Evaluación de la integridad de la tubería y reparaciones

451.6 Evaluación de la integridad de la tubería y reparaciones.

451.6.1 General

a) Cada operador de tuberías (oleoducto) diseñadas de acuerdo con este Código consideraría la necesidad de periódicas evaluaciones de la integridad de éstas tuberías. Una evaluación de la integridad puede consistir en una prueba hidrostática o la tubería, una inspección en línea (ILI) seguida por la reparación de anomalías indicadas en la inspección que sean posiblemente perjudiciales, u otras técnicas que puedan proporcionar un nivel de evaluación de integridad equivalente a una prueba hidrostática o una ILI. Para una guía del proceso de evaluación-integridad, el operador puede referirse a API Std 1160, “Manejo del sistema de integridad para tuberías de líquidos peligrosos”.

Cuando se evalúe la integridad de la tubería cada operador desarrollaría criterios para evaluar las anomalías identificadas a través de los métodos ILI, a través de la inspección visual o a través de otros métodos técnicos. API Std 1160 proporciona guías para la evaluación de anomalías.

451.6.2 Límites y disposición de imperfecciones y anomalías.

451.6.2.1 Límites. Las tuberías que contengan fugas serán eliminadas o reparadas.

451.6.2.2. Corrosión.

a) Corrosión externa o interna Las áreas de pérdida de metal externa o interna con una profundidad máxima mayor que el 80% del espesor de pared serán eliminadas o reparadas. Un apropiado criterio de aceptabilidad para el propósito puede ser usado para evaluar el perfil longitudinal de la pérdida de metal causada por corrosión en el metal base de la tubería o de pérdida de metal causada por corrosión que cruza una soldadura circunferencial o afecta una costura soldada con arco sumergido.

b) Corrosión externa Áreas corroídas externamente expuestas para examen deben ser limpiadas a metal base. En general, las áreas de corrosión con una profundidad máxima de 20% o menor del espesor requerido para diseño (t) no necesitan ser reparadas. Sin embargo, las mediciones serían tomadas para prevenir corrosiones futuras. Un área de corrosión con una profundidad máxima mayor que el 20% pero menor o igual que el 80% del espesor de pared será permitido que permanezca en la tubería sin reparar proporcionando que la presión en tal área no exceda de un nivel seguro.

Generalmente los métodos aceptables para calcular una presión de operación segura incluyen: ASME B31G, “modificada B31.G”, un método de área efectiva (por ejemplo, RSTRENG). Para tuberías sujeta a inusuales cargas axiales, movimientos laterales o asentamientos, o para tuberías comprimidas de materiales con radios yield a tensile que excedan de 0,93, una evaluación crítica de ingeniería será desarrollada para calcular una presión segura.

Si la presión de operación segura es menor que la presión de operación, el área afectada será eliminada o reparada.

c) Corrosión interna. Las limitaciones para áreas con corrosión interna y áreas con una combinación de interna y externa son las mismas que para la corrosión externa. Al tratar de corrosión interna, se dará considera consideración a la incertidumbre relacionada a la medida indirecta del espesor de pared y la posibilidad que la corrosión interna puede requerir esfuerzos de mitigación continua para prevenir la perdida de metal adicional.

d) Interacción de áreas de pérdida de metal causadas por corrosión.

Dos o más áreas de pérdida de metal causadas por corrosión que estén separadas por áreas de espesor completo pueden interaccionar de manera que reduzca la fuerza remanente a una mayor extensión que la reducción resultante de las áreas individuales. Dos tipos de interacción son posibles y cada una será evaluada como sigue:

1) Tipo interacción 1. Si la distancia de separación circunferencial,

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