiempo, sólo si es evaluada aprobada y documentada por el ingeniero en integridad mecánica. La documentación debe incluir como mínimo lo siguiente:

• Ubicación de la reparación temporal. • Procedimiento calificado de la reparación (material de construcción, espesor, tamaño de las

soldaduras, aplicación de las soldaduras y pruebas no destructivas realizadas). • Detalles de análisis realizado. • Requerimiento para futuras inspecciones. • Fecha límite para la instalación de una reparación permanente.

Las reparaciones temporales deben ser sustituidas por una permanente en la oportunidad de mantenimiento próxima; la reparación temporal sugerida para recipientes es la siguiente:

8.4.2.1.1 Parches con soldadura de filete

Estos pueden ser usados como reparación temporal en zonas dañadas, corroídas o erosionadas. Las grietas no pueden ser reparadas de esta manera.

El parche con soldadura de filete requiere consideraciones especiales de diseño, puntualmente en relación a la especificación de la junta soldada.

Estos parches soldados, pueden ser aplicados en la superficie interna o externa de la envolvente y en las tapas del recipiente, si se cumple con lo siguiente:

1. El parche proporcione un diseño seguro, equivalente al refuerzo de una abertura.

2. El parche sea diseñado para absorber el esfuerzo de membrana de acuerdo a lo siguiente: • No sea extendido el esfuerzo de membrana permisible de las partes o parches del recipiente. • La deformación del parche no ocasiona esfuerzos mayores que los permisibles para la

soldadura de filete.

3. La soldadura debe ser inspeccionada a través de una prueba no destructiva superficial (Líquidos penetrantes, partículas magnéticas, entre otras) de acuerdo con el código de inspección aplicable. Un examen ultrasónico realizado por personal UT calificado puede complementar la prueba no destructiva superficial, si esto lo aprueba el inspector en el procedimiento de pruebas no destructivas (PND).

Un parche con soldadura de filete no debe ser instalado junto a otro parche o soldadura de filete, a menos que los separe una distancia mínima de:

Rtd 4=

Donde: d = distancia mínima entre ambas soldaduras de filete de los parches o a la soldaduras del filete

adyacente al parche, en mm. R = radio interior del recipiente, en mm.





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t = espesor actual de la pared subyacente del recipiente, en mm.

Las esquinas de la placa del parche con soldaduras de filete, deben ser redondeadas con un radio mínimo de 25,4 mm.

8.4.2.2 Reparaciones permanentes

Las técnicas de reparaciones permanentes incluyen:

• Desbastar el defecto y esmerilar el contorno de acuerdo al API 579 parte 5. • Desbastar el defecto y reparar con soldadura la socavación. • Remplazar la sección o el componente que contiene el defecto. • Colocar una capa de soldadura superpuesta en el área corroída. • Agregar una placa de revestimiento en la superficie interior.

Las reparaciones permanentes sugeridas para recipientes a presión son las siguientes:

8.4.2.2.1 Placas insertadas

Las placas corroídas de la envolvente pueden ser reparadas removiendo la sección y remplazando con un parche insertado que satisfaga los parámetros del código aplicable. Los parches insertados pueden ser usados si satisfacen los siguientes requerimientos:

• Suministrar una soldadura de penetración completa en la ranura. • La soldadura debe ser radiografiada de acuerdo con el código de construcción aplicable. Un examen

ultrasónico realizado por personal UT calificado puede sustituir el radiografiado, si esto lo aprueba el inspector en el procedimiento de pruebas no destructivas (PND).

• Todas las esquinas de las placas insertadas que no se extiendan hasta una soldadura horizontal o la longitudinal, deben ser redondeadas con un radio mínimo de 25, 4 mm. Cuando existe proximidad con una soldadura existente, debe ser revisada por el ingeniero en integridad mecánica.

8.4.2.2.2 Refuerzo mediante una placa superpuesta de metal de aporte y reparaciones a soldaduras existentes

El metal de aporte utilizado para reparaciones de soldaduras existentes deben tener un esfuerzo a la tensión igual o mayor al del metal base.

Sí el metal de aporte de una capa superpuesta al daño tiene un esfuerzo a la tensión más bajo que el de metal base, debe considerarse la compatibilidad entre el metal de aporte y el metal base, la soldabilidad y la susceptibilidad al daño de acuerdo al servicio. Adicionalmente, debe de cumplirse lo siguiente:

• El espesor de la reparación con material de aporte no debe ser mayor al 50% del espesor requerido del metal base (Sin incluir la tolerancia por corrosión).

