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PDVSA N° TÍTULO
REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.
APROB. FECHA
APROB.
FECHA
VOLUMEN 1
PDVSA, 2005
PI–02–09–01 INSPECCIÓN EN MARCHA DE EQUIPOS
ESTÁTICOS
APROBADA
Cesar Eizaga Luis Tovar
NOV.08 NOV.08
PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN
DIC.90
JUL.94
NOV.08 C.E.
J.S
V.L
2
1
0
REVISIÓN GENERAL
REVISIÓN GENERAL 80
18
18
C.E.
E.J
D.G
L.T.
A.N
R.R
MANUAL DE INSPECCIÓN
ESPECIALISTAS
PDVSA

REVISION FECHA
PROCEDIMIENTO DE INSPECCION
INSPECCION EN MARCHA
DE EQUIPOS ESTÁTICOS NOV.08
2
PDVSA PI–02–09–01
Página 1
PDVSA
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reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se
reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”

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Indice
1 OBJETIVO 4
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 ALCANCE 4
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 REFERENCIAS 4
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1 Leyes Venezolanas 4
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2 American Petroleum Institute – API 4
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.3 American Society of Mechanical Engineers – ASME 6
. . . . . . . . . . . . . . . . .
3.4 American Society for Nondestructive Testing – ASNT 6
. . . . . . . . . . . . . . . .
3.5 National Association of Corrosión Engineers –NACE 6
. . . . . . . . . . . . . . . . .
3.6 American Society For Testing and Materials – ASTM 6
. . . . . . . . . . . . . . . .
3.7 Petróleos de Venezuela – PDVSA 7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 DEFINICIONES 7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1 Componentes 7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2 Desviación Operacional 7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.3 Equipo de Trabajo 7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.4 Equipos Estáticos 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.5 Espesor de Retiro 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.6 Estructura 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.7 IBR 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.8 Inspección en Marcha 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.9 Lazo de Corrosión 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.10 Mecanismo de Falla 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.11 Monitoreo 8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.12 Plan Selectivo 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.13 Prioridad Alta 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.14 Prioridad Baja 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.15 Prioridad Media 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.16 Prioridades de Ejecución de Mantenimiento 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.17 Puntos de Control 9
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.18 Sistema de Inspección y Lazos de Corrosión (SILCO) 9
. . . . . . . . . . . . . . .
4.19 Sistemas de Recuperación de Crudo 10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.20 Variable SILCO 10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.21 Vida Remanente 10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 CONFORMACIÓN DE EQUIPO DE TRABAJO CON DEFINICIÓN DE
ROLES Y RESPONSABILIDADES 10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1 Líder del Equipo Multidisciplinario 10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2 Ingeniería de Procesos 11
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3 Inspección de Equipos 11
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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5.4 Ingeniería de Planta 11
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.5 Operaciones 12
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.6 Gerencia Técnica 12
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6 ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD 12
. . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7 CALIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DEL PERSONAL DE INSPECCIÓN
DE EQUIPOS 13
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.1 Inspector de Tubería, Recipientes a Presión y Tanques Atmosféricos 13
. .
7.2 Inspector de Ensayos No Destructivos (NDT) 13
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8 RECOLECCIÓN DE LA DATA TÉCNICA 13
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.1 Historial de Mantenimiento 14
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2 Especificaciones Técnicas 14
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3 Identificación de Materiales 15
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.4 Características de la Instalación 15
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9 METODOLOGÍA PARA IDENTIFICACIÓN DE LAZOS
DE CORROSIÓN 16
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.1 Evaluación Preliminar 16
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.2 Estudio Particular de Cada Lazo 17
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10 MÉTODOS DE EVALUACIÓN, DIAGNÓSTICO, MONITOREO Y PRUEBA
SEGÚN LOS MECANISMOS DE FALLA 22
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.1 Consideraciones Generales 22
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11 APTITUD PARA EL SERVICIO 35
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11.1 Evaluación de Aptitud o Adecuación del Equipo y Estimación de la Vida
Remanente 35
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11.2 Análisis de Resultados 39
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12 DETERMINACIÓN DE LA FRECUENCIA DE INSPECCIÓN 39
. . . . . .
13 RESULTADOS DE LA INSPECCIÓN 42
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
13.1 Acciones Preventivas 42
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
13.2 Acciones Correctivas 43
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14 REGISTROS 46
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14.1 Requerimientos Generales del Informe Técnico 46
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14.2 Informe Técnico Preliminar 46
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14.3 Informe Técnico Final 47
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14.4 Otros Registros 48
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15 AUDITORÍA 49
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
16 ANEXOS 49
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVO
Establecer los lineamientos y procedimientos para la evaluación y monitoreo de
sistemas de líneas, equipos y estructuras civiles de instalaciones en servicio, con
el fin de determinar y analizar su nivel de integridad mecánica, para generar las
recomendaciones técnicas y acciones de mantenimiento necesarias, que
permitan asegurar la continuidad operacional de las instalaciones.
2 ALCANCE
Este procedimiento especifica las actividades de inspección a ser aplicadas en
sistemas de líneas, equipos estáticos y estructura civil de las instalaciones en
facilidades de Producción, Compresión de Gas, Refinerías, Plantas de Proceso
y Servicio, Patios de Tanques, Plantas de Generación Eléctrica, Sistemas de
Recuperación de Crudo de PDVSA, sus Filiales y Empresas Mixtas, mediante
la aplicación de técnicas y herramientas de inspección, basadas en los
lineamientos de normas PDVSA, Nacionales e Internacionales.
3 REFERENCIAS
La inspección en marcha de equipos estáticos se basará en códigos y Normas
Nacionales así como Internacionales. Donde sea necesario el uso de códigos,
prácticas o estándares Internacionales es responsabilidad del Equipo de Trabajo
asegurarse que los estatutos de las Normas Venezolanas sean aplicados si los
mismos resultasen más exigentes.
En caso de contradicciones, regirán los requerimientos de esta Norma.
Los códigos y especificaciones listadas a continuación deben constituir los
mínimos requerimientos.
3.1 Leyes Venezolanas
Decreto 638, Sección II, Artículo 10 “Normas sobre Calidad del Aire y Control de
la Contaminación Atmosférica”.
Decreto 883, Secciones III y IV, Artículos 10 y 12 “Normas para la Clasificación
y Control de la Calidad de los Cuerpos de Agua y Vertidos o Efluentes Líquidos”.
3.2 American Petroleum Institute – API
650 “Welded Steel Tanks for Oil Storage”.
560 “Fired Heaters for General Refinery Service”
573 “Inspection of Fired Boilers and Heaters”.
572 “Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums,
Reactors, Heat Exchangers, and Condensers)”.

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571 “Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in
the Refining Industry”.
570 “Piping Inspection Code Inspection, Repair,
Alteration, and Rerating of In–Service Piping
Systems”.
574 “Inspection Practices for Piping System Components
578 “Material Verification Program for New and Existing
Alloy Piping Systems”.
510 “Pressure Vessel Inspection Code: In–Service
Inspection, Rating, Repair, and Alteration”.
580 “Risk–Based Inspection”.
581 “Risk–Based Inspection Base Resource Document”.
598 “Valve Inspection and Testing”.
530 “Calculation of Heater–Tube Thickness in Petroleum
Refineries”
1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid
Pipelines”.
575 “Guidelines and Methods for Inspection of Existing
Atmospheric and Low–Pressure Storage Tanks”.
576 “Inspection of Pressure–Relieving Devices”.
653 “Tank Inspection, Repair, Alteration, and
Reconstruction”.
579 “Fitness–for–Service”.
1104 “Welding of Pipelines and Related Facilities”.
12R1 “Recommended Practice for Setting, Maintenance,
Inspection, Operation and Repair od Tanks in
Production Service”.
530 “Calculation of Heater–Tube Thickness in Petroleum
Refineries”.
14 E “Recommended Practice for Design and Installation of
Offshore Production Platform Piping Systems”.
12B “Specification for Bolted Tanks for Storage of
Production Liquids”.
12D “Specification for Field Welded Tanks for Storage of
12F “Specification for Shop Welded Tanks for Storage of
620 “Design and Construction of Lorg, Welded, Low
Piessure Storage Tanks”.

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5L “Specification for Line Pipe”.
14B “Petroleum and Natural Gas Industries Subsurface
Safety Valve Systems Design, Installation and
Redress.
14H “Recommended Practice for Installation,
Maintenance and Repair of Surface Safety Valves and
Underwater safety Valves off Shore”.
2X “Recommended Practice for Ultrasonical Magnetic
Examination of Off Shore Structural Fabrication and
Guidelines for Qualification of Technicians”.
3.3 American Society of Mechanical Engineers – ASME
B 16.5 “Pipes Flages and Flanged Fittings NPS 1/2 Through
NPS 24 Metric / Inch Standard”.
B 16.47 “Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS
60 Metric / Inch Standard”.
B 31.3 “Process Piping”
B 31.4 “Pipeline Transportation Systems for Liquid
Hydrocarbons and Other Liquids”
B 31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”.
B 31.11 “Slurry Transportation Piping Systems”.
Sección VIII “Rules for Construction of Pressure Vessels”.
B31G “Manual for Determining the Remaining Strength of
Corroded Pipelines a Supplement to ASME B31 Code
for Pressure Piping”.
B16.34 “Valves–Flanged, Threaded and Welding End”.
31.8S “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”.
3.4 American Society for Nondestructive Testing – ASNT
ASNT–TC–1A “Recommended Practice”.
3.5 National Association of Corrosión Engineers –NACE
RP0296 “Guidelines for Detection, Repair and Mitigation of
Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure
Vessels in Wet H2S Environments Item No. 21078.
3.6 American Society For Testing and Materials – ASTM
A 53 “Standard Specification for Pipe, Steel, Black and
Hot–Dipped, Zinc Coated, Welded and Seamless”.

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A 106 “Standard Specification for Seamless Carbon Steel
Pipe for High--Temperature Service”.
A 381 “Standard Specification for Metal--Arc--Welded Steel
Pipe for Use with High Pressure Trasmission
Systems”.
3.7 Petróleos de Venezuela - PDVSA
HG--251 “Criterios de Diseño de Soportes para Tuberias”.
IR--E--01 “Clasificación de Áreas”.
IR--S--06 “Manejo del Cambio”.
IR--S--17 “Análisis de Riesgos del Trabajo”.
MM--02--01--02 “Gestión de Avisos de Mantenimiento”.
MM--02--02--03 “Gestión de Ordenes de Mantenimiento Ordinario”.
MR--02--17--05 “Procedimientos de Trabajo”.
MR--02--15--06 “Programa de Inspección Basada en Riesgo (IBR)”.
PI--04--05--04 “Recuperación de Bridas”.
PI--07--05--04 “Reparaciones a Gasoductos y Oleoductos”.
PI--07--05--06 “Instalació de Camisa a Tubería Con Fuga”.
PI--08--07--01 “Vávulas de Seguridad, Seguridad--Alivio”.
SI--S--13 “Normativa Legal En Seguridad, Higiene y Ambente
(SHA)”.
4 DEFINICIONES
4.1 Componentes
Todo elemento que compone un equipo, o tubería como boquillas, bridas, codos,
tees, reducciones válvulas, entre otros.
4.2 Desviación Operacional
Operación de un equipo o línea a una condición diferente de los valores de
operación para los cuales fue diseñado.
4.3 Equipo de Trabajo
Es el equipo multidisciplinario conformado por Confiabilidad, Corrosión y
Materiales Inspección de Equipos, Ingeniería de Planta, Operaciones, Ingeniería
de Procesos, Mantenimiento para la ejecución de la inspección en marcha.
4.4 Equipos Estáticos
Son todos aquellos equipos de procesos, tanques, recipientes y líneas que
manejan, contienen y transportan fluidos presurizados y no presurizados.

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4.5 Espesor de Retiro
Es el mínimo espesor que debería tener un equipo, tubería o componente para
resistir las condiciones de cargas mecánicas impuestas por el servicio y/o diseño.
Este espesor es calculado mediante las ecuaciones determinadas en los códigos
o normas aplicables al equipo en referencia.
4.6 Estructura
Es el conjunto de elementos resistentes, convenientemente vinculados entre sí,
que accionan y reaccionan bajo los efectos de las cargas. Su finalidad es resistir
y transmitir las cargas de equipos estáticos a los apoyos, sin sufrir deformaciones
incompatibles.
4.7 IBR
Es una metodología estática (foto), aplicable a recipientes y tuberías basado en
criterios de riesgos derivados de la practica API--RP--580, que permite optimizar
los planes de inspección asociados a las paradas de planta
4.8 Inspección en Marcha
Inspección de sistemas de líneas, equipos y estructuras en operación.
4.9 Lazo de Corrosión
Es una metodología dinámica aplicable a recipientes y tuberias basada en
criticidad, que permite predecir y prevenir la ocurrencia de fallas y optimizar los
planes de inspección y mantenimiento, así como de proceso y operación. La
metodología busca seccionar la planta en lazos o bloques que posean similares
características en cuanto a: Condiciones de operación, mecanismos de
degradación y materiales de construcción.
4.10 Mecanismo de Falla
Fenómeno que induce cambios negativos micro y/o macro en las condiciones del
material que son dañinos para dichas condiciones o sus propiedades mecánicas.
Los mecanismos de falla son usualmente ascendentes, acumulativos e
irreversibles.
4.11 Monitoreo
Seguimiento de variables operacionales para de determinar la presencia de
mecanismos de degradación que afecten la integridad mecanica en líneas y/o
equipos con el fin de ejecutar planes de acción y minimizar los riesgos
operacionales existentes.

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4.12 Plan Selectivo
Es la planificación de inspeccionar sistemas de líneas y equipos en función del
comportamiento de la variable SILCO. Contiene información de los
componentes, puntos y posiciones de las líneas y/o equipos a ser
inspeccionados, así como de las facilidades de inspeccion requeridas.
4.13 Prioridad Alta
Actividades de mantenimiento que se deben ejecutar cuando los mecanismos
de falla presentes en equipos estáticos, pueden dar lugar a pérdidas severas de
producción y/o a un impacto serio en seguridad y ambiente.
4.14 Prioridad Baja
de falla presentes en equipos estáticos, no den lugar a una pérdida inmediata de
producción o no produzcan un impacto serio en seguridad y ambiente.
4.15 Prioridad Media
de falla presentes en equipos estáticos, pueden dar lugar a una pérdida menor
de producción o un impacto serio en seguridad y ambiente.
4.16 Prioridades de Ejecución de Mantenimiento
Jerarquización de las actividades de mantenimiento requeridas para restaurar y
mantener la integridad del activo en función de su criticidad.
4.17 Puntos de Control
Ubicación en un equipo, tubería o componente donde se efectuarán mediciones
periódicas. Esta ubicación se determina en función de los efectos esperados por
el servicio tales como corrosión, velocidad, turbulencia, erosión, entre otros.
4.18 Sistema de Inspección y Lazos de Corrosión (SILCO)
Es una filosofía de trabajo que integra las metodologías de Lazos de Corrosión
e Inspección Basada en Riesgo (IBR) con el Sistema de Inspección en Marcha
(SIEM) para diseñar y llevar a cabo planes selectivos óptimos de inspección de
líneas de proceso y equipos estáticos en servicio, mediante la aplicación de
ensayos no destructivos (visual, ultrasonido, rayos X, entre otros) en lugares
previamente seleccionados, denominados puntos de control. También realiza un
seguimiento al comportamiento de las variables operacionales específicas que
afectan a la degradación por corrosión u otros mecanismos de deterioro en los
equipos y líneas contenidos dentro de un lazo, mediante el monitoreo continuo.

