La inspección de la corrosión en pipelines y tuberías de proceso según la API 570 es una de las aplicaciones más críticas de la medición ultrasónica de espesor. La norma establece requisitos estrictos de instrumentación, procedimiento y cualificación del personal. Los instrumentos Dakota NDT de las series CMX, MX y CX8-DL están diseñados expresamente para cumplirlos, gracias al registrador de datos estructurado, al modo Echo-Echo ThruPaint™ y a la conformidad con las normas metrológicas de referencia.
El problema de la corrosión en los pipelines
Las tuberías de los procesos oil & gas están sometidas a varios mecanismos de degradación que reducen progresivamente su espesor de pared:
- Corrosión interna: debida a los fluidos transportados, especialmente en presencia de H₂S, CO₂, agua libre y sólidos abrasivos
- Corrosión externa: causada por la atmósfera, los ambientes marinos y la condensación bajo aislamiento (CUI — Corrosion Under Insulation)
- Erosión: debida a la alta velocidad del fluido o a la presencia de partículas
- Picadura localizada: difícil de detectar sin un mapeo sistemático
- Stress corrosion cracking: fisuras por tensión en ambientes corrosivos
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Marco normativo: API 570
La API 570 «Piping Inspection Code» define el marco completo para la inspección en servicio de tuberías en refinerías e instalaciones petroquímicas. Establece frecuencias de inspección, métodos admitidos, criterios de aceptación y cualificación del personal (API 570 Authorized Inspector). Para profundizar en la norma, les remitimos a nuestro artículo API 570 y API 653: requisitos de instrumentación.
Método de inspección ultrasónica para pipelines
La inspección de espesor según API 570 sigue un procedimiento estructurado:
- Definición de los Condition Monitoring Locations (CML): puntos fijos predefinidos a lo largo de la tubería sobre los que se repiten las medidas en el tiempo para evaluar la tendencia de la corrosión
- Preparación de la superficie: eliminación de suciedad y óxido superficial, y de pintura solo si es necesario (en caso contrario se usa ThruPaint™)
- Aplicación del gel acoplante sobre la zona de medición
- Calibración del instrumento: sobre bloques de referencia de un material análogo al del tubo inspeccionado
- Medición sobre una rejilla estructurada alrededor del CML: normalmente de 4 a 16 lecturas en disposición radial y axial
- Registro de las lecturas en el registrador de datos del instrumento, con identificación unívoca
- Cálculo de tmin y remaining life: comparación con el espesor mínimo admisible y estimación de la vida residual
- Análisis de tendencia: comparación con inspecciones anteriores sobre los mismos CML para calcular la velocidad de corrosión
Instrumentos Dakota indicados para pipelines
Para las inspecciones API 570 las opciones habituales dentro de la gama Dakota NDT son:
- Dakota CX8-DL: nivel de entrada profesional con registrador de 100.000 lecturas y ThruPaint™, suficiente para campañas de inspección de tamaño medio
- Dakota CMX1-DL / CMX2-DL / CMX3-DL: A-Scan, memoria de 4 GB, hasta 250 lecturas/s en modo scan, modo PECT para corrosión bajo revestimiento
- Dakota MX1-DL / MX2-DL: B-Scan con vista 2D por bloques, ideales para mapear picaduras a lo largo de las tuberías
- Dakota CMX10-DL: tope de gama con pantalla de alta resolución y capacidad para gestionar proyectos complejos
Gestión del revestimiento: ThruPaint™
Una de las dificultades en la inspección de pipelines es la presencia de revestimientos protectores exteriores (pinturas, epoxis, PU) que forman parte integrante de la protección catódica y no deben retirarse durante la inspección. El modo Echo-Echo ThruPaint™ de los instrumentos Dakota permite, según las especificaciones oficiales, medir el espesor del metal ignorando revestimientos de hasta 2 mm (80 mils). Esto evita el chorreado o el decapado previo y reduce los tiempos y los costes de la inspección.
El registrador de datos estructurado
El registrador de datos de los instrumentos Dakota CMX y MX organiza las medidas en rejillas y lotes alfanuméricos, algo esencial para las inspecciones API 570, donde:
- Cada CML debe estar identificado unívocamente
- Las lecturas deben ser repetibles en las mismas posiciones meses o años después
- La tendencia de la corrosión debe poder reconstruirse a posteriori
- Los datos deben ser exportables a sistemas de asset integrity management (exportación a Excel y CSV mediante DakMaster™)
- A partir del CMX3-DL, la forma de onda A-Scan puede archivarse junto al valor numérico como evidencia
Aplicaciones típicas
- Líneas de transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos
- Tuberías de proceso en refinería (destilación, reformado, craqueo)
- Líneas de vapor y condensado en plantas de generación
- Tuberías de plataformas offshore y estaciones de bombeo
- Sistemas de fire water y service water
- Colectores, manifolds y headers de proceso
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