• La soldadura debe ser radiografiada de acuerdo con el código de construcción aplicable. Un examen ultrasónico realizado por personal UT calificado puede sustituir el radiografiado, si esto lo aprueba el inspector en el procedimiento de pruebas no destructivas (PND).

• El espesor de la soldadura de la reparación debe incrementarse en proporción al esfuerzo a la tensión del metal base y el esfuerzo a la tensión del metal de aporte usado en la reparación.





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fil

basefil

S

SdT =

Donde: Tfil = espesor del metal de soldadura de la reparación, en mm. D = profundidad de la pérdida de metal base por corrosión y preparación de la soldadura, en mm. Sbase = esfuerzo a la tensión del metal base, en Pa Sfil = esfuerzo a la tensión del metal de aporte, en Pa

• Las esquinas del incremento de espesor de la reparación deben ser redondeadas y tener una fracción de 3 a 1 con las superficies circundantes.

• La reparación debe ser hecha con al menos dos pasos del proceso de soldadura.

8.5 Reporte de evaluación de análisis de integridad

El reporte de evaluación de integridad de análisis de circuitos de tubería de proceso y recipientes sujetos a presión debe contener lo siguiente, sin ser limitativo:

1. Espesor de retiro. 2. Espesor de seguridad. 3. La presión o carga máxima permisible de operación. 4. Vida Útil estimada (VUE). 5. Fecha de Retiro Probable (FRP) 6. Plan de inspección (Fecha de Próxima Inspección, FPME). 7. Recomendación de las acciones de reparación que se requieran, que lleven a la elaboración de un plan

de mantenimiento

9. RESPONSABILIDADES

9.1 De Petróleos Mexicanos

9.1.1 Verificar la aplicación del presente documento.

9.2 Del Proveedor o Contratista

9.2.1 Cumplir con lo establecido en esta norma de referencia.

9.2.2 Demostrar que cuenta con el personal capacitado calificado y certificado como inspector nivel II con 2 años de experiencia para efectuar los trabajos de evaluación de integridad mecánica de equipos estáticos de proceso, adicionando el curriculum con su documentación de soporte, del personal que intervendrá en el proyecto y su organigrama.

9.2.3 Entregar el reporte del análisis de integridad mecánica basado en el análisis de los reportes de inspección de los circuitos de tuberías y recipientes a presión, que cumpla lo indicado en el numeral 8.5 de esta norma.

9.2.4 El contratista o proveedor de servicios debe cumplir con las fechas de entrega de reportes de evaluación de integridad mecánica establecidas en las cláusulas de los contratos y/o convenios, con la finalidad





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de atender oportunamente las recomendaciones derivadas del análisis de integridad mecánica de los equipos estáticos de proceso,

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

No tiene concordancia.

11. BIBLIOGRAFÍA

11.1 A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe. (Criterio modificado para la evaluación del esfuerzo remanente en tubería con corrosión).

11.2 ANSI/API 5L/ISO 3183-2007 (Modified).- “Petroleum and natural gas industries – Steel pipe for pipeline transportation systems” (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería de acero para sistema de transporte por ductos).

11.3 API Standard 1104-2005.- “Welding of Pipelines and Related Facilities” (Soldadura de tuberías e instalaciones relacionadas).

11.4 API 510-2006.- "Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration” (Código de inspección para recipientes a presión: Inspección en servicio, calificación, reparación y alteración).

11.5 API 570-1998 Addendum 4, June 2006.- “Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service Piping Systems” (Código de inspección para tuberías: Inspección, reparación, alteración y recalificación de sistemas de ductos en servicio).

11.6 API RP 571-2003.- “Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry” (Daños que afectan a los mecanismos de equipos fijos en la industria de refinación).

11.7 API RP 579-1/ASME FFS-1-2007.- “Fitness-For-Service” (Capacidad para el servicio).

11.8 API RP 1110-2007.- “Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon Dioxide - Fifth edition” (Pruebas de presión para tuberías de acero para el transporte de gas, petróleo, líquidos peligrosos, líquidos altamente volátiles o dióxido de carbono - Quinta Edición).

11.9 ASME B31G-1991 Rev. 2004.- “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines” (Manual para determinar el esfuerzo remanente en ductos con corrosión).