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4.19 Sistemas de Recuperación de Crudo
Son sistemas que permiten la extracción (primaria o secundaria) de un
porcentaje de crudo existente en un yacimiento.
4.20 Variable SILCO
Son variables operacionales que producen la corrosión en los materiales de las
líneas de proceso y equipos, ejemplo de ellos son: Ácidos, agua, bases fuertes,
temperatura, sales, cloruros, PH, entre otros. que incrementa la taza de corrosión
e influye sobre la integridad mecanica de los sistemas, a la cual se le establece
un rango para su monitoreo.
4.21 Vida Remanente
Tiempo estimado en el que un equipo, tubería o componente puede continuar
operando en condiciones seguras. Usualmente este tiempo se determina en
función de cuando el equipo, tubería o componente, alcance el espesor de retiro.
5 CONFORMACIÓN DE EQUIPO DE TRABAJO CON
DEFINICIÓN DE ROLES Y RESPONSABILIDADES
Esta metodología requiere la participación de un equipo multidisciplinario,
conformado por Ingenieros de Planta, Corrosión y Materiales, Procesos,
Inspector de Equipos, Confiabilidad y Personal de Operaciones, para la
consolidación, validación y análisis de la información. Los miembros del equipo
y sus responsabilidades se detallan a continuación:
5.1 Líder del Equipo Multidisciplinario
5.1.1 Responder ante la Gerencia Técnica por el desarrollo del estudio.
5.1.2 Definir el equipo multidisciplinario encargado de suministrar información para la
elaboración del estudio. Este grupo debe estar conformado por el Ingeniero de
Procesos, el Jefe de Operaciones, el Ingeniero de Planta, Ingeniero de Corrosión
y Materiales y el Inspector de Equipos de la Instalación respectiva.
5.1.3 Servir de enlace entre el equipo multidisciplinario y el Grupo encargado de la
consolidación de la información requerida para el estudio, definiendo las
prioridades y requerimientos de cada parte.
5.1.4 Establecer los límites de los circuitos, es decir, hasta donde deben estar bajo
control de SILCO.
5.1.5 Seleccionar los puntos de control para cada uno de los circuitos bajo control de
SILCO.

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5.2 Ingeniería de Procesos
5.2.1 Determinar conjuntamente con la Sección de Corrosión y Materiales las plantas
y sus circuitos de tuberías que deben estar bajo control de inspección en marcha.
5.2.2 Suministrar los límites operacionales actualizados de funcionamiento de las
Unidades, así como las consecuencias de desviaciones sobre estos límites. De
igual forma, deberán dar soporte a la información suministrada por Operaciones,
de ser requerido.
5.2.3 Informar a Inspección de Equipos Estáticos e Ingeniería de Corrosión y
Materiales de los cambios que puedan originarse en la configuración física de los
circuitos controlados por motivo de proyectos nuevos, reemplazos, entre otros.
5.3 Inspección de Equipos
5.3.1 Ubicar en los archivos de inspección de los equipos estáticos de la Instalación el
consolidado de las intervenciones de mantenimiento realizadas. Esto incluye:
Inspecciones realizadas; Reparaciones ejecutadas (en Paradas de Planta y/o en
Operación Normal de la Instalación); Identificación de Equipos y Líneas Críticas
para el proceso de la Instalación, Estudios y evaluaciones realizadas a la
Instalación por entes internos como INTEVEP y/o agentes externos como
Consultoras y otras empresas de inspección externa.
5.3.2 Seleccionar y efectuar los ensayos no destructivos que apliquen.
5.3.3 Elaborar y emitir los informes de inspección con sus respectivas
recomendaciones.
5.3.4 Recopilar los datos sobre la condición y el histórico de los activos identificados
en el estudio. Esta persona es generalmente responsable por implementar el plan
de inspección recomendado, establecido como resultado de la evaluación de la
IBR o SILCO.
5.4 Ingeniería de Planta
5.4.1 Suministrar los Diagramas de Flujo (PFD) y los Diagramas de Instrumentación
y Tuberías (PID), actualizados de la Instalación involucrada, así como la
información actualizada de las fichas técnicas de los equipos que conforman la
misma.
5.4.2 Transmitir la información sobre Proyectos y otros cambios mayores a mediano
y/o largo plazo en la Instalación, de manera de ser considerada en los análisis a
desarrollar.
5.4.3 Informar a Ingeniería de Corrosión y Materiales de cualquier cambio en la
configuración física de los circuitos de tuberías de las unidades, a fin de hacer las
revisiones y actualizaciones necesarias.

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5.4.4 En los casos donde aplique, el ingeniero de planta o de ingeniería de
instalaciones (equipos estáticos) se encargará de diseñar los elementos de
reparación temporal en líneas, tales como: grapas, cápsulas, refuerzos, cuando
se recomiende su uso.
5.5 Operaciones
5.5.1 Suministrar el Manual de Operación de la Instalación, el cual consta de:
Información del Proceso, Información de Seguridad, Información Ambiental,
Modos de Operación Normal, Listado de Equipos y Servicios Auxiliares.
5.5.2 Suministrar la siguiente información: Problemas recurrentes en la Instalación;
Identificación de Equipos y Líneas Críticas para el proceso de la Instalación y/o
Estudios realizados a la Instalación por entes internos como INTEVEP y/o
agentes externos como Consultoras.
5.5.3 Emitir los permisos de trabajo para la inspección, solicitados por el inspector
responsable de la actividad.
Es responsabilidad de la Gerencia de Operaciones:
5.5.4 Velar por el cumplimiento de este procedimiento en la instalación bajo su
custodia.
5.5.5 Asignar los recursos necesarios para la ejecución de los estudios de integridad
mecánica a realizarse.
5.6 Gerencia Técnica
5.6.1 Asesorar al equipo multidiciplinario sobre el estudio de integridad mecánica en
cuestión.
5.6.2 Recibir el requerimiento por parte de la Gerencia de Operaciones para la
realización de los estudios de integridad mecánica en la Instalación que se trate.
5.6.3 Asegurar la realización de los estudios de integridad mecánica en la Instalación
que se trate.
5.6.4 Definir el tipo de recurso humano a utilizar, suministrar el espacio físico y
hardware necesario.
6 ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD
6.1 Los trabajos de inspección deben considerar las precauciones de seguridad
antes de iniciarlos. Las precauciones de seguridad deben ser tomadas antes de
que cualquier línea o equipo sea abierta y antes de que algunos tipos de
inspección externa sea desarrollada. En los casos en los cuales una línea o

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equipo deba ser abierto, se aislará de todas las fuentes de sustancias, gases,
vapores, líquidos, que puedan causar daño al personal.
6.2 Está prohibido el uso de la prueba de martillo o herramientas abrasivas (limas o
esmeriles) en tuberías o equipos presurizados.
6.3 Todo trabajo de inspección debe ser realizado cumpliendo los lineamientos de las
normas de seguridad de la Corporación, con especial atención en las normas
PDVSA IR–S–17 “Análisis de Riesgos del Trabajo” y MR–02–17–05
“Procedimientos de Trabajo”, relacionadas con los riesgos y procedimientos de
trabajo para el ingreso a espacios confinados, manejo de productos químicos,
trabajos en altura, equipos básicos de protección personal, excavaciones, entre
otros, que exija la actividad a desarrollar.
7 CALIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DEL PERSONAL DE
INSPECCIÓN DE EQUIPOS
7.1 Inspector de Tubería, Recipientes a Presión y Tanques
Atmosféricos
La Organización de Inspección de Equipos deberá formar personal calificado
para conducir el proceso de inspección de sistemas de tuberías, recipientes a
presión y tanques atmosféricos tomando como referencia los lineamientos
establecidos en los estándares de la Empresa y normas Internacionales tales
como la API 510, 570 y 653. El inspector deberá cumplir por lo menos con uno
de los siguientes requisitos:
7.1.1 Título de Ingeniero o TSU, con mas de un (01) año de experiencia en actividades
de supervisión, o dos (02) años desarrollando actividades de inspección.
7.1.2 Personal con un mínimo de ocho (08) años de experiencia en el diseño,
construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tuberías, de los
cuales deben ser (01) año de experiencia en la supervisión y dos (02)
desarrollando actividades de inspección.
7.2 Inspector de Ensayos No Destructivos (NDT)
La Organización de Inspección de Equipos deberá formar personal calificado
para la aplicación e interpretación de los ensayos no destructivos, tomando como
referencia los lineamientos establecidos en los estándares de la Empresa y
normas Internacionales según lo establecido en la norma ASNT–TC–1A.
8 RECOLECCIÓN DE LA DATA TÉCNICA
La Organización de Inspección deberá crear una base de datos por activo, que
permita mantener un historial de las inspecciones realizadas como parte del
proceso de diagnóstico.

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Antes de iniciar la inspección el equipo de trabajo deberá documentarse haciendo
una revisión de los antecedentes (reportes) del equipo, revisando los archivos e
informes emitidos en inspecciones anteriores, con el propósito de prestar
atención especial a los componentes que tienen más tiempo en servicio y a los
que hayan sido reparados con anterioridad.
En la recolección de la data el responsable de la inspección deberá verificar que
los activos que conforman la instalación a evaluar estén cargados en SAP–PM
(System Application and Product – Plant Maintenance). En caso de no estar
cargado, deberá hacer la solicitud a Ingeniería de Planta de acuerdo a la
especialidad del equipo.
8.1 Historial de Mantenimiento
Previo a la inspección, se debe investigar el historial de los equipos, líneas y
sistema de líneas como parte del proceso de recolección de data para el análisis.
Al respecto se destacan los siguientes:
– Fecha de fabricación e instalación.
– Número de reparaciones generales.
– Fecha de la última reparación general.
– Tiempo de servicio de la tubería instalada.
– Componentes reparados.
– Número de tubos taponados.
– Instalación de origen y destino.
– Fecha original del tendido.
– Registro de reparaciones temporales.
– Registro de reemplazos efectuados, entre otros.
8.2 Especificaciones Técnicas
Se deberá recopilar la información necesaria para así llevar a cabo la inspección.
Esta información debe constar de:
a. Diseño
– Presión de diseño.
– Temperatura de diseño.
– Presión de prueba.
b. Operación
– Presión de trabajo.
– Temperatura de trabajo.
– Tipo de fluido que maneja.

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– Composición química del fluido o en su defecto verificar la presencia de
componentes agresivos tal como CO2, H2S, arena o cualquier elemento que
incida en la aceleración del proceso corrosivo.
c. Datos técnicos del equipo
– Serial, fabricante, código de diseño e identificación del equipo.
– Estampe.
– Especificaciones del material del equipo y sus piezas.
– Haz, material, dimensiones, número de tubos.
– Sobre espesor de corrosión y espesores mínimos permisibles.
– Número de pases del equipo.
– Especificación de la tubería y del revestimiento original.
– Documentación de los sistemas de protección interna y externa.
– Planos.
– Se puede incluir cualquier dato disponible que sea de interés para el análisis.
8.3 Identificación de Materiales
Es obligatorio disponer de un registro de los materiales de construcción de los
equipos y sistemas de líneas. De no existir la certificación de los materiales de
construcción, se pueden aplicar las siguientes metodologías de verificación:
8.3.1 Análisis metalúrgico para la identificación del tipo de material.
8.3.2 Programa de verificación en los sistemas de tubería según las metodologías
establecidas en la práctica recomendada API 578.
8.4 Características de la Instalación
8.4.1 Se debe conocer los sistemas, subsistemas y componentes así como el impacto
operacional asociado. Para ello es necesario que el equipo que interviene en la
evaluación, disponga de los manuales y procedimientos operacionales, de ser
necesario Operaciones de Planta e Ingeniería de Proceso deben servir como
facilitador para conocer sobre:
– Sistemas y subsistemas que conforman la instalación.
– Clasificación de sistemas y subsistemas con relación a impacto operacional
asociado.
– Programa de mantenimiento preventivo.
– Planes y compromisos operacionales.
– Proyectos de Ingeniería en desarrollo o por desarrollar.
– Sistemas alternos operacionales.
– Otras Instalaciones asociadas con la instalación a evaluar e impacto a
terceros.

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– Otras Instalaciones de Servicios asociadas a la instalación a evaluar.
– Procedimientos de seguridad operacional, planes de contingencia, políticas
de seguridad.
8.4.2 Se deben identificar los equipos involucrados en el proceso de la instalación
desde el punto de vista de diseño, construcción, reparación y limitaciones de
funcionamiento y planes de mantenimiento previstos. Para esta identificación es
necesario conocer las normativas de diseño, construcción, reparación que
aplican para cada caso para considerar en el análisis de la evaluación. En el
Anexo A se presenta un resumen sobre las normas asociadas al diseño,
inspección, reparación y mantenimiento de los equipos estáticos más comunes
que intervienen en las instalaciones petroleras.
9 METODOLOGÍA PARA IDENTIFICACIÓN DE LAZOS DE
CORROSIÓN
9.1 Evaluación Preliminar
9.1.1 Resumen del Proceso y Objetivo de la Instalación
De acuerdo al punto 8 (recolección de la data técnica).
9.1.2 Recopilación y Análisis de Diagramas de Instrumentación y Tuberías (PID)
Ingeniería de Planta debe suministrar los Diagrama de Flujo de Proceso (PFD)
de Instrumentación y Tuberías (PID) de la Instalación de proceso respectiva.
Deben ubicarse los procesos principales de la instalación descritos en el Manual
de Operación, dentro de los PFD y los PID respectivos, resaltándolos en copia
de los mismos. Dichos documentos (Manual de Operación, PFD’s y PID’s), deben
concordar en cada detalle. Debe diferenciarse en los PID, las líneas y/o equipos
correspondientes a los procesos principales de la instalación, de las líneas y/o
equipos de servicios (elementos que manejan fluidos que permiten el
mantenimiento de los procesos principales de la instalación, pero que no forman
parte de los productos finales de la misma, por ejemplo: agua de enfriamiento.
En caso de que alguna instalación no cuente con la información descrita, se debe
desarrollar la misma.
9.1.3 Materiales de Construcción
9.1.4 Condiciones Operacionales

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9.1.5 Mecanismos de Degradación
Deben determinarse los mecanismos de degradación y/o pérdida de material o
propiedades mecánicas de los elementos mecánicos que conforman la
instalación, así como su ubicación dentro de la misma. Información sobre estos
mecanismos específicos para una instalación, puede ubicarse en el Manual de
Operación de la misma, así como en referencias técnicas de corrosión como
Handbook de Corrosión o de Materiales, Informes de INTEVEP, entre otros. Ver
Tabla 2 de esta norma.
9.1.6 Selección Preliminar de Lazos
Basándose en la información disponible, se propondrán los lazos de corrosión de
la instalación. Estos sistemas consisten en bloques conformados por líneas y
equipos de proceso que poseen similares condiciones de operación, materiales
de construcción y por ende, similares mecanismos de degradación. El Ingeniero
Líder presentará ante el equipo multidisciplinario, los lazos propuestos.
9.2 Estudio Particular de Cada Lazo
Para cada Lazo definido, se deben cumplir los siguientes requerimientos:
9.2.1 Diagrama de Flujo del Lazo
Es imprescindible preparar un esquema sencillo de las entradas, salidas y
ubicación de los elementos mecánicos que conforman al Lazo. Es necesario
colocar un resumen esquematizado de la metalurgia de líneas y equipos
estáticos de proceso.
9.2.2 Líneas de Proceso Asociadas al Lazo
Cronológicamente deben efectuarse los siguientes ejercicios sobre las líneas de
proceso del Lazo respectivo:
a. Crear el listado de líneas de Proceso del Lazo
En este listado se incluyen en orden desde entradas al Lazo hasta sus salidas,
la identificación de la línea (TAG en PID u otra forma de identificación), lugar de
origen y destino, especificación de material, diámetro, espesores de pared
nominal, servicio específico (nombre del fluido) y si posee o no aislamiento
térmico.
b. Análisis de Historial de Fallas de las Líneas de Proceso del Lazo
Para el análisis de historial de fallas de las líneas de proceso del lazo se debe
recopilar cronológicamente la información asociada a reportes de inspección en
operación normal y en reparación general y/o parcial, resultados de
investigaciones especializadas, y cualquier otro tipo de fuente de información
asociada al historial de falla de las mismas. A manera de ejemplo se muestra en
el Anexo B un formato para introducir datos asociados al historial de fallas de
líneas.

