L’ispezione della corrosione su pipeline e tubazioni di processo secondo API 570 è una delle applicazioni più critiche della misura ultrasonica di spessore. La norma definisce requisiti stringenti per strumentazione, procedura e qualifica del personale. Gli strumenti Dakota NDT delle serie CMX, MX e CX8-DL sono progettati specificamente per soddisfare questi requisiti grazie al data logger strutturato, alla modalità Echo-Echo ThruPaint™ e alla conformità alle norme metrologiche di riferimento.
Il problema della corrosione nelle pipeline
Le tubazioni dei processi oil & gas sono soggette a molteplici meccanismi di degradazione che ne riducono progressivamente lo spessore di parete:
- Corrosione interna: dovuta ai fluidi trasportati, specialmente in presenza di H₂S, CO₂, acqua libera, solidi abrasivi
- Corrosione esterna: causata da atmosfera, ambienti marini, condensazione sotto isolamento (CUI — Corrosion Under Insulation)
- Erosione: dovuta ad alta velocità del fluido o presenza di particolato
- Pitting localizzato: difficile da individuare senza mappatura sistematica
- Stress corrosion cracking: cricche da tensione in presenza di ambienti corrosivi
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Quadro normativo: API 570
API 570 “Piping Inspection Code” definisce il framework completo per l’ispezione in servizio di tubazioni in raffinerie e impianti petrolchimici. Stabilisce frequenze di ispezione, metodi ammessi, criteri di accettazione e qualifica del personale (API 570 Authorized Inspector). Per approfondire la norma, vi rimandiamo al nostro articolo dedicato API 570 e API 653: requisiti di strumentazione.
Metodo di ispezione ultrasonica per pipeline
L’ispezione di spessore secondo API 570 prevede una procedura strutturata:
- Definizione dei Condition Monitoring Locations (CML): punti fissi predefiniti lungo la tubazione su cui si eseguono misure ripetute nel tempo per valutare il trend di corrosione
- Preparazione della superficie: rimozione di sporco, ruggine superficiale, vernici solo se necessario (altrimenti si usa ThruPaint™)
- Applicazione del gel di accoppiamento sulla zona di misura
- Calibrazione dello strumento: su blocchi di riferimento di materiale analogo al tubo ispezionato
- Misura su griglia strutturata intorno al CML: tipicamente 4-16 letture in disposizione radiale e assiale
- Registrazione delle letture nel data logger dello strumento con identificazione univoca
- Calcolo di tmin e remaining life: confronto con lo spessore minimo ammissibile e stima della vita residua
- Trend analysis: confronto con ispezioni precedenti sulle stesse CML per calcolare il rateo di corrosione
Strumenti Dakota indicati per pipeline
Per le ispezioni API 570 le scelte tipiche all’interno della gamma Dakota NDT sono:
- Dakota CX8-DL: entry level professionale con data logger da 100.000 letture, ThruPaint™, sufficiente per campagne di ispezione di dimensioni medie
- Dakota CMX1-DL / CMX2-DL / CMX3-DL: A-Scan, memoria 4 GB, fino a 250 letture/sec in scan mode, modalità PECT per corrosione sotto rivestimento
- Dakota MX1-DL / MX2-DL: B-Scan con vista 2D a blocchi, ideali per mappatura di pitting lungo tubazioni
- Dakota CMX10-DL: top di gamma con display ad alta risoluzione e capacità di gestione progetti complessi
Gestione del rivestimento: ThruPaint™
Una delle criticità nell’ispezione di pipeline è la presenza di rivestimenti protettivi esterni (vernici, epossidici, PU) che sono parte integrante della protezione catodica e non vanno rimossi durante l’ispezione. La modalità Echo-Echo ThruPaint™ degli strumenti Dakota, secondo le specifiche ufficiali, permette di misurare lo spessore del metallo ignorando rivestimenti fino a 2 mm (80 mils). Questo evita la necessità di sabbiatura o decapaggio preliminare, riducendo tempi e costi dell’ispezione.
Il data logger strutturato
Il data logger degli strumenti Dakota CMX e MX organizza le misure in griglie e batch alfanumerici, il che è essenziale per ispezioni API 570 dove:
- Ogni CML deve essere identificato univocamente
- Le letture devono essere ripetibili sulle stesse posizioni a distanza di mesi o anni
- Il trend di corrosione deve poter essere ricostruito a posteriori
- I dati devono essere esportabili verso sistemi di asset integrity management (export Excel, CSV via DakMaster™)
- Nel CMX3-DL e superiori, la forma d’onda A-Scan può essere archiviata insieme al valore numerico come evidenza
Applicazioni tipiche
- Linee di trasporto di idrocarburi liquidi e gassosi
- Tubazioni di processo in raffineria (distillazione, reforming, cracking)
- Linee vapore e condensato in impianti di generazione
- Tubazioni di offshore platform e stazioni di pompaggio
- Sistemi di fire water e service water
- Collettori, manifold e header di processo
Per consulenza nella scelta dello strumento più adatto alla Vostra campagna di ispezione API 570 e per servizi di demo in campo, contattate il nostro ufficio tecnico.