11.10 ASME B31.3-2006.- “Process Piping” (Tuberías de proceso).

11.11 ASME B31.8-2007.- “Gas Transmission and Distribution Piping Systems” (Sistemas de distribución por tuberías y transmisión de Gas).

11.12 ASME B36.10M-2004.- “Welded and Seamless Wrought Steel Pipe (Tuberías de acero forjado soldadas y sin costura)”.





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11.13 ASME BPVC Section II-2007.- “Material Set - 4 Volumes (Contains ASME BPVC-IIA, ASME BPVC-IIB, ASME BPVC-IIC, ASME BPVC-IID)” Materiales - 4 volúmenes que contienen: ASME BPVC-IIA, ASME BPVC-IIB, ASME BPVC-IIC, ASME BPVC-IID).

11.14 ASME BPVC Section VIII, Division 1-2007.- “Rules for construction of pressure vessels Division 1 (Reglas para la construcción de recipientes a presión División 1)”.

11.15 ASME BPVC Section IX, 2007.- “Welding and brazing qualifications” (Calificación de soldadores y soldadura).

11.16 ASNT SNT-TC-1A-2001.- “Recommended practice personnel qualification and certification in nondestructive testing (Prácticas recomendadas para certificación y calificación de personal en pruebas no destructivas)”.

11.17 DG-GPASI-IT-00204-1998.- “Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de espesores”.

11.18 Manual IMAC-SSPA Mayo 2007 versión 1 “Integridad Mecánica y Aseguramiento de Calidad”.

11.19 NACE MR-0175/ISO 15156-1-2001.- “Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production – Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials (Industrias del petróleo y gas natural –Materiales que deben utilizarse cuando se presenta H2S en el medio ambiente en la producción de petróleo y gas – Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al cracking)”.

11.20 NORMA AVIII-4 (DG-ASIPA-IT-00008, ADENDA. Septiembre de 2001).- “Espesores de retiro para tuberías, válvulas y conexiones metálicas, empleadas en el transporte de fluidos”.

11.21 NRF-035-PEMEX-2005 Sistemas de tubería en plantas industriales - instalación y pruebas.

11.22 PG-TH-IS-01-2007 Versión primera Diciembre 2007.- “Procedimiento para elaborar el programa de inspección y pruebas de IMAC en Pemex-Exploración y Producción”.

11.23 Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo-1997. Publicado en el Diario Oficial de la Federación, el 21 de enero de 1997.

11.24 Reglamento de Trabajos Petroleros-1974. Publicado en el Diario Oficial de la Federación, el 27 de febrero de 1974.

11.25 Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos: Requisitos de seguridad en la ejecución de los trabajos y de las condiciones de las áreas de los mismos.

11.26 Recommended Practice No. SNT-TC-1A 2001 E.U.A.- “Personnel Qualification and certification in Nondestructive Testing (Calificación y certificación de personal en ensayos no destructivos)”.





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12. ANEXOS

Anexo 1. Requisitos de información mínimos para el análisis de integridad mecánica

Dimensiones significativas

El análisis de integridad mecánica se realiza con base en las dimensiones significativas del defecto, que son aquellas que determinan su nivel de severidad. A continuación se listan las indicaciones más comunes en equipos estáticos de proceso y se indican sus dimensiones significativas. El reporte de inspección debe contener estos datos, con las tolerancias especificadas para la técnica de inspección no destructiva empleada en su detección.

Reducción uniforme de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección perpendicular a la superficie (d).

Reducción localizada de espesor: Profundidad máxima (d), ancho (A) y longitud máxima en la dirección longitudinal del área de pérdida de espesor (L).

Figura 2, Dimensiones significativas

Ampolla: Longitud axial máxima (L), ancho (A), profundidad en el espesor (t’), magnitud de elevación de ampolla (a) y longitud de grieta secundaria en caso de existir.

Figura 3, Ampolla

X L

A A

SC SC

X L

dt

Profundidad máxima

Donde:

L = Longitud axial. A = Ancho (Longitud circunferencia). X = Distancia relativa. d = Profundidad máxima. t = Espesor adyacente a la indicación. SC = Soldadura circunferencial.

Flujo

L

at´

Á





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Daño caliente: Profundidad máxima (d), longitud máxima (L) en la dirección longitudinal del área de pérdida de espesor, ancho (A) y el espesor adyacente a la indicación (t).

Figura 4, Daño caliente

Grieta longitudinal: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial (a).