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c. Análisis de Criticidad de las líneas de Proceso del Lazo
Para el análisis de criticidad de la líneas de proceso del lazo se recomienda seguir
la evaluación de criticidad mostrada en el formato indicado en el Anexo C, la cual
está basada en análisis de criticidad de API–581 Nivel I. El llenado de esta
encuesta requiere de información de campo, análisis de historial de fallas y
manejo de normas, para lo cual se recomienda seguir su instructivo de llenado
(ver Anexo C). Los resultados de este análisis se ubican en una matriz como la
descrita en la Tabla 1, la cual permite establecer comparaciones cuantitativas
entre las líneas de proceso que conforman un lazo, y sirven de sustento para la
toma de decisiones sobre la inclusión/exclusión de la misma en el SILCO. El valor
del factor de criticidad obtenido para una línea, debe incluirse en el listado de
líneas de proceso del lazo.
d. Matriz de Criticidad
Un ejemplo de matriz de criticidad para líneas de proceso se muestra en la Tabla
1.
TABLA 1. MATRIZ DE CRITICIDAD PARA LÍNEAS Y EQUIPOS DE PROCESO DE
LAZO
Consecuencia de Falla
Baja
0,9
Media
0,7
Alta
0,6
tibilidad
a
Deficiente 0,5 0,5 0,4 0,3 Factor de
Criticidad
redictib
e
Falla
Regular 0,7 0,6 0,5 0,4
Pre
de
Buena 0,9 0,8 0,6 0,5
Muy Buena 1,0 0,9 0,7 0,6
9.2.3 Equipos de Proceso Asociados al Lazo
Cronológicamente deben efectuarse los siguientes ejercicios sobre los equipos
de proceso del Lazo respectivo:
a. Crear el Listado de Equipos de Proceso del Lazo
En este listado se incluye la identificación del equipo, descripción, componente
involucrado en el lazo, especificación de materiales del componente,
temperaturas y presiones de operación y diseño.

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b. Análisis de Historial de Fallas de los Equipos de Proceso del Lazo
Para el análisis de historial de falla de los equipos de proceso del lazo se debe
recopilar cronológicamente la información asociada a reportes de inspección en
operación normal y en reparación general y/o parcial, resultados de
investigaciones especializadas, y cualquier otro tipo de fuente de información
asociada al historial de falla de los mismos. A manera de ejemplo se muestra en
el Anexo D un formato para introducir datos asociados con el historial de fallas
de equipos.
c. Análisis de Criticidad de los Equipos de Proceso del Lazo
Siguiendo la misma metodología que el análisis de criticidad para las líneas de
proceso del lazo, descrita en el punto 9.2.2, los resultados de este análisis se
ubican en una matriz como la descrita en la Tabla 1, la cual permite establecer
comparaciones cuantitativas entre los equipos de proceso que conforman un
lazo, y sirven de sustento para la toma de decisiones sobre la inclusión/exclusión
de la misma en el SILCO. El valor de factor de criticidad obtenido para una línea,
no se incluye en el listado de equipos de proceso del lazo.
d. Matriz de Criticidad
Un ejemplo de matriz de criticidad para equipos de proceso se muestra en la
Tabla 1 .
9.2.4 Definición de Ventanas Operacionales Precursoras de Degradación
Se determinan los principales mecanismos de degradación y/o pérdida de
material o propiedades mecánicas de los elementos mecánicos que conforman
el lazo, así como su ubicación en el mismo.
Definidos los mecanismos precursores de corrosión, se hace necesario la
creación de mecanismos de monitoreo, cuyo comportamiento permitirá inferir la
aceleración o no de procesos corrosivos en el lazo. Estos indicadores de Control
de Corrosión o “Ventanas SILCO”, deberán estar bajo monitoreo continuo con la
frecuencia que se considere necesaria.
La Ventana SILCO definirá rangos recomendados de operación de la Unidad de
Proceso para evitar la pérdida agresiva de material y/o propiedades mecánicas
de los equipos que la conforman. Los rangos límites de estas Ventanas SILCO
deben ser producto de las experiencias y conocimientos del equipo
multidisciplinario SILCO. Deben listarse los TAG’s de los instrumentos de
medición en la Unidad de Proceso, o de los análisis de laboratorio
correspondientes a la Ventana SILCO que se trate, junto con sus rangos
recomendados y consecuencias en caso de desviaciones.

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9.2.5 Diseño de Plan Selectivo de Inspección
El Plan Selectivo de Inspección comprende la verificación de la integridad
mecánica de los componentes del lazo, estableciendo frecuencias de inspección
que dependen de la criticidad de los mismos. Esta etapa comprende
cronológicamente, varias fases.
a. Selección de Líneas a Incluir en el Programa SILCO
Basado en los resultados del análisis de criticidad, en el historial de fallas y en las
recomendaciones del equipo multidisciplinario, se realiza la selección de las
líneas a monitorear por SILCO.
b. Selección de Esquemáticos
Definidas las líneas a ser incluidas en SILCO, es necesario preparar un
mecanismo para ubicar con facilidad los puntos de control a inspeccionar en las
líneas especificadas. Los esquemáticos o isométricos de control, cumplen esta
función, los cuales son dibujos referenciales de una o varias líneas de proceso
a tener en seguimiento.
c. Inspección Visual y Levantamiento de Esquemáticos
Los isométricos de control deben contar como mínimo con lo siguiente:
– Servicio (líquido, gas).
– Presión y temperatura de diseño.
– Presión y temperatura de operación.
– Presión de prueba hidrostática (donde aplique).
– Diámetros (donde aplique).
– Espesor nominal y de retiro (donde aplique).
– Material.
– Aislamiento (donde aplique).
– Planos de referencia.
d. Definición de Tipo de Inspección y Facilidades
Se debe determinar si se requiere de la utilización de andamios (su altura en caso
de ser positivo), y si se requiere retirar aislamiento térmico (su tipo en caso de ser
positivo), en las diferentes secciones del isométrico de control.
e. Selección de Puntos de Control
El Ingeniero Líder designará los puntos de control que considere necesarios en
los Isométricos de Control. Para ello, se apoyará en API 570 Sección V, en el
equipo multidisciplinario y en su experiencia.

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f. Cálculo de Frecuencias de Inspección para Líneas
Cada uno de los componentes del lazo, requiere de inspecciones internas y
externas con una frecuencia que depende de su criticidad:
– Líneas Incluidas en SILCO: La frecuencia de Inspección (F.I) se determina por
la siguiente expresión: F.I = V.Umin. x Fc; donde V.Umin. corresponde a la
mínima vida útil calculada para la sección más crítica de la línea de proceso
(de mayor rata de corrosión detectada); y Fc corresponde al factor de criticidad
de la línea obtenido de los Análisis de Criticidad (ver Anexo C). Por su parte,
V.U.min. se calcula a partir de la expresión: V.Umin. = (Eactual –
Eretiro)/(Rcmax); donde Eactual se refiere al espesor medido a tiempo actual,
Eretiro corresponde al espesor de retiro que aplique en la línea de proceso, y
Rcmax la rata de corrosión máxima detectada históricamente en la línea de
proceso (en caso de no poseer este valor, puede tomarse como referencia
Rcmax de otras unidades similares o por bibliografía, como base de inicio).
– Líneas No Incluidas en SILCO: Se recomiendan sean inspeccionadas con la
frecuencia recomendada por API–570 Sec.VI. para Inspecciones Visuales,
Medición de Espesores y Verificación de Corrosión Bajo Aislamiento Térmico
(cuando aplique).
g. Análisis y selección Particular de Equipos
Para el caso de los equipos de proceso, el análisis y selección de los
componentes a ser incluidos en SILCO debe ser realizado por el equipo
multidisciplinario. Las frecuencias de inspección estarán definidas como:
– Equipos Incluidos en SILCO: La frecuencia y extensión de inspección se
recomienda sea determinada.
– Equipos No Incluidos en SILCO: Se recomiendan sean inspeccionados con la
frecuencia recomendada por API–510 Sección VI. para Inspecciones
Visuales, Medición de Espesores y Verificación de Corrosión Bajo Aislamiento
Térmico (cuando aplique).
h. Plan Selectivo de Inspección
Finalmente, definidos los equipos de proceso a incluir en SILCO, se establecen
las condiciones que regirán el Plan Selectivo de Inspección cuando existan
desviaciones de relevancia en las Ventanas SILCO correspondientes a cada
lazo. Cuando alguna de las Ventanas SILCO se encuentre fuera de rangos
recomendados un número de veces superior al Contador, se considera en
régimen de alarma SILCO y se activa el proceso de análisis para definir un Plan
Selectivo de Inspección, teniendo en cuenta en primer término las líneas del lazo
que cumplan con los siguientes criterios:
– Vida útil menor a 10 años.
– Velocidad de corrosión mayor a 10mpy.
– Número de inspecciones mayor a 4.

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10 MÉTODOS DE EVALUACIÓN, DIAGNÓSTICO, MONITOREO
Y PRUEBA SEGÚN LOS MECANISMOS DE FALLA
10.1 Consideraciones Generales
Los diferentes tipos de inspección y revisión de los sistemas de líneas y equipos
están sujetos al análisis previo realizado por el cuerpo técnico que planifica la
inspección y que considera las circunstancias específicas de cada sistema a
evaluar, incluyendo consideraciones para:
10.1.1 Inspección visual
Esta deberá ser desarrollada para determinar los métodos de ensayo a ser
aplicados con base a las condiciones físicas de equipos, aislamiento, estado de
la pintura de revestimiento, evaluar signos de desalineamiento, evidencia de
desgaste por vibración en apoyo de soporte, fugas, procesos corrosivos,
fractura, deformaciones, defectos, diseños, construcciones inadecuadas, y
todos aquellos puntos de inspección visual contemplados en las normas
corporativas.
a. Sistemas y Equipos Aislados Térmicamente
Se debe tener especial atención en sistemas de tuberías y equipos aislados
térmicamente y donde la temperatura esté en un rango de operación entre –25°F
a 250°F o servicio intermitente donde el material sea Acero al Carbono. Para el
caso de los aceros inoxidables austeníticos se deben considerar aquellos que
operen en un rango de temperatura de 150°F a 400°F. Las áreas donde exista
condensación deben ser consideradas dentro del plan de inspección visual, así
como otras que el equipo planificador de la inspección determine.
La conducción de la inspección visual debe considerar previamente aquellas
situaciones donde el sistema o equipo requiera facilidades para la inspección.
b. Fugas
La inspección visual debe considerar la presencia de fugas que puedan causar
daños al personal, paradas no programadas o ser fuente de incendios. El
inspector deberá prestar cuidadosa atención en las juntas bridadas,
empacaduras, empaques y bonetes de válvulas, juntas de expansión y cualquier
otro elemento o accesorio que pueda propiciar una fuga.
Complementario a la inspección visual deben aplicarse otros métodos de
evaluación, que permitan determinar presencia de fugas en sistemas críticos,
como el uso de soluciones jabonosas apropiadas de acuerdo al material donde
se va a aplicar. Es admitido el uso de equipos de detección de fugas siempre y
cuando estos demuestren una sensibilidad acorde con el nivel de fuga esperado
en el sistema.

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c. Conexiones Roscadas y otros Accesorios
Se debe considerar en la inspección los elementos roscados para determinar: 1)
si cumplen con el rating de diseño, 2) si están instalados de acuerdo a las
especificaciones técnicas de diseño, 3) si su condición física está apta para
servicio, 4) si están soportados adecuadamente.
El ajuste de pernos con líneas presurizadas es únicamente recomendado cuando
se toman medidas para evitar: 1) que el apriete de un perno afloje el perno
adyacente, 2) que un perno pueda ceder o fallar bajo carga y 3) que el apriete
de un lado pueda causar deflexión de las áreas opuestas o adyacentes a él.
Nota: Las conexiones roscadas que presenten fugas no deben ser ajustadas
mientras el sistema esté en servicio o bajo presión.
d. Conexiones Bridadas
El inspector deberá revisar que el rating de las bridas cumpla las condiciones de
temperatura y presión donde están instaladas, según lo indique la especificación
de fabricación (ASME o ASTM). Los pernos deberán extenderse completamente
a través de las tuercas y estar uniformemente distribuidos.
En caso de existir daños por corrosión en el ala, entre bridas, en pernos, tuercas
y/o cuello, el inspector deberá proceder de la siguiente manera:
1. Los daños de corrosión en el ala o cuerpo de la brida deben ser evaluados
para determinar la integridad del componente apoyándose en los criterios
de fabricación dados en el ASME B16.5 hasta bridas de 24 pulg, y en bridas
de 26 hasta 60 pulg en el ASME B16.47; así como, en lo establecido como
referencia en la norma PDVSA PI–04–05–04.
2. Las uniones bridadas en las cuales los pernos o espárragos y tuercas
afectados por corrosión con desgaste deben ser consideradas para su
reemplazo durante la parada. En los casos donde las condiciones
operacionales limiten una parada se deberá incluir un análisis de ingeniería
que determine la integridad de la junta en servicio.
3. En uniones bridadas donde exista ausencia de pernos o espárragos y
tuercas debe ser solicitada su instalación con el sistema despresurizado.
En caso de no ser posible la instalación del elemento por limitaciones
operacionales, se deberá solicitar el análisis de integridad al Departamento
de Ingeniería.
e. Válvulas
Cuando estén expuestas a condiciones cíclicas de temperatura (por ejemplo
unidades de reformación catalítica y limpieza con vapor) se debe considerar la
revisión periódica, determinada previamente por los especialistas que permita
identificar agrietamiento por fatiga térmica. En estos casos puede ser
recomendable la aplicación de métodos de inspección superficial.

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La inspección visual debe considerar la existencia de fugas por sellos, prensa
estopa, uniones bridadas y daños por corrosión.
Es necesario el uso de ensayos no destructivos para determinar:
1. Hermeticidad. Referido a la capacidad de la válvula para evitar que el fluido
salga al exterior.
2. Sello de compuerta o lengüeta.
3. Espesores. Las válvulas y sus componentes bridados están sujetos a los
esfuerzos que produce la presión interna, cargas mecánicas y cambios de
temperatura. Las válvulas también están sujetas a concentración de
esfuerzo por su configuración, por esta razón, en las zonas afectadas por
corrosión donde se evidencie pérdida de material se deberán evaluar los
espesores de pared, y analizar de acuerdo a los criterios establecidos en
el ASME B16.34, el cual indica que el mínimo espesor de pared permitido
es 1,5 veces el espesor del cilíndro al cual está conectada para un esfuerzo
de 7.000 psi, y sujeta a presión interna igual que la clase del rating de
presión de la válvula desde 150 hasta 2500 psi. Los requerimientos de
espesor de la válvula pueden ser tomados del ASME B16.34 y son
aproximadamente 0,1 pulgada mayor que el valor calculado.
4. Grietas. El inspector debe aplicar métodos superficiales de inspección
cuando se determine o sospeche la existencia de este tipo de defecto.
La Organización de Inspección deberá establecer un plan de diagnóstico sobre
las válvulas asociadas a sistemas y equipos críticos, así como un registro de
certificación de las válvulas de seguridad y la determinación de merma asociada
a fugas en sellos de válvulas mediante la aplicación de técnicas especializadas
de inspección. La Organización de Mantenimiento debe ser la responsable por
el cumplimiento del plan de mantenimiento preventivo (incluyendo el plan de
calibración) de las válvulas. El operador deberá reportar al inspector cualquier
anormalidad (fuga, rotura de vástago, desplazamiento de soporte, daño de
revestimiento, corrosión) observada en la válvula.
El inspector debe verificar que la válvula instalada cumpla con los requerimientos
de diseño en cuanto a materiales, ubicación, tipo, espaciamiento, temperatura y
presión.
f. Soldadura
Las juntas de soldadura en aceros al carbono y carbono–molibdeno que estén
expuestas a temperaturas iguales o mayores a 800 °F (426 °C) pueden sufrir
grafitización, en estos casos se deberá realizar una evaluación metalúrgica
(metalografía en sitio) para determinar su integridad.

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Para soldaduras de acero al carbono que estén expuestas a ambientes
propensos a agrietamiento, se deberá incluir una evaluación de dureza. En
algunos casos pudiera detectarse presencia de discontinuidades que resulten de
la soldadura original, en estos casos el análisis de inspección o de ingeniería
deberá realizarse para evaluar el impacto de la calidad de la junta en la integridad
del sistema. Este análisis puede contener una o mas de las siguientes
consideraciones:
1. Juicio o criterio del inspector.
2. Juicio de un inspector de soldadura certificado.
3. Juicio o criterio del ingeniero de tubería.
4. Análisis de ingeniería de aptitud para servicio.
Esto a su vez incluye lo siguiente:
– Criterios de aceptación de inspección durante la fabricación original,
extensión, magnitud y orientación de la imperfección, tiempo en servicio de la
junta soldada.
– Condiciones de diseño vs condiciones de operación, presencia de cargas
secundarias (cargas residuales y térmicas).
– Cargas que puedan producir fatiga (mecánicas y térmicas).
– Sistemas de tubería primarios y secundarios.
– Agrietamiento ambiental.
– Cargas por impacto o transitorias.
– Dureza de la soldadura.
En ocasiones la radiografía o ultrasonido pueden ser utilizados para profundizar
el diagnóstico de ser necesario.
g. Sistemas de Tubería
El cuerpo de la tubería deberá ser evaluado visualmente en toda su extensión
para determinar su integridad, la cual está relacionada con:
1. Condiciones del revestimiento. El inspector deberá reportar cualquier daño
del revestimiento (envejecimiento, desprendimiento, tizamiento, entre
otros).
2. Pérdida de metal. El inspector deberá evaluar mediante la aplicación de
ensayos no destructivos o chequeo dimensional directo de los daños por
corrosión, erosión o impacto mecánico considerando todas las variables
requeridas según el análisis de aptitud para servicio que contiene este
documento. En todo caso se deberá establecer la máxima presión
permisible de trabajo para la línea o equipo con base a la aplicación de
cálculos contenidos en los modelos matemáticos fijados en las normas de
aptitud para servicio, tales como API 579, 570 o ASME B31G.

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3. Consideraciones de aptitud para servicio. Ver sección 11 de aptitud para
servicio de este documento.
4. Distorsiones mecánicas. Está referido a la evaluación de condiciones
ocasionadas por fuerzas externas tales como pandeos, dobleces,
abolladuras, desalineamiento y diseños inadecuados.
5. Apoyos. El inspector deberá revisar la condición estructural de los apoyos
de las líneas, con especial atención en aquellas donde ocurra movimiento
por expansión y contracción, así como las acopladas a equipos rotativos y
verificar en los planos de construcción que los apoyos cumplan con las
especificaciones de diseño, alertando sobre aquellos puntos donde exista
un apoyo inadecuado para lo cual el inspector debe tomar en cuenta el
Manual de Ingeniería de Diseño de PDVSA.
El inspector debe revisar la zona de contacto entre la línea y el soporte, para
descartar desgaste por corrosión, desprendimiento, fractura, roce, entre otros.
6. Juntas de expansión. El inspector debe revisar la condición estructural de
estos elementos verificando la alineación, filtraciones, daños por corrosión
en los elementos de sujeción, apoyos, entre otros.
h. Tuberías Enterradas
A las tuberías que estén enterradas se les deberá revisar la condición del sistema
de protección catódica. En los casos donde la tubería no esté protegida se deberá
dar especial atención a las superficies o interfaces aire/terreno. El inspector
deberá revisar las condiciones del revestimiento, la parte desnuda y medir la
profundidad de picaduras. En caso de observarse corrosión el inspector deberá
considerar la posibilidad de solicitar se realice una excavación para evaluar los
espesores. En los casos donde no se observe revestimiento y daños por
corrosión, la línea se excavará de 6 a 12 pulg de profundidad para evaluar la
presencia de daños ocultos.
i. Recipientes a Presión
1. La evaluación en servicio de estos equipos se basará en lo establecido en
código API 510 y el Manual de Inspección PDVSA, Volumen 7, Recipientes
a Presión. El plan de inspección para este tipo de equipo deberá ser
desarrollado por el Inspector o el Ingeniero. Un especialista de corrosión
deberá ser consultado cuando exista la necesidad de establecer los
mecanismos de daño y especificar los lugares donde estos puedan ocurrir,
igualmente este especialista debe aportar sus recomendaciones cuando se
opere a elevadas temperaturas (mayores a 750°F).

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2. Los métodos y extensión de ensayos no destructivos aplicados deberán ser
evaluados para asegurar que estos puedan identificar de manera clara el
mecanismo y severidad del daño, en tal sentido el intérvalo de evaluación
debe considerar: 1) los tipos de daño, 2) la velocidad de deterioro, 3) la
tolerancia del equipo para el tipo de daño, 4) probabilidad de que el método
de ensayo no destructivo utilizado identifique el daño, 5) el máximo intérvalo
de inspección definido por los códigos y estándares.
3. El plan de inspección debe contener las tareas de inspección y los intérvalos
requeridos para el monitoreo de los mecanismos de daño previamente
identificados asegurando la integridad del equipo. Este plan deberá:
– Definir los tipos de inspecciones requerida (interna, externa).
– Programar la próxima inspección y el tipo de inspección.
– Describir las técnicas de ensayos no destructivos y la inspección.
– Describir la extensión y localización de la inspección y los ensayos no
destructivos aplicados.
– Describir los requerimientos de prueba en caso que aplique.
– Describir los requerimientos de limpieza necesarios para las inspecciones
y evaluaciones.
– Describir los requerimientos de reparación en caso de existir daños que lo
ameriten.
4. Los recipientes a presión pueden experimentar diferentes mecanismos de
daños los cuales se pueden agrupar de la siguiente manera:
– Grupo 1: Pérdida de metal local o general. Estas pueden ser causadas por
oxidación, corrosión inducida microbiológicamente, corrosión por ácido
nafténico, sulfidación, erosión, erosión–corrosión.
– Grupo 2: Agrietamiento. Estas pueden ser ocasionadas por: fatiga,
corrosión bajo tensión, esfuerzo bajo ambiente H2S, hidrógeno.
– Grupo 3: Microfisuras. Producidas por hidrógeno a altas temperaturas,
termofluencia (creep).
– Grupo 4: Cambios metalúrgicos. Producidos por precipitación de carbono,
desgrafitización y endurecimiento por temperatura.
– Grupo 5: Formación de ampollas por hidrógeno.
Es importante incluir los cambios en las propiedades mecánicas del material
como la fractura frágil y los cambios dimensionales como la expansión térmica,
el creep y los esfuerzos de ruptura. El equipo técnico que establezca el plan de
inspección deberá considerar todos los mecanismos de daño que puedan afectar
el recipiente. Una guía para esto se puede encontrar en la norma API 571.
Adicionalmente el Inspector deberá considerar las recomendaciones
establecidas en la práctica API 572, la cual indica los métodos de inspección y
preparación del personal de inspección para evaluar recipientes a presión.

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j. Tanques Atmosféricos y de Baja Presión
1. El inspector deberá apoyarse para la evaluación de estos equipos en la
especificación API 653 para fijar los criterios de aceptación y rechazo sobre
los diferentes daños que puedan encontrarse. Los métodos de evaluación
están contemplados en la práctica recomendada API 575.
2. El Departamento de Inspección deberá elaborar un plan de revisión de los
equipos en servicio que contemple al menos lo siguiente:
– Condición de la fundación del equipo.
– Condición del sistema de puesta a tierra y protección catódica en caso de
que aplique.
– Consideraciones de los mecanismos de daños para fijación de los puntos
de control.
– Sistemas de mitigación.
– Revisión de la flexibilidad de tuberías asociadas al tanque, con especial
atención en tanques que operen a temperaturas por encima de los 200 °C.
3. La evaluación visual del tanque debe incluir adicionalmente lo siguiente:
– Revestimiento.
– Condiciones de láminas de pared, techo y boquillas.
– Anillos anulares.
– Escaleras y plataformas.
– Juntas soldadas y empernadas.
– Válvulas de presión y vacío asociadas al tanque.
– Aislamiento en caso que aplique.
– Sistemas auxiliares.
10.1.2 Selección de los Puntos de Medición de Espesores
El equipo de especialistas determinará la localización de puntos de inspección
donde se debe efectuar la medición programada de espesores tal como lo
establecen las normas de inspección API 570/574. Esto es especialmente
aplicable a sistemas susceptibles a procesos de corrosión interna,
corrosión/erosión, ataques microbiológicos, entre otros. Un caso especial de esta
consideración corresponde a los puntos de inyección o de choque del fluido que
puede ocasionar desgaste interno en equipos o líneas.
En los casos de sistemas de tuberías, se puede optar por realizar pocos puntos
de medición de espesor para la inspección, cuando el sistema reúna las
siguientes tres (3) características:
a. Se determine a través de un análisis que existe un bajo potencial de producir
un evento o emergencia ambiental por fuga.

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b. Se determine que el sistema no es corrosivo.
c. Sistemas de líneas rectas y largas.
La inspección debe considerar los puntos de inyección, los cuales son
especificados en los códigos de inspección API 570, 574 y 510, donde se
prescriben algunas consideraciones particulares debido a que los puntos de
“inyección” o choque algunas veces producen corrosión en operación normal.
Una vez que se establece un circuito donde exista esta condición, el límite de
medición recomendado se establece como mínimo a 12 pulg o tres (3) diámetros
aguas arriba del punto de choque, cualquiera que sea el mayor. El límite
recomendado en el sentido del fluido (aguas a bajo del punto) corresponde a la
menor medida perteneciente al segundo cambio en la dirección del fluido o 25
pies (7,6 m) mas allá del primer cambio de dirección del fluido.
A manera de ejemplo, se muestran en el Anexo F formatos de reportes y la
ubicación de los puntos de control para algunos equipos estacionarios.
10.1.3 Necesidad de Inspección Interna
El equipo de análisis podrá determinar la necesidad de retirar algunos accesorios
durante paradas programadas para revisar la condición de accesorios (bridas,
conexiones roscadas, puntos de inyección de química, entre otros). Una
excepción de esta consideración se aplicará en los sistemas donde sea posible
aplicar algún método de ensayo capaz de determinar los espesores y otras
condiciones internas.
10.1.4 Requerimientos para Sistemas Sometidos a Vibración
El personal de operaciones deberá indicar y reportar al personal de ingeniería e
inspección todos los puntos donde se observe evidencia de vibraciones. En
sistemas donde exista esta condición será necesario considerar la aplicación de
líquidos penetrantes o partículas magnéticas para descartar agrietamiento por
fatiga. Se dará especial atención a las “T” y ramales o derivaciones de líneas.
10.1.5 Consideraciones de Análisis de Esfuerzo para Sistemas Sometidos a
Expansiones y Contracciones
La tubería debe estar soportada y guiada para:
a. Que su peso sea soportado con seguridad.
b. Que tenga suficiente flexibilidad para resistir expansión o contracción
térmica, y
c. Que no vibre excesivamente.
A medida que aumenta el diámetro de la tubería y mayor sea la diferencia entre
la temperatura ambiente y la de operación, mayor debe ser la consideración para
un análisis de flexibilidad de la tubería.

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Un análisis de esfuerzo en tuberías para evaluar flexibilidad y soporte adecuado,
normalmente no se lleva a cabo como parte de la inspección de dicho sistema.
Sin embargo, la evaluación de esfuerzos de muchos sistemas de tubería
existentes puede ser de utilidad para el desarrollo de planes de inspección. En
caso de detectarse un movimiento inesperado en la tubería durante una
inspección visual, el inspector debe evaluar conjuntamente con el Departamento
de Ingeniería de Planta, la necesidad de realizar un análisis de esfuerzo.
10.1.6 Consideraciones para Soportería, Apoyo de Equipos, Líneas y Estructuras
Los soportes de tuberías deben ser diseñados para satisfacer todas las
condiciones operacionales a las cuales las tuberías y/o equipos puedan estar
sujetos. Por ejemplo sismos y/o carga de viento donde sea aplicable, cargas
hidrostática, viento, terremotos, y factor de forma según sea requerido.
Para obtener mayores detalles sobre criterios de diseño de soportes véase la
norma PDVSA HG–251.
10.1.7 Otros Requerimientos Suplementarios
Para determinar los métodos de evaluación, diagnóstico, monitoreo y prueba de
los mecanismos de degradación se debe considerar lo establecido en la Norma
API 571 y el historial de falla de la instalación ó sistema.
A manera de referencia se mencionan algunos de estos mecanismos en la Tabla
2.

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INSPECCIÓN EN MARCHA
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TABLA 2. MÉTODOS DE DIAGNÓTICO, MONITOREO Y PRUEBA SEGÚN LOS MODOS DE FALLA
MECANISMO DE FALLA
MATERIALES
SUCEPTIBLES
FACTORES QUE LO
PROPICIAN
EQUIPOS
AFECTADOS
PREVENCIÓN Y
MITIGACIÓN
INSPECCION Y
MONITOREO
Fractura Frágil
Acero al carbono, Aceros de baja
aleación y Aceros inoxidable Serie
400.
La falla ocurre cuando se presentan
los 03 factores siguientes:
– Tenacidad del material.
– Tamaño, forma y concentración
de esfuerzos.
– Cantidad de esfuerzos.
Equipos fabricados bajo
Código ASME, Sección VIII,
División 1.
Unidades que procesan
hidrocarburos livianos
durante eventos de
autorefrigeración.
Equipos estáticos
sometidos a
sobreesfuerzos durante la
prueba hidrostática.
Uso de materiales diseñados
para equipos en operación en
baja temperatura, control de
composición química de los
materiales, verificación de
tratamientotérmico y prueba de
impacto, control de condiciones
de operación presión y
temperatura.
Los equipos susceptibles deben
inspeccionarse previamente
para verificar la no existencia de
falla.
Fluencia Plástica y
Esfuerzo de Ruptura
Todos los metales y aleaciones. Taza de fluencia del material,
Temperatura y Carga de operación
del equipo.
Equipos que operen a altas
temperaturas cercanas o
por encima del límite de
fluencia plástica del
material.
Juntas de soldaduras en
materiales disímiles a altas
temperaturas.
En soldaduras y en la zona
afectada por el calor en
líneas y accesorios que
operan a altas
temperaturas.
Minimizar la temperatura del
material en particular
intercambiadores de calor.
Utilizar altas temperaturas de
PHWT. Los daños de ruptura no
son reversibles.
Se recomiendan NDE VT, UT,
RT, EC, Control dimensional y
Ensayo metalográfico.