Figura 5, Grieta longitudinal

2c

Altura de la grieta a

X L

Profundidad máxima A

td

Sol

dadu

ra c

ircun

fere

ncia

l

FLUJO

Sol

dadu

ra c

ircun

fere

ncia

l





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Grieta circunferencial: Profundidad máxima en la dirección radial (a), altura de la grieta (h) y extensión angular circunferencial referida al horario técnico del tubo (2θ).

Figura 6, Grieta circunferencial

Laminación: Longitud axial máxima (L), longitud circunferencial máxima (C), profundidad en el espesor (d), % de escalonamiento (en caso de existir) (%e) y el espesor adyacente a la indicación (t).

Donde: 1 Representación de una laminación escalonada. 2 Representación de una laminación simple. dmáx Profundidad máxima de la laminación escalonada. dmín Profundidad mínima de la laminación escalonada. X Distancia relativa. %e Porcentaje de Escalonamiento, el cual esta dado por:

Figura 7, Laminación

ah

2θ

Perfil de espesor 2 1 t

Soldadura longitudinal

Despliegue de carrete

FLUJO

X

XC

C

L

L

1

2

dmín dmáx

12:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:00

09:00

11:00

08:00

10:00

d

Sol

dadu

ra c

ircun

fere

ncia

l

100% minmax ⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ −=t

dde





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Zona esmerilada: Longitud axial máxima (L), ancho (A), profundidad en el espesor (d) y el espesor adyacente a la indicación (t).

Figura 8, Zona esmerilada

Abolladura: Longitud axial (L), profundidad máxima (G), ancho (A) y en caso de existir entalla, longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), profundidad de la misma (d) y espesor adyacente a la indicación (t).

Figura 9, Abolladura

L

t d

Ancho

t

Soldadura longitudinal

FLUJO

L

12:00

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

06:00

07:00

09:00

11:00

08:00

10:00

d

X

L

GG

XA A

L L

Lcirc

Laxial

Sol

dadu

ra c

ircun

fere

ncia

l





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Tallones: Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), profundidad máxima (Prof.máx) y el espesor adyacente a la indicación (t).

Figura 10, Tallones

Defectos de soldaduras

Poros túnel, poros agrupados y poros. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), profundidad mínima (Prof.mín) y máxima (Prof.máx).

Figura 11, a) Poros túnel, b) poros agrupados y c) poros

t

Lcirc

Laxial

Prof.máx.

Lcirc.

Prof.máx.

Laxial

Lcirc.

Prof.máx.

tmín.

Prof.mín.

Lcirc.

Laxial

Lcirc.

Laxiala) b) c)





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Falta de penetración. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), y profundidad máxima (Prof.máx).

Figura 12, Falta de penetración

Falta de fusión. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), profundidad mínima (Prof.mín) y máxima (Prof.máx).

Figura 13, Falta de fusión

Lcirc.

Prof.máx.

tmín.

Lcirc.

Prof.máx.

tmín.Laxial

Prof.mín.

Lcirc.

Laxial

Prof.mín.

Prof.max.





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Inclusiones de escoria, líneas de escoria, dobles líneas de escoria y inclusiones no metálicas. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc), profundidad mínima (Prof.mín) y máxima (Prof.máx).

Figura 14, a) Inclusiones de escoria, b) líneas de escoria, c) dobles líneas de escoria y d) inclusiones no metálicas

Lcirc.

tmín.

Lcirc.

tmín.Laxial

Prof.máx.

Prof.mín.

Lcirc.

Laxial

Prof.máx.

Laxial

Prof.mín.a) b)

c) d)





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Concavidad en la raíz. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad máxima (Prof.máx).

Figura 15, Concavidad en la raíz

Socavado. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad máxima (Prof.máx).

Figura 16, Socavado

Prof.máx.

Lcirc.

tmin.

Prof.máx.

Lcirc.

Laxialtmín.





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Penetración excesiva. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad máxima (Prof.máx).

Figura 17, Penetración excesiva

Corona baja. Longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad máxima (Prof.máx).

Figura 18, Corona baja

Nota: Las 5 lecturas deben ser tomadas en ambos lados de la junta, y se registrara el valor menor de cada lado de la junta (para todos los defectos en soldadura) indicando donde se localizo este valor, además debe hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en ambos lados de la junta cubriendo como mínimo la zona de barrido.

Lcirc.

Prof.máx.

tmín.