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MECANISMO DE FALLA
INSPECCION Y
MONITOREO
PREVENCIÓN Y
MITIGACIÓN
EQUIPOS
AFECTADOS
FACTORES QUE LO
PROPICIAN
MATERIALES
SUCEPTIBLES
Fatiga inducida por
Vibración
Todos los metales de Ingeniería. La amplitud y frecuencia de
vibraciones, Resistencia a la fatiga.
Conexiones y tubería
cercana a bombas y
compresores.
“By pass” de diámetro
pequeños e
interconexionesen equipos
rotativos y reciprocantes.
Derivaciones con válvulas y
equipos de instrumentación
no soportados.
Válvulas de seguridad y
alivio.
Válvulas de control con
altas caída de presión,
Tuberías de
Intercambiadores de calor.
El fenómeno puede ser
eliminado o reducido a través
del diseño de apoyos y equipos
de amortiguación.
Buscar señales de vibración en
tubería en movimiento, válvulas
de control y conexiones
utilizando los métodos de NDT
PT Y MT.
Pérdida de espesor
uniforme o localizada por
Corrosión Galvánica
Todos los metales con excepción
de metales nobles.
– Presencia de electrolitos y un
fluido que conduzca corriente
humedad.
– Dos materiales aleados
conocidos como ánodo y cátodo
en contacto con el electrolito.
– Una conexión eléctrica que exista
entre el ánodo y el cátodo.
En cualquier equipo donde
existan fluidos o ambientes
conductivos y aleaciones
disímiles en contacto.
Un buen diseño evita esta
corrosión.
Inspección visual y medición de
espesores con ultrasonido.

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MECANISMO DE FALLA
INSPECCION Y
MONITOREO
PREVENCIÓN Y
MITIGACIÓN
EQUIPOS
AFECTADOS
FACTORES QUE LO
PROPICIAN
MATERIALES
SUCEPTIBLES
Pérdida de espesor
Corrosión Atmosférica
Acero al carbono , Aceros de baja
aleación y aluminio aleado con
cobre.
Ubicación física(industrial, marina y
rural), humedad temperatura,
presencia de sal, componentes de
sulfura y sucio.
– Tuberías y equipos que
operan en temperaturas
bajas que permiten la
presencia de humedad.
– Sistemas de pintura o
revestimientos de pobre
condición.
– Equipos que operan
entre ciclos de
temperatura ambiente y
muy alta o muy baja.
– Equipos fuera de
servicio o sin cargas por
periodos de tiempo
prolongados.
Preparación de la superficie y
aplicación de un sistema de
revestimiento optimo para
protección en ambiente
altamentecorrosivos.
Utilizar las técnicas de
inspección visual (VT) y
ultrasonido (UT).
Pérdida de espesor
Corrosión Bajo Aislamiento
Acero al carbono , Aceros de baja
aleación Serie 300 SS,400 SS y
Aceros inoxidable dúplex.
– Diseño del tipo de aislamiento.
– Tipo de aislamiento.
– Temperatura y medio
circundantes.
Equipos con áreas
susceptibles a altas
concentraciones de
humedad por venteos de
vapor, vapores ácidos,
sistema de tuberías o
equipos que presenten
fugas de vapor.
Utilizar apropiado sistema de
pintura, realizar mantenimiento
a el aislamiento, selección del
material aislante.
Establecer plan de inspección
sistemático basado en la
predicción de análisis, utilizar
las técnicas de inspección
visual (VT) ultrasonido (UT),
Rayos x, Corriente eddy y
termografia.

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MECANISMO DE FALLA
INSPECCION Y
MONITOREO
PREVENCIÓN Y
MITIGACIÓN
EQUIPOS
AFECTADOS
FACTORES QUE LO
PROPICIAN
MATERIALES
SUCEPTIBLES
Pérdida de espesor
Corrosión por agua de
enfriamiento
Aceros al Carbono, todos los
aceros inoxidables (todos los
grados), Cobre, Aluminio, Titanio y
aleaciones basadas en Níquel.
Temperatura del fluido, tipo de Agua
(Salada, Fresca), y el tipo de sistema
de refrigeración, contenido de O2 y la
velocidad del fluido.
Intercambiadores de calor
con agua helada, torres de
enfriamiento.
Se previene con un diseño
apropiado,tratamiento químico
del agua del proceso. Diseño
por debajo de 135°F (57°C).
Mantener velocidades (Max y
Min) para agua salada.
Limpiezaperiódica de la tubería.
ID’s OD’s.
Se debe monitorear PH,
Oxigeno, ciclo de
concentración, biocida residual,
actividad biológica, temperatura
de salida del agua,
contaminanteshidrocarbonos.
– Periódicos cálculos del
factor U.
– Medición de flujo ultrasónico
– Inspección de tubo EC y
IRIS.
Ampollas o daños por
HIC/SOHIC
Aceros al carbono y aceros de baja
aleación.
Las variables más importantes que
afectan y diferencian las distintas
formas de daños por H2S húmedo
son las condiciones ambientales:
PH, nivel de H2S, contaminantes,
temperatura, todos estos daños
están relacionados con la absorción
y permeabilidad del hidrogeno en el
acero, otros factores que afectan son:
temperatura, dureza, PWHT,
fabricación del acero.
Ampollas, HIC, SOHIC y
daños por SSC pueden
ocurrir cuando existe la
presencia de H2S en el
ambiente, unidades de
hidroproceso,en secciones
de recuperación de vapor,
fraccionadores, torres de
absorción, separadores
interetapas de compresión.
– Utilización de barreras
preventivas para proteger la
superficie del acero.
– Cambios en el proceso que
afecten el PH del agua.
– Aceros resistentes al HIC.
– Las condiciones del proceso
serán evaluadas por
ingenieros de proceso y
especialistas en corrosión
para determinar las
condiciones que promueven
la creación de H2S, los
daños de H2S se aprecian
en boquillas.
– Se recomienda para
determinar grietas utilizar
WFMT, EC, RT o ACFM, UT
incluyendo SWUT pueden
usarse. AET puede usarse
para determinar el
crecimiento de la grieta.

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11 APTITUD PARA EL SERVICIO
11.1 Evaluación de Aptitud o Adecuación del Equipo y Estimación de la
Vida Remanente
11.1.1 La mayoría de los equipos y componentes utilizados en la industria petrolera y
petroquímica para el normal desenvolvimiento de sus operaciones, han sido y
siguen siendo fabricados actualmente por códigos de diseño reconocidos a nivel
internacional. Entre estos se pueden mencionar: API 650 “Welded Steel Tanks for
Oil Storage” para el diseño de tanques atmosféricos, ASME B 31.3 “Process
Piping” para el diseño de tuberías de refinerías, plantas químicas, farmacéuticas,
textiles, papeleras, semiconductoras, criogénicas, plantas de procesos, ASME B
31.4 “Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids”
para el diseño, construcción y mantenimiento de tuberías de transporte de
hidrocarburos líquidos, ASME B 31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping
Systems” para el diseño, construcción y mantenimiento de tuberías de transporte
de gas incluyendo estaciones compresoras, API 560 “Fired Heaters for General
Refinery Service” para el diseño de hornos y calentadores, ASME Sección VIII,
División 1 “Rules for Construction of Pressure Vessels” para el diseño de
recipientes a presión, entre otros códigos empleados para la fabricación y
construcción de estos equipos considerados como principales dentro de un
sistema de procesamiento, almacenamiento y transporte de determinado
producto.
11.1.2 Debido a la inevitable degradación a la cual estos equipos y componentes están
sometidos a causa de su uso constante, efectos del fluido, del ambiente y terceros,
surgen una serie de códigos de inspección y prácticas recomendadas dirigidas a
evaluar la operación segura de los mismos bajo un determinado nivel de deterioro
presente, dando esto origen a las evaluaciones de aptitud o adecuación para
servicio, que son estudios de ingeniería cuantitativa que se realizan para
determinar la integridad estructural de un componente en servicio que contenga
una imperfección o daño.
11.1.3 Los códigos de inspección establecen criterios de aceptación y rechazo de daños
en función de principios ligados a ese mecanismo de deterioro en particular, al igual
que algunas prácticas recomendadas que incluyen inclusive las guías para llevar
a cabo estos estudios de evaluación de aptitud o adecuación para servicio.
11.1.4 En el Anexo E del presente documento, se incluye una tabla denominada “Normas
aplicables en selección de criterios o estudios de aptitud para el servicio según
mecanismos de deterioro” que relaciona los mecanismos de deterioro más
comunes: fractura frágil, pérdida de metal generalizada, pérdida de metal
localizada, picadura por corrosión, ampollas o daños por HIC/SOHIC,
desalineación de soldaduras y distorsiones de carcazas, grietas, altas

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temperaturas de operación y termofluencia, daños ocasionados por fuego,
abolladuras, arrancaduras y combinación de abolladuras con arrancaduras y por
último laminaciones, con el código de diseño y código de inspección requerido para
las evaluaciones de aptitud. Adicionalmente, se menciona una breve definición de
estos daños y los equipos o componentes donde pueden presentarse.
11.1.5 Algunas de las prácticas o códigos señalados en el Anexo E, cubren tanto la
integridad actual del componente indicando un estado actual del daño, como una
proyección de la vida remanente.
11.1.6 Entre estas, la práctica recomendada API 579 “Fitness for Service” (Aptitud para
el servicio) que incluye cálculos para evaluar condiciones de integridad y vida
remanente según los distintos mecanismos de falla mencionados anteriormente.
11.1.7 API 579 proporciona tres niveles de evaluación, los cuales cubren los
procedimientos de “Aptitud para el servicio (FFS)”. En general cada evaluación
proporciona un balance entre lo conservativo, la cantidad de información requerida
para la evaluación, la destreza del personal que lleve a cabo la evaluación y la
complejidad del análisis asociado. Una visión general de cada nivel de evaluación
y su uso destinado se describen a continuación:
a. Nivel 1 – Los procedimientos de evaluación incluidos en este nivel tienen como
finalidad proporcionar criterios de investigación conservadores que pueden ser
utilizados con una mínima cantidad de inspección ó información del componente.
Evaluaciones nivel 1 pueden ser llevadas a cabo, bien sea por personal de
inspección ó ingeniería de planta.
b. Nivel 2 – Los procedimientos de evaluación incluidos en este nivel tienen como
finalidad proporcionar una evaluación más detallada y que produce resultados más
precisos que aquellos obtenidos en una evaluación nivel 1. En una evaluación nivel
2, se requiere información de inspección similar a la requerida para un nivel 1. Las
evaluaciones nivel 2, serían en este caso llevadas a cabo por ingenieros de plantas
o ingenieros especialistas experimentados y con amplios conocimientos en la
aplicación de evaluaciones de “Aptitud para el servicio (FFS)”.
c. Nivel 3 – Los procedimientos incluidos en este nivel tienen como finalidad
proporcionar la evaluación más detallada con resultados aún más precisos que los
obtenidos en una evaluación nivel 2. En una evaluación nivel 3, típicamente se
requiere la información de inspección del componente y el análisis recomendado
en base a técnicas numéricas, tales como el método de elementos finitos.
Un análisis nivel 3, es principalmente destinado para su uso por ingenieros
especialistas experimentados y con amplios conocimientos en la aplicación de
evaluaciones de “Aptitud para el servicio (FFS)”.

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11.1.8 Otros códigos de inspección y prácticas señalados en el Anexo E, incluyen criterios
que permiten determinar de manera directa la aceptación o rechazo de daños en
determinado equipo o componente en particular. A continuación, se menciona el
alcance de estos códigos.
11.1.9 API 570 “Piping Inspection Code”, cubre la inspección, reparación, alteración y
rerating (cambios en parámetros de operación, presión o temperatura, o ambos)
de sistemas de tuberías en servicio. El código API 570 fue desarrollado para
refinerías e industrias químicas, pero puede ser utilizado para cualquier sistema
de tuberias de procesos.
11.1.10 API 510 “Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating,
Repair, and Alteration”, este código cubre la inspección, mantenimiento, rerating
(cambios en parámetros de operación, presión o temperatura, o ambos),
reparación y alteración de recipientes a presión en la industria petrolera y
petroquímica.
11.1.11 API 572 “Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat
Exchangers, and Condensers)”, esta práctica recomendada cubre la inspección de
recipientes a presión y una descripción de varios tipos de recipientes y el estándar
para su construcción y mantenimiento, las razones para la inspección, causas de
deterioro, frecuencia, métodos de inspección, reparación y preperación de
registros y reportes.
11.1.12 API 573 “Inspection of Fired Boilers and Heaters”, práctica recomendada que
abarca las procedimientos de inspección para calderas a fuego directo y
calentadores utilizados en refinerías y plantas petroquimicas. Las prácticas
descritas en este documento están enfocadas a mejorar la confiabilidad de los
equipos y la seguridad de las plantas al describir las variables operacionales que
impactan la confiabilidad, para asegurar que las prácticas de inspección obtengan
la data mas apropiada tanto en la entrada como en la salida del equipo, y de esta
manera evaluar la operación actual y futura del mismo.
11.1.13 API 574 “Inspection Practices for Piping System Components”, práctica
recomendada que cubre los procedimientos de inspección de sistemas de tuberías
y sus componentes: válvulas (a excepción de las de control), bridas, tuberías de
menor diámetro, uniones de tuberías, utilizadas en refinerías y plantas químicas.
Algunos de los métodos de inspección descritos en su contenido son aplicables a
componentes especiales como: válvulas de control, medidores de nivel, columnas
de control de instrumentos, entre otros. Esta práctica es un complemento del API
570.
11.1.14 API 575 “Guidelines and Methods for Inspection of Existing Atmospheric and
Low–pressure Storage Tanks”, esta práctica recomendada abarca el
mantenimiento e inspección de tanques atmosféricos que manejan bajas
presiones y temperaturas.

REVISIÓN FECHA
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11.1.15 API 576 “Inspection of Pressure–Relieving Devices”, este documento describe las
prácticas de inspección y reparación para dispositivos de alivio de presión
automáticos comunmente utilizados en la industria petrolera y petroquímica.
11.1.16 API 653 “Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction”, estándar que
cubre la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques
atmosféricos diseñados bajo el código API 650 y su predecesor API 12C. Este
documento provee los requerimientos mínimos para mantener la integridad de
tanques de almacenamiento sobre suelo bien sea soldados, remachados, no
refrigerados o atmosféricos después de su puesta en servicio.
11.1.17 API 598 “Valve Inspection and Testing”, este estándar cubre la inspección,
examinación, evaluación suplementaria y pruebas de presión para asientos
elásticos, no metálicos (cerámicos) y asientos metal–metal de válvulas tipo
compuerta, globo, tapón, bola, retención y mariposa.
11.1.18 API 530 “Calculation of Heater–Tube Thickness in Petroleum Refineries”, este
estándar especifica los requerimientos y proporciona recomendaciones para el
procedimiento y criterios de diseño utilizados en el cálculo de espesor de pared
requerido para tubos nuevos en calentadores de refinerías. Estos procedimientos
son apropiados para el diseño de tubos en servicio tanto en aplicaciones corrosivas
como no corrosivas.
11.1.19 ASME B 31.G “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded
Pipelines”, este manual proporciona un método de evaluación de daños en todos
los sistemas de tuberías cubiertos por el alcance de los códigos que forman parte
de ASME B31 “Code for Pressure Piping”, ASME B31.4 “Liquid Transportation
Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and
Alcohols”, ASME B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems” y
ASME B31.11 “Slurry Transportation Piping Systems”.
Este manual no aplica para construcciones nuevas cubiertas bajo el código B31,
está limitado a evaluar la corrosión presente en aceros al carbono o aceros de baja
aleación con alta resistencia (Descritos en ASTM A53, A106, A381 y API 5L). De
manera similar, solo aplica a defectos presentes en el cuerpo del tubo por lo que
el procedimiento descrito no debería ser utilizado para evaluar esfuerzo remanente
en soldaduras circunferenciales o longitudinales, o zonas afectadas por el calor,
defectos causados por daño mecánico o defectos de manufactura. No incluye
procedimientos para predecir fugas.
11.1.20 El mismo alcance aplica para ASME B 31.G Modificado, sólo cambian algunas
consideraciones de la geometría del daño a evaluar.

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11.1.21 API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”, este
estándar provee prácticas para la gerencia de integridad de tuberías. Esta guía es
específica para líneas entre derechos de vía o de trampa a trampa; sin embargo,
el enfoque y los procesos planteados pueden ser aplicados en las estaciones,
terminales o instalaciones de distribución asociadas con el sistema de tubería.
11.1.22 ASME B 31.8S “Managing System Integrity of Gas Pipelines”, este estándar provee
prácticas para la gerencia de integridad de tuberías metálicas en tierra para el
transporte de gas. Igualmente incluye válvulas, aperturas fijadas a la línea,
compresores, estaciones de medición, estaciones reguladoras, estaciones de
distribución, soportes y componentes fabricados. DNV–RP–F101 “Corroded
Pipelines”, el método de evaluación de daños que ofrece esta práctica
recomendada, aplica sólo en sistemas de tuberías sumergidas de acero al carbono
que han sido diseñados por códigos de diseño reconocidos como ASME B31.4,
ASME B31.8.
11.2 Análisis de Resultados
Una vez determinada la condición del componente en cuanto a la severidad del
daño y vida remanente estimada, el equipo de trabajo definirá las acciones a
considerar en lo referente a:
– Definir la adecuación para servicio o desincorporación del componente
mediante la aplicación de mayores niveles (II y III) de evaluación, de acuerdo
a las normas que apliquen.
– Dependiendo del estado del equipo y la condición en la cual se haya decidido
mantenerlo en operación, debe establecerse un plan de monitoreo y control .
12 DETERMINACIÓN DE LA FRECUENCIA DE INSPECCIÓN
12.1 La frecuencia de inspección de los equipos será determinada mediante la
aplicación de las metodologías SILCO, IBR, Evaluaciones Técnicas, Normas,
entre otros, tomando en cuenta los mecanismos de degradación.
12.2 Todos los sistemas de tuberías de procesos deberán ser agrupados por clase,
tomando en cuenta la consecuencia de una falla y las pérdidas que pueden ocurrir.
El API 570 define tres clases recomendadas:
a. Clase 1
Se refiere a servicio con un alto potencial de resultar en una emergencia inmediata
si ocurriera la fuga de líquido. Una emergencia de este tipo puede afectar la
seguridad o el ambiente. A continuación se indica una referencia de los sistemas
de líneas que pueden ser incluidos en esta clase:
1. Servicios inflamables que puedan ser auto refrigerados que conlleven a
fractura frágil.

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
2. Servicios presurizados que contengan fluidos que se vaporicen rápidamente
durante el venteo, creando vapores que puedan ser condensados y formen
una mezcla explosiva, tales como el etano, propano y vapores de butano.
Fluidos que puedan vaporizarse rápidamente son aquellos cuyas
temperaturas de ebullición por debajo de los 50 °F.
3. Sulfuro de Hidrógeno (que su porcentaje en peso sea mayor al 3%) en un
vapor gaseoso.
4. Sustancias químicas tóxicas como ácido hidrofluorídrico, cloruro de
hidrógeno anhídrido, ácido sulfúrico.
5. Sistemas de líneas que estén sobre o adyacentes a fuentes de agua o vías
públicas.
b. Clase 2
Contempla los servicios no incluidos en otras clases. Esta clasificación incluye la
mayoría de las tuberías de unidades de proceso y algunas de áreas externas.
Algunos ejemplos de estos servicios incluyen los siguientes:
1. Productos de hidrocarburos dentro de planta que se vaporizan rápidamente
en un venteo y aquellos con un bajo punto de inflamación.
2. Hidrógeno, gas combustible, gas natural, ácidos fuertes y cáusticos en
planta.
c. Clase 3
Servicios que son inflamables pero que no se vaporizan fácilmente cuando fugan
y no están ubicados en áreas de alta actividad (centros poblados). Servicios que
pueden causar serios daños al ser humano pero que son localizados en áreas muy
remotas pueden ser incluidos en esta clase. Algunos ejemplos de los servicios que
pueden ser incluidos en esta clase son los siguientes:
1. Productos de hidrocarburos en planta que pudieran no vaporizarse
fácilmente durante el venteo, como lo son aquellos que operan por debajo del
punto de inflamación.
2. Líneas de producto o destilados para ser almacenados o despachados.
3. Productos ácidos y cáusticos fuera de la planta.
A manera de referencia, en la Tabla N° 3, se presentan las frecuencias de
inspección de acuerdo a las clases antes indicadas.

REVISIÓN FECHA
2
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PDVSA
TABLA 3. FRECUENCIAS DE INSPECCIÓN
Tipo de Sistema
Máximo Intervalo para la
medición de espesores
(años)
Máximo intervalo para la
inspección visual
(años)
Clase 1 5 5
Clase 2 10 5
Clase 3 10 10
Puntos de inyección o
choque1
3 Por clase
Interfases aire–tierra2 – Por clase
Nota: La medida de espesores aplica para sistemas en los cuales se ha
preestablecido un punto de control y monitoreo. Esta referencia no aplica cuando
la medición de espesores es aleatoria.
1. Debe ser establecido de acuerdo al análisis de la inspección basada en riesgo
según API RP 580.
2. Debe considerarse las condiciones de protección contra la corrosión.
12.3 Otra referencia a considerar para fijar los intervalos de inspección es la indicada
en la Tabla 4 (tomada del Anexo A de la norma PDVSA MR–02–15–06).
TABLA 4. INTERVALOS MÁXIMOS DE INSPECCIÓN
Activo
Mayor Intermedi Inspección Mayor
Activo
Mayor
Inicial
Intermedi
a Clase 1 Clase 2 Clase 3
Recipientes a Presión 18 meses 3 años
C/Parada o
3 años
7 años 10 años
Intercambiadores de Calor 18 meses 3 años
C/Parada o
3 años
7 años 10 años
Calentadores a Fuego 18 meses 3 años
C/Parada o
3 años
Tanques de Almacenamiento 10 años 3 años 10 años 15 años
Tanques de Almacenamiento
de Químicos
18 meses
2 años
(Nota 1)
3 años 5 años
Sistemas de Tuberías 3 años 3 años 6 años
Válvulas de Seguridad 2 años 3 años 3 años 3 años
Estructuras
1 año
(visual)
3 años 3 años 3 años
Adicionalmente el equipo de inspección debe tomar en cuenta lo estipulado en la
norma PDVSA MR–02–15–06 la cual define tres niveles de evaluación indicados
a continuación:

REVISIÓN FECHA
2
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PDVSA
1. Mayor Inicial
Este tipo de inspección refiere a la primera inspección detallada de un activo
después de que este ha sido puesto en servicio. Esta primera inspección
proporciona un perfil inicial de desempeño, para la determinación de las
inspecciones subsiguientes e identificar algunos efectos adversos de pérdida
por deterioro que afecten la vida útil del activo.
2. Inspección Mayor
Una inspección mayor es una revisión extensa, que proporciona la situación
exacta de la condición de un activo. Para los recipientes, se incluye
generalmente un examen visual completo internamente y externamente,
acompañado por pruebas con Ensayos No Destructivos (END). Cuándo se
observan defectos en una sección en particular, deben ser aumentados el
grado y métodos de inspección. Para tuberías, una inspección mayor puede
incluir algún examen interno, aunque comúnmente, esta clasificación utiliza
extensas Pruebas de Ultrasonido (PU) y/o Pruebas Radiografías (PR).
3. Inspección Intermedia
Algunas veces es deseable realizar solamente una revisión parcial de ciertos
activos. La inspección intermedia puede servir para:
– Proporcionar una revisión rápida del funcionamiento del activo
– Identificar el progreso del deterioro previamente conocido.
– Revisión de los niveles de corrosión en localizaciones específicas tales
como puntos de inyección de químicos.
13 RESULTADOS DE LA INSPECCIÓN
Una vez realizada la inspección se deben generar las recomendaciones donde se
determinen los responsables y la prioridad para las acciones a ejecutar. Las
recomendaciones pueden ser de carácter preventivo o correctivo.
13.1 Acciones Preventivas
Si la acción preventiva modifica las condiciones de diseño u operacionales del
equipo se deben seguir los lineamientos para la Norma PDVSA IR–S–06 “Manejo
del Cambio”.
13.1.1 Control y Mitigación de los Mecanismos de Degradación
Si el análisis de los resultados de la inspección indica la existencia de deterioro de
equipos por efecto de corrosión, se deben emitir requerimientos al grupo de
Ingeniería de Corrosión y Materiales, y este debe realizar el estudio
correspondiente y emitir las acciones pertinentes.

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
Si el análisis de los resultados de la inspección indica la existencia de deterioro de
equipos por efectos de condiciones operacionales, se deben emitir requerimientos
al grupo de Ingeniería de Procesos u Operaciones, y este debe realizar el estudio
correspondiente y emitir las acciones pertinentes.
Cualquier otro mecanismo de degradación ajeno a los antes indicados, debe ser
manejado de igual forma por el equipo de trabajo para definir las acciones a tomar
y responsabilidades. Todos estos mecanismos de control deben conllevar a
restablecer las condiciones del proceso que permitan controlar los mecanismos
de degradación considerados en este punto.
13.1.2 Acciones de Mantenimiento
Si el análisis de los resultados de la inspección indica acciones de mantenimiento
rutinario, se emite la recomendación a Mantenimiento y al Custodio, quien debe
ejecutarlas según las prioridades de ejecución de mantenimiento establecidas. Se
consideran como este tipo de acciones las siguientes:
S Protección anticorrosiva (pintura, revestimiento).
S Aislamiento térmico.
S Facilidades de inspección.
S Servicio a componentes de líneas y equipos (válvulas, bridas, instrumentación),
entre otros.
13.2 Acciones Correctivas
Son aquellos métodos aplicados basados en los lineamientos de las normas
corporativas, códigos internacionales y prácticas recomendadas (ver Anexo A)
para restaurar las condiciones operativas de los equipos y tuberías.
Si la acción correctiva modifica las condiciones de diseño u operacionales del
equipo se deben seguir los lineamientos para la Norma PDVSA PDVSA IR–S–06
“Manejo del Cambio”.
13.2.1 Acciones Permanentes
Son aquellas reparaciones que restauran la integridad mecánica de los equipos y
tuberías de manera definitiva, entre estas se pueden mencionar la reposición de
material por medio de soldadura de relleno y reemplazo de sección uno a uno o
parte con daño.
13.2.2 Acciones Temporales
Son aquellas que responden a las acciones de mantenimiento que se ejecutan por
un lapso de tiempo definido, donde debe establecerse un plan de monitoreo para
evaluar su comportamiento, hasta que se ejecute la reparación permanente,
algunas pueden ejecutarse con el sistema en operación. Este tipo de reparación
requiere de un análisis de integridad mecánica previo, ya que se tienden a variar
las condiciones de diseño del equipo o tubería.

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
13.2.3 Métodos de Reparación
a. Reparaciones Con Soldadura
Involucra las reparaciones mediante el uso de procedimientos de soldadura
calificados según Normas Internacionales (API 1104), estos requieren por su
naturaleza trabajos en caliente, afectando las condiciones metalúrgicas o
micro–estructurales del material.
b. Reparaciones Sin Soldadura
Involucra trabajos en frío, donde no es necesario la interrupción de la continuidad
operacional del equipo o sistema a intervenir, y no se afectan las condiciones
metalúrgicas o micro–estructurales del material. Entre estas pueden mencionarse
la aplicación de revestimientos o cintas adhesivas con fibra de vidrio de refuerzos
de alta resistencia, la aplicación de productos a base de cerámicos ó polímeros que
al aplicarse ofrecen propiedades mecánicas aceptables para el servicio como los
revestimientos epóxi–cerámicos, o refuerzos con elementos metálicos o no
metálicos empernados como las grapas de refuerzo.
A manera de referencia se mencionan las normas asociadas para la reparación de
equipos (ver Tabla 5).

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
TABLA 5. NORMAS ASOCIADAS PARA LA REPARACIÓN DE EQUIPOS
EQUIPO NORMA / CÓDIGO
MECANISMOS DE
DETERIORO
PUNTOS DE REFERENCIA – GUÍAS DE
REPARACIÓN
RECIPIENTES A PRESIÓN
API–510
CORROSIÓN / EROSIÓN
INTERNA Y EXTERNA,
GRIETAS Y DESGASTE DE
SOLDADURAS
ReparacionesTemporales (Ver sección 8 del
Código API 510)
S Parche superpuesto con soldadura a filete,
previa aprobación por Ingeniería.
S Distanciamiento entre parches.
S Geometría de los parches.
S Reparación circunferencial, tipo banda.
S Instalación de boquillas no penetradas.
Nota: La instalación de parches sobre grietas deben
ser sujetas a análisis de esfuerzos por Ingeniería
para garantizar el no crecimiento de la misma.
Reparaciones Permanentes (Ver sección 9 del
Código API 510)
S Técnicas de reparaciones típicas, mediante
canalización de fallas longitudinales, ovaladas y
rellenos con soldadura con procedimientos
calificados.
S Reparaciones con láminas insertadas, misma
calidad y mismo espesor.
S Reparación con soldadura de S.S. y/o “cladding”
S Procedimientos, calificaciones, registros,
precalentamiento, postcalentamiento,
tratamientostérmicos localizados.
NACE RP 0296–2004 Item No
21078
GRIETAS, SOLDADURA
DEFECTUOSA, FRACTURAS,
AMPOLLAS Y ABOLLADURAS
S Sección 4: Reparación de Grietas y ampollas en
Recipientes.
CORROSIÓN / EROSIÓN
INTERNA Y EXTERNA EN
LAMINAS DEL CUERPO
Ver Sección 9 De La Norma API 653
S Espesores mínimos de láminas a reemplazar
S Dimensiones mínimas de reemplazo de láminas
en el cuerpo
S Reparación del cuerpo mediante instalación de
parches. Figura 9–1 y 9–2.
API 653
SOLDADURAS
DEFECTUOSAS
S Reparación de soldaduras defectuosas.
S Reparaciones de refuerzos de soldaduras.
TANQUES API
API 653
DAÑOS EN SOLDADURAS DE
REFUERZOS
S Reparación de una porción del fondo del tanque
S Reparación dentro de la zona crítica del tanque
DAÑOS POR CORROSIÓN EN
LÁMINAS DEL PISO
S Reemplazos de láminas del fondo del tanque.
S Techos flotantes externos.
S Techos flotantes internos.
S Reparación de fugas en pontones.
REPARACIÓN DE TECHOS
FIJOS
S Reparación o reemplazos de sellos primarios en
techo flotantes.
API 12R1
DAÑOS EN SOLDADURAS /
VENTEOS
S Punto 7.4.2 = Reparación de soldaduras.
S Apéndice “ B “ = Cálculos de venteo.