Lcirc.

Prof.máx.

tmín.Laxial





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Desalineamientos en uniones soldadas. Altura del desalineamiento a cada hora técnica y en la máxima detectada, así como, los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada.

Figura 19, Desalineamientos en uniones soldadas

Ovalamiento. Altura del ovalamiento a cada hora técnica y en la máxima detectada, así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada.

Figura 20, Ovalamiento

Prof.máx.

t1

Prof.máx.

Horario técnico

Elemento 1 Elemento 2

t2

Longitud del desalineamiento(c)

Altura del

desalineamiento (t´)

Soldadura

VISTA FRONTAL VISTA DE PERFIL

diámetro





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Anexo 2. Ficha técnica de integridad del equipo

1. Identificación del componente de la instalación

Componente: D.N. Espesor ESP. Material: Fecha de construcción: Inicio de operación: Sector o activo: Presión de diseño: Pa (lb/pulg²) Responsable de mantenimiento: Tel.:

2. Condiciones de operación

Presión normal: Pa (lb/pulg²) Presión de prueba hidrostática: Pa (lb/pulg²)

Presión máxima posible o máxima histórica: Pa (lb/pulg²) Cargas:

Temperatura de operación: °C , Fluido transportado:

Composición molar: % H2O % H2S % CO2 %NaCl

Sedimentos:

Inhibidor: Sí No Tipo: Dosificación:

Tipo de recubrimiento externo:

3. Localización del componente de la instalación

Localización en el isométrico de la instalación Comentarios

ITEM Descripción

Anexar Hojas y planos Si es necesario

4. Historial de inspección

a) Fecha de inspecciones. b) Espesores mínimos detectados. c) Elemento en el que se detecta el espesor mínimo.





NRF-227-PEMEX-2009

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5. Reportes de fallas

Tipo de falla: Ubicación (ITEM): Fecha de detección:

Causa:

¿Existe reporte de análisis de falla? No Sí (Anexar)

Fecha de elaboración Lleno: Nombre y firma

6. Reporte de integridad:

1. Sistema. 2. UDC del equipo. 3. Denominación del equipo. 4. Resultados de la evaluación (PMPO (Pa (lb/pulg²)), VUE (años), y Estado (DN, FN, CLR, DC)). 5. Recomendaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo. 6. Plan de inspección.

Definiciones de conceptos del Anexo 2

a) Identificación del componente de la instalación.- Nombre, clave de identificación, funcionamiento, dimensiones y entidad responsable dentro de la empresa.

b) Historial de servicio.- Fechas de inicio de operación, paros, cambios de servicio, máximos históricos de presión y temperatura, relación de fallas y reparaciones, así como los reportes de inspección, mantenimiento y reparación previos.

c) Presiones o cargas máximas de operación y de prueba.- Se debe reportar la presión manométrica o carga máxima posible en el componente donde se realice la indicación, las variaciones de presión o carga por paros, arranques, entre otras condiciones extraordinarias de operación (disparos de compresoras, golpes de ariete, represionamientos, entre otros) y la presión o carga de prueba previa a la puesta en servicio.

d) Fluido manejado.- Debe especificarse el tipo de producto que maneja la instalación, su composición química, contenido de agua y sedimentos, temperatura y las condiciones de flujo.

e) Datos de diseño.- Espesores, diámetros, dimensiones, ensamble estructural, entre otros (esta información puede presentarse en un esquema simplificado con dimensiones, ubicación del componente, sistema de cimentación, anclaje y soportería, su ubicación con relación a los componentes directamente asociados dentro de la instalación, los ductos, tuberías y accesorios conectados y sus condiciones de operación, los niveles de construcción, entre otros).

f) Especificación de material.- Nominal o con base en reportes de evaluación de propiedades mecánicas, tales como: el esfuerzo de cedencia, tenacidad a la fractura, entre otros evaluados en pruebas de laboratorio por el fabricante, por el usuario o por terceras partes. Como mínimo se debe proporcionar la especificación de diseño de los materiales.

g) Cargas adicionales.- Debe indicarse, si se tiene conocimiento, la existencia de cargas secundarias, como: presiones de viento, asentamiento de suelos, vibración de maquinaria, desplazamientos por expansión térmica, entre otros y debe proporcionarse una copia de los estudios previos que se hayan realizado.

72989913 nrf 227 pemex 2009 integridad mecanica en instalaciones marinas

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