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
EQUIPO
PUNTOS DE REFERENCIA – GUÍAS DE
REPARACIÓN
MECANISMOS DE
DETERIORO
NORMA / CÓDIGO
API 570
CORROSIÓN EXTERNA /
INTERNA, SOLDADURAS
S Punto 8.1.3 = Reparación de soldaduras.
S Punto 8.1.3.2 = Reparaciones permanentes.
S Punto 8.1.4 = Reparaciones con componentes
no metálicos.
TUBERIAS PDVSA PI 07–05–04
CORROSIÓN EXTERNA /
INTERNA, SOLDADURAS
S Procedimientos de Inspección. Reparación a
Gasoductos y Oleoductos.
PDVSA PI 07–05–06 FILTRACIÓN S Instalación de camisa a tubería con fuga.
API 1160
CORROSION INTERNA /
EXTERNA, SOLDADURAS,
ABOLLADURAS, GRIETAS Y
QUEMADURAS
S Apéndice B = Estrategias de reparación.
S Tabla 9–2 = Resumen de los métodos de
reparación permanentes más comunes.
VALVULAS DE SEGURIDAD,
SEGURIDAD ALIVIO Y
API 576
CORROSIÓN EN
COMPONENTES INTERNOS
S Sección 5 = Daños Generalizados.
SEGURIDAD – ALIVIO Y
ALIVIO PDVSA PI 08–07–01 INSPECCIÓN Y PRUEBAS
S Procedimiento de Inspección válvulas de
seguridad, seguridad – alivio y alivio.
HORNOS, CALENTADORES Y
CALDERAS API 573
CORROSIÓN INTERNA Y
EXTERNA DE TUBERÍAS,
CREEP, CARBURIZACIÓN,
ATAQUES POR HIDROGENO
Y EROSIÓN.
S Punto 6 = Mecanismos de Deterioro, Tabla N° 2.
S Punto 14 = Reparación Calentadores, Calderas
y Verificación de Materiales.
14 REGISTROS
14.1 Requerimientos Generales del Informe Técnico
14.1.1 El informe técnico (Preliminar y/o Final) deberá ser consignado con una copia en
físico y otra en electrónico (Cd u otro).
14.1.2 El material electrónico y físico es de carácter confidencial y no deberá ser
transferido a terceros. Debe cumplir con las regulaciones de seguridad que
disponga PDVSA.
14.1.3 Los documentos en electrónico deberán ser elaborados en formatos compatibles
con los sistemas instalados en la plataforma que dispone PDVSA.
14.1.4 Los dibujos isométricos, planos de referencia deberán ser preparados en
electrónico.
14.1.5 Todos los informes deben estar acompañados por imágenes fotográficas que
indiquen las condiciones relevantes detectadas, claramente identificadas y
trazables con los datos aportados de la inspección.
14.2 Informe Técnico Preliminar
Se refiere al informe técnico de inspección de avance que contenga información
relevante de los datos aportados por la evaluación inicial en base a un
requerimiento operacional o en los casos donde se detecten condiciones críticas
que puedan afectar la integridad inmediata del equipo estático. Este documento
deberá estar estructurado de la siguiente manera:

REVISIÓN FECHA
2
Página 47
PDVSA
14.2.1 Identificación, ubicación y datos del componente evaluado, señalando el sistema,
proceso, fluidos, presión, temperatura, dimensiones entre otros.
14.2.2 Objetivo de la inspección.
14.2.3 Normas aplicables.
14.2.4 Condición detectada que incluya resultados de mediciones de espesores de pared
y profundidades de picaduras u otras discontinuidades detectadas.
14.2.5 Dibujos referenciales que permitan ubicar, evaluar, registrar datos necesarios para
el análisis y acciones correctivas o de seguimiento.
14.2.6 Recomendaciones basadas en las normas, códigos, estándares, que apliquen.
14.2.7 Identificación y firma de los inspectores responsables.
14.3 Informe Técnico Final
Se refiere al informe técnico de inspección final de la actividad que contenga la
siguiente información:
14.3.1 Página de Resumen Gerencial
Presenta la identificación y ubicación de la instalación o componente evaluado
señalando los resultados obtenidos de la inspección, condiciones relevantes
detectadas y recomendaciones que contengan las prioridades para el
mantenimiento.
14.3.2 Cuerpo del informe Técnico
El informe técnico debe estar compuesto por:
a. Introducción.
b. Objetivo (s).
c. Característica de la instalación.
d. Alcance.
e. Justificación.
f. Antecedentes.
g. Normas, códigos, especificaciones y documentos de referencia que apliquen para
la evaluación.
h. Datos técnicos y/o operacionales.
i. Lazos de corrosión.
j. Resumen de la inspección, que contenga un cuadro resumen de condición general
y por sistema. Registro de presión y tiempo de prueba hidrostática, cuando ésta
sea realizada.

REVISIÓN FECHA
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PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
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PDVSA
k. Análisis de resultados.
l. Conclusiones.
m. Recomendaciones técnicas.
n. Anexos.
o. Elaborar una base de datos con la identificación (serial, fabricante, capacidad entre
otros) de los equipos y accesorios que conforman cada instalación.
p. Cuadro de condición detectada por sistema, que incluya resultados de mediciones
de espesores de pared y profundidades de picaduras u otras discontinuidades
detectadas. Ver ejemplo en la Tabla 6.
TABLA 6. EJEMPLO DE CUADRO DE CONDICIÓN DETECTADA POR SISTEMA
Reglón Sistema Condición Recomendación
q. Gráficas: dibujos, esquemáticos, isometrías, registro fotográfico, que incluya
resultados de mediciones de espesores de pared y profundidades de picaduras u
otras discontinuidades detectadas y que muestran con suficiente detalle y
precisión, la ubicación de los daños.
r. Listados de materiales que contenga componentes, líneas, accesorios a
reemplazar por sistema.
s. Identificación y firma de los Inspectores Responsables, del Supervisor Mayor
responsable del servicio y Líder de la unidad.
14.4 Otros Registros
Es responsabilidad del grupo de inspección cargar los resultados obtenidos y
generar los avisos de mantenimiento correspondientes a través del Sistema
Computarizado de Gerencia de Mantenimiento (SAP--PM), utilizando
metodologías de manejo, creación, validación, priorización, planificación,
programación ejecución y cierre de las ordenes de trabajo según las normas
PDVSA MM--02--01--02 y MM--02--02--03.
Otros registros a ser considerados luego de la inspección son:
S Reporte de ensayos de líquido penetrante.
S Reporte de ensayos de partículas magnéticas.
S Reporte de identificación positiva de materiales (IPM).
S Reporte de ensayos para defectología con ultrasonido.

REVISIÓN FECHA
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Página 49
PDVSA
15 AUDITORÍA
Las auditorías dirigidas a verificar el cumplimiento de las actividades de inspección
en marcha, son un elemento importante en la evaluación de la efectividad e
identificación de las áreas a mejorar.
Las auditorías pueden ser realizadas por personal propio o externo; ejemplos de
preguntas que deben tomarse en cuenta en la auditoría se muestran a
continuación:
1. ¿Se están realizando las actividades tal como se muestra en los programas
documentados por las inspecciones realizadas?
2. ¿Se han asignado responsabilidades por cada disciplina?
3. ¿Están disponibles las referencias apropiadas para el personal que las
necesite?
4. ¿Está el personal debidamente entrenado en cada una de las disciplinas?
5. ¿Se está empleando el personal calificado cuando así lo establecen los
códigos?
6. ¿Se están realizando las actividades apropiadas tal como se indica en la
norma PDVSA PI–02–09–01?
7. ¿Se han documentado todas las actividades requeridas por parte del
operador?
8. ¿Se hace seguimiento a las acciones de mantenimiento recomendadas
producto de las inspecciones realizadas?
9. ¿Existen criterios establecidos para la reparación, reclasificación, reemplazo,
o cambio de equipos estáticos?
16 ANEXOS

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
ANEXO A NORMAS ASOCIADAS AL DISEÑO, INSPECCIÓN, REPARACIÓN
Y MANTENIMIENTO DE EQUIPOS ESTÁTICOS
RECIPIENTES A PRESION
El término “Recipientes a Presión”, se refiere a recipientes construidos de acuerdo
a la sección VIII del código ASME. Los lineamientos para inspección, reparación
y mantenimiento deben estar soportados por el API 510.
INTERCAMBIADORES DE CALOR
Con excepción de los tipos de enfriadores por aire (ej. Ventilación a través de
aletas), la mayoría de los intercambiadores tienen carcaza y tubo simple. El haz de
tubos proporciona el líquido para la transferencia de calor. Los intercambiadores
de calor pueden ser fabricados de acuerdo a los códigos ASME Sección VIII Div.
1 o Div. 2 o especificaciones API.
Cuando se realizan inspecciones de campo, el componente carcaza se trata como
si fuera un recipiente a presión. Los haces de tubos no son generalmente parte
de la presión de operación, sin embargo, para asegurar la integridad del proceso
y su confiabilidad son tratados con igual importancia.
CALENTADORES A FUEGO
La tubería asociada a los calentadores a fuego puede ser diseñada de acuerdo al
ASME B31.3. Los códigos de diseño están también disponibles para los
componentes de los calentadores tales como refractarios, quemadores, entre
otros.
Los lineamientos de inspección se encuentran en:
S API RP573 – Prácticas recomendadas para inspección de calderas y
calentadores a fuego.
S API RP530 – Práctica recomendada para cálculo de tubos de calentadores en
refinerías petroleras.
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Los tanques de almacenamiento atmosférico pueden ser diseñados normalmente
bajo la norma API 12B, 12D, 12F, 650 y 620. El código API 653 establece los
lineamientos para inspección, reparación y mantenimiento de tanques
atmosféricos.
SISTEMAS DE TUBERÍAS
Los sistemas de tuberías pueden ser diseñados según el código ASME/ANSI
B31.3, 31.4, 31.8, y API 14E. La inspección, reparación y mantenimiento debe
seguir los lineamientos establecidos por el código API 570.

REVISIÓN FECHA
2
Página 51
PDVSA
VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN
La inspección y/o reacondicionamiento de las válvulas son normalmente
programados dentro del paro de las áreas a la cual pertenecen. La inspección
ocurre como parte del reacondicionamiento programado de la válvula. La
instalación, mantenimiento, y reparación de las válvulas de seguridad de superficie
costa afuera se indican en la Norma API RP 14B y API 14H.
ESTRUCTURAS
Cuando se hace referencia a plataformas genéricas satelitales, significa que los
montajes estructurales pueden ser divididos en las siguientes categorías:
S Estructuras encamisadas – encima de agua.
S Estructuras encamisadas – bajo el agua.
S Plataformas estructurales.
S Estructuras especiales.
La soportería del ensamble de estructuras que complementan los equipos
estáticos es examinada como parte de la estructura principal para fines de
inspección de campo. La norma API RP2X describe los exámenes ultrasónicos
usados en la fabricación de estructuras costa afuera.

PDVSA Historial de Fallas de Líneas
Complejo
Área
Unidad
Fecha
Lazo
Buenas
Condiciones
en
Gral.
Fuga
de
Producto
Requiere
Mantenimiento
Prev.
Adelgazamiento
Agrietamiento
Severa
Corrosión
Externa
Corrosión
Bajo
Aislamiento
Problemas
Operacionales
Fatiga
/
Vibraciones
Otros
Reemplazo
Parcial
/
Total
Cambio
de
Metalurgia
Reparación
Temporal
/
Permanente
Línea
(No. en
PID)
LP Origen Destino SCH Servicio Aislada
Termicamente
Díametro Material Fecha
Insp. Observaciones
Condición
Detectada
Causa Acción
REVISION FECHA
2
PDVSA
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ANEXO B FORMATO HISTORIAL DE FALLAS DE LÍNEAS

ANEXO C FORMATO PARA EL ANÁLISIS DE CRITICIDAD DE LÍNEAS Y EQUIPOS
DE PROCESO
COMPLEJO
ÁREA
UNIDAD
Fecha
ANÁLISIS DE CRITICIDAD PARA LÍNEAS Y EQUIPOS DE PROCESO (BASADO EN ANÁLISIS
NIVEL I API–581
PDVSA
REVISIÓN FECHA
2
Página 53
PDVSA
CIRCUITO O
EQUIPO
TAG TAG
1. PREDICTIBILIDAD DE FALLA VALOR VALOR VALOR
A. Corrosión Interna
1.¿Existe corrosión y la predictibilidad es muy buena ?
Si no existe corrosión, pasar al punto B 0
Si existe corrosión, pasar al punto 2 1
2.¿Existe alguna investigación por especialistas?
Sí, investigaciones detalladas 0
Sí, investigaciones de rutina 1
Investigación sin profundidad 2
No, desconocida 3
3. ¿El proceso de degradación está bién conocido?
Sí, muy bien 0
Razonablemente bien 1
Dudoso 2
No, desconocida 3
4. ¿Existe algún riesgo por algún cambio en las velocidades de corrosión?
No 0
Ducoso 1
Factible 2
Sí 3
5. ¿La ubicación exacta de la degradación es predecible?
Sí 0
Razonablemente 1
Dificultoso 2
No, desconocido 3
6. ¿La corrosión es detectable durante la operación?
Sí 0
Razonablemente 1
Dificilmente 2
No, desconocida 3
Para llenar el formato haga click aquí

REVISIÓN FECHA
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Página 54
PDVSA
ANEXO C FORMATO PARA EL ANÁLISIS DE CRITICIDAD DE LÍNEAS Y
EQUIPOS DE PROCESO (Cont.)
7. ¿Existe riesgo de corrosión bajo tensión (SCC)?
Sí
7a. ¿Existe riesgo por H2S húmedo?
Sí
7b. ¿Existe riesgo por HIC?
Sí
8. ¿ Hay data histórica de inspección disponible?
Sí en cantidad 0
Suficiente 1
Limitada 2
Insuficiente, desconocida 3
9. ¿La condición de monitoreo es factible y confiable?
Sí 0
Razonablemente 1
No siempre es confiable 2
No es confiable 3
B. Corrosión Externa
1. Es la vida remanente:
¿Mayor de 15 años? 0
¿Menor de 5 años? 3
2. ¿Existe riesgo de corrosión por Creep?
No 0
Factible 1
Muy eventualmente, dudoso 2
Si 3
C. Fallas Mecánicas
1. ¿Existe riesgo de fatiga?
Diámetro 2”, vibraciones 3
Diámetro 2”–3”, vibraciones 2
Diámetro 4”, vibraciones 1
No vibraciones 0
No 0
Si 2

REVISIÓN FECHA
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Página 55
PDVSA
3. ¿Existe riesgo de erosión/cavitación?
¿Velocidad del gas sobre el diseño? 3
¿Velocidad del líquido sobre el diseño? 3
¿Efectos de evaporación/condensación? 3
No 0
4. ¿Existe riesgo por factura frágil?
Temperatura por debajo de –20°C, no acceso 3
No 0
5. ¿Existe riesgo por taponamiento severo?
Ha ocurrido en otras oportunidades 3
No 0
Contador
PROMEDIO
Predictibilidad (Valor)
PREDICTIBILIDAD DE LA FALLA (categoria)
2. CONSECUENCIA DE FALLA VALOR VALOR VALOR
1. ¿ Existe alta probabilidad de riesgo severo?
Si 3
No 0
2. ¿El sistema contiene productos tóxicos?
No 0
Sí, pequeñas cantidades 2
Sí, grandes cantidades 3
3. ¿Hay algún riesgo ambiental si los productos salen a la atmósfera?
No 0
Sí, dentro de la cerca 2
Sí, fuera de la cerca 3
4. ¿Existe pérdida financiera atribuible a la falla?
No 0
Sí, menor 1
Sí, mediana 2
Sí, grande 3
5. ¿Existe algún problema operacional atribuíble a la falla?
No 0
Dudoso 1
Serio 2
Sí, muy serio 3

REVISIÓN FECHA
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PDVSA
6. ¿Existen problemas legales de ambiente y seguridad?
Si 3
No 0
7. ¿Pueden surgir reclamos y/o demandas si los productos salen al ambiente?
No 0
Razonablemente 1
Sí, el mechurrio, olores, contaminación 2
Sí, otros impredecibles 3
8. ¿Existen otros factores que contribuyen a la consecuencia de falla?
No 0
Sí, muy limitados 1
Sí, extensivamente 2
Severamente 3
Contador
PROMEDIO
Consecuencia (Valor)
CONSECUENCIA DE LA FALLA (cualidad)
FACTOR DE CRITICIDAD

ANEXO C FORMATO PARA EL ANÁLISIS DE CRITICIDAD DE LÍNEAS Y EQUIPOS
DE PROCESO (Cont.)
ANÁLISIS DE CRITICIDAD PARA LÍNEAS Y EQUIPOS DE PROCESO (BASADO EN ANÁLISIS
NIVEL I API–581
PDVSA
INSTRUCTIVO DE LLENADO
REVISIÓN FECHA
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PDVSA
1. PREDICTIBILIDAD DE FALLA CRITERIO
A. Corrosión Interna
1.¿Existe corrosión y la predictibilidad es muy buena ?
Si no existe corrosión, pasar al punto B
0: No existen elementos precursores de corrosión interna y/o
externamentede la línea/equipo evaluado
Si existe corrosión, pasar al punto 2
1: Existen elementos precursores de corrosión interna y/o
externamentede la línea/equipo evaluado
2.¿Existe alguna investigación por especialistas?
Sí, investigaciones detalladas
0: Disponibles Investigaciones y/o Evaluaciones realizadas por
Organismos Especializados Reconocidos sobre el
Equipo/Línea(Ej. Intevep)
Sí, investigaciones de rutina
1: Disponibilidad suficiente de Historial de Fallas y/o Reportes
de Inspecciones realizadas al Equipo/Línea
Investigación sin profundidad
2: Poca Disponibilidad de Historial de Fallas y/o Reportes de
Inspecciones realizadas al Equipo/Línea
No, desconocida
3: No está disponible Historial de Fallas y/o Reportes de
3. ¿El proceso de degradación está bién conocido?
Sí, muy bien
0: Disponibles Investigaciones y/o Evaluaciones realizadas por
Organismos Especializados sobre mecanismos de
degradaciónque toman lugar en el Equipo/Línea (Ej. Intevep),
y/o Realizados Análisis Causa–Raiz sobre Equipo/Línea sobre
mecanismos de degradación que toman lugar en el
Equipo/Línea
Razonablementebien
1: Disponibilidad suficiente de bibliografía sobre mecanismos de
degradación que toman lugar en el Equipo/Línea, y/o Existe
seguimientoactual de mecanismos de degradación que toman
lugar en el Equipo/Línea
Dudoso
2: Poca disponibilidad de bibliografía sobre los mecanismos de
degradación que toman lugar en el Equipo/Línea
No, desconocida
3: No está disponible bibliografía alguna sobre mecanismo de
degradaciónque toma lugar en el Equipo/Línea
4. ¿Existe algún riesgo por algún cambio en las velocidades de corrosión?
No
0: Aumento en velocidad de corrosión de Equipo/Línea conlleva
a falla del mismo, ocasionando esta Ninguna Consecuencia
Ducoso
a falla del mismo, siendo esta de Baja Consecuencia (Bajo
impacto operacional, leve toxicidad, bajo grado de
explosividad/inflamabilidad y/o bajo potencial de daños de
instalaciones cercanas)
Factible
a falla del mismo, siendo esta de Mediana Consecuencia
(Medianoimpacto operacional, moderada toxicidad, moderado
grado de explosividad/inflamabilidad y/o moderado potencial de
daños de instalaciones cercanas)

REVISIÓN FECHA
2
Página 58
PDVSA
Sí
a falla del mismo, siendo esta de Alta Consecuencia (Alto
impacto operacional, severa toxicidad, alto grado de
explosividad/inflamabilidad y/o alto potencial de daños de
instalaciones cercanas)
5. ¿La ubicación exacta de la degradación es predecible?
Sí
0: Investigaciones especializada y/o abundante Historial de
Fallas, permiten determinar con claridad la ubicación de toma
lugar la degradación en la línea/equipo
Razonablemente
1: Clara comprensión del potencial corrosivo del servicio al que
está sometido la línea/equipo. Esto permite predecir los puntos
más susceptibles a sufrir este tipo de degradación
Dificultoso
2: Poco conocimiento de potencial corrosivo del servicio al que
está sometido la línea/equipo
No, desconocido
3: Se desconoce potencial corrosivo del servicio al que está
sometido la línea/equipo
6. ¿La corrosión es detectable durante la operación?
Sí
0: Se realizan inspecciones con END para determinar espesor
de pared metálica en la línea/equipo con, al menos, la frecuencia
recomendada por API–570/510 respectivamente, y
adicionalmente se monitorean periódicamente las variables
operacionales (temperaturas, presiones, flujo, análisis de
laboratorio, etc), que sirven de indicadores sobre el
comportamiento de los elementos precursores de corrosión
existentes en el medio
Razonablemente
de pared metálica en la línea/equipo con, al menos, la frecuencia
recomendada por API–570/510 respectivamente, o se
monitorean periódicamente las variables operacionales
(temperaturas,presiones, flujo, análisis de laboratorio, etc), que
sirven de indicadores sobre el comportamiento de los elementos
precursores de corrosión existentes en el medio
Dificilmente
de pared metálica en la línea/equipo con alguna frecuencia
No, desconocida
3: No se realizan inspecciones con END para determinar
espesor de pared metálica en la línea/equipo y no se poseen
registros de inspecciones con END a línea/equipo
7. ¿Existe riesgo de corrosión bajo tensión (SCC)?
Sí
3: Fluido manejado por línea/equipo cumple las condiciones de
Corrosión Bajo Tensión (SCC) descritos en API RP 571 (4.5 y
5.1.2)
7a. ¿Existe riesgo por H2S húmedo?
Sí
Corrosión por Aguas Agrias (Sour Water Corrosion) descritos
en API RP 571 (5.1.1.10)
7b. ¿Existe riesgo por HIC?
Sí
Daño por Hidrógeno o por H2S Húmedo (HE y Wet H2S
respectivamente)descritos en API RP 571 (4.5.6 y 5.1.2.3)

REVISIÓN FECHA
2
Página 59
PDVSA
8. ¿ Hay data histórica de inspección disponible?
Sí en cantidad
de Inspecciones realizadas al Equipo/Línea, y Disponibles
Investigaciones y/o Evaluaciones realizadas por Organismos
Especializados Reconocidos
Suficiente
de Inspecciones realizadas al Equipo/Línea
Limitada
2: Poca Disponibilidad de Historial de Fallas y/o Reportes de
Insuficiente, desconocida
3: No está disponible Historial de Fallas y/o Reportes de
9. ¿La condición de monitoreo es factible y confiable?
Sí
0: Se dispone de dispositivos o instrumentos de medición en
línea en la unidad de proceso y/o se realizan análisis de
laboratorio del fluido enfocados hacia la determinación de
indicadores de control de corrosión
Razonablemente
1: Se dispone de dispositivos o instrumentos de medición en la
unidad y/o se realizan análisis de laboratorio del fluido de los
cuales puede inferirse indicadores de control de corrosión
No siempre es confiable
2: Se dispone de dispositivos o instrumentos de medición en la
unidad. Aunque no se realizan análisis de laboratorio para
determinar los indicadores de control de corrosión, existen las
facilidades para llevarlos a cabo
No es confiable
3: No se dispone de facilidades de medición alguna de
indicadores de control de corrosión o no se tiene acceso a los
registros de los análisis realizados
B. Corrosión Externa
1. Es la vida remanente:
¿Mayor de 15 años?
0: La data histórica de Inspección con END sobre la línea/equipo
apunta hacia una vida útil mayor o igual a 15 años
¿Mayor de 10 años?
apunta hacia una vida útil mayor o igual a 10 años y menor a 15
años
¿Mayor de 5 años?
apunta hacia una vida útil mayor o igual a 5 años y menor a 10
años, o no se dispone de data histórica de inspección sobre la
línea/equipo
¿Menor de 5 años?
apunta hacia una vida útil menor a 5 años
No
0: Línea/equipo no cumple con las condiciones descritas de
Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) en API–570 (5.3.3)
Factible
1: Línea/equipo cumple con las condiciones descritas de
Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) en API–570 (5.3.3), aunque
no se dispone de registros sobre fallas del mismo por este tipo
de mecanismo
Muy eventualmente, dudoso
Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) en API–570 (5.3.3) y se tiene
registro de una (1) falla en el mismo por este tipo de mecanismo
en los últimos 20 años

REVISIÓN FECHA
2
Página 60
PDVSA
Si
Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) en API–570 (5.3.3) y se tiene
registro de dos (2) o más fallas en el mismo por este tipo de
mecanismo en los últimos 20 años
C. Fallas Mecánicas
1. ¿Existe riesgo de fatiga?
Diámetro 2”, vibraciones
3: Línea/equipo con diámetro inferior a 2” cumple las
condiciones de Fatiga Mecánica y/o Fatiga Inducida por
Vibración (Mechanical Fatigue y Vibration–Induced Fatigue
respectivamente)descritos en API RP 571 (4.2.16 y 4.2.17)
Diámetro 2”–3”, vibraciones
2: Línea/equipo con diámetro igual o mayor a 2” y hasta 3”
cumple las condiciones de Fatiga Mecánica y/o Fatiga Inducida
por Vibración (Mechanical Fatigue y Vibration–Induced Fatigue
Diámetro 4”, vibraciones
1: Línea/equipo con diámetro igual o mayor a 4” cumple las
condiciones de Fatiga Mecánica y/o Fatiga Inducida por
Vibración (Mechanical Fatigue y Vibration–Induced Fatigue
No vibraciones
0: Línea/equipo no cumple las condiciones de Fatiga Mecánica
y/o Fatiga Inducida por Vibración (Mechanical Fatigue y
Vibration–InducedFatigue respectivamente) descritos en API
RP 571 (4.2.16 y 4.2.17)
No
0: Línea/equipo opera a temperaturas inferiores a la temperatura
límite de Creep para el material respectivo, descrita en API RP
571 (4.2.8)
Si
3: Línea/equipo opera a temperaturas iguales o superiores a la
temperaturalímite de Creep para el material respectivo, descrita
en API RP 571 (4.2.8)
3. ¿Existe riesgo de erosión/cavitación?
¿Velocidad del gas sobre el diseño?
3: Línea/equipo cumple con las condiciones de Cavitación
(Cavitation) descritos en API RP 571 (4.2.14), y se dispone de
registros de fallas y/o Investigaciones Especializadas de la
línea/equipobasado en este mecanismo de degradación
¿Velocidad del líquido sobre el diseño?
(Cavitation) descritos en API RP 571 (4.2.14), y se dispone de
registros de fallas y/o Investigaciones Especializadas de la
línea/equipobasado en este mecanismo de degradación
¿Efectos de evaporación/condensación?
(Cavitation) descritos en API RP 571 (4.2.14 Y 4.2.15), y se
dispone de registros de fallas y/o Investigaciones
Especializadas de la línea/equipo basado en este mecanismo
de degradación
No
0: Línea/equipo opera a temperaturas superiores a la mínima
temperatura permisible para fractura frágil del material (MAT),
descrita en API RP 579 Sec.3 (Fig.3.3)
4. ¿Existe riesgo por factura frágil?
Temperatura por debajo de –20°C, no acceso
3: Línea/equipo opera a temperaturas iguales o inferiores a la
mínima temperatura permisible para fractura frágil del material
(MAT), descrita en API RP 579 Sec.3 (Fig.3.3)

REVISIÓN FECHA
2
Página 61
PDVSA
No
0: Línea/equipo opera a temperaturas superiores a la mínima
temperatura permisible para fractura frágil del material (MAT),
descrita en API RP 579 Sec.3 (Fig.3.3)
5. ¿Existe riesgo por taponamiento severo?
Ha ocurrido en otras oportunidades
3: Se dispone de registros históricos que revelan ocurrencia de
taponamientou obstrucción parcial de línea/equipo
No 0: No se dispone de registros históricos que revelan ocurrencia
de taponamiento u obstrucción parcial de línea/equipo
PREDICTIBILIDAD DE LA FALLA (categoria)
2. CONSECUENCIA DE FALLA CRITERIO
1. ¿ Existe alta probabilidad de riesgo severo?
Si 3: Si en alguna de las preguntas 2; 3; 6 u 8 se colocó 3
No 0: Si servicio no cumple condición de arriba
2. ¿El sistema contiene productos tóxicos?
No
0: Hoja de Toxicidad de producto especifica que el mismo no es
Tóxico para el ser humano
Sí, pequeñas cantidades
2: Hoja de Toxicidad de producto especifica que el mismo es
ModeradamenteTóxico para el ser humano
Sí, grandes cantidades
AltamenteTóxico para el ser humano
3. ¿Hay algún riesgo ambiental si los productos salen a la atmósfera?
No
0: Hoja de Toxicidad de producto especifica que el mismo no es
Tóxico para el ser humano
Sí, dentro de la cerca
Moderadamenteo Altamente Tóxico para el ser humano, pero
solo es potencialmente contaminante en área industrial de
planta
Sí, fuera de la cerca
Moderadamenteo Altamente Tóxico para el ser humano, y es
potencialmente contaminante de áreas y/o comunidades
adyacentes al área industrial de planta
4. ¿Existe pérdida financiera atribuible a la falla?
No
0: Unidades de Proceso: Falla en Equipo/Línea/Sistema no
ocasiona Parada de Planta y/o Disminución de su Producción
/ Unidades de Servicio: Idem. Unidades de Proceso
Sí, menor
1: Unidades de Proceso: Falla en Equipo/Línea/Sistema no
ocasiona Parada de Planta, pero si afecta su Capacidad de
Producción / Unidades de Servicio: Idem. Unidades de Proceso
Sí, mediana
2: Unidades de Proceso: Falla en Equipo/Línea/Sistema
ocasiona Parada de Planta, sin afectar otras Plantas/Unidades
/ Unidades de Servicio: Falla en Equipo/Línea/Sistema ocasiona
Parada de Planta
Sí, grande
3: Unidades de Proceso: Falla en Equipo/Línea/Sistema
ocasiona Parada de Planta, afectando a otras Plantas/Unidades
/ Unidades de Servicio: No Aplica

REVISIÓN FECHA
2
Página 62
PDVSA
5. ¿Existe algún problema operacional atribuíble a la falla?
No
0: Falla en Equipo/Línea/Sistema no ocasiona Parada de Planta
y/o Disminución de su Producción
Dudoso
1: Falla en Equipo/Línea/Sistema no ocasiona Parada de
Planta, pero si afecta su Capacidad de Producción
Serio
2: Falla en Equipo/Línea/Sistema ocasiona Parada de Planta,
sin afectar otras Plantas/Unidades
Sí, muy serio
3: Falla en Equipo/Línea/Sistema ocasiona Parada de Planta,
afectando a otras Plantas/Unidades
6. ¿Existen problemas legales de ambiente y seguridad?
Si
3: Falla en Equipo/Línea/Sistema ocasiona:
A.– Contaminación de la atmósfera a niveles superiores a los
límites de emisión de fuentes fijas de contaminación
Atmosférica descritos en la Sec.II, Art.10 del Decreto 638
”Normas Sobre Calidad del Aire y Control de la Contaminación
Atmosférica” del 26/04/1995.
B.– Contaminación de las aguas a niveles superiores a los
límites máximos establecidos para descarga de efluentes a
cuerpos de agua y al medio marino–costero descritos en la
Sec.III y IV, Art.10 y 12, respectivamente, del Decreto 883
”Normas para la Clasificación y Control de la Calidad de los
Cuerpos de Agua y Vertidos o Efluentes Líquidos” del
11/10/1995.
C.– Cualquier otra desviación con respecto a las Normas
Corporativas PDVSA ”Normativa Legal en Seguridad, Higiene
y Ambiente (SHA)” SI-S-13 de Dic.2001.
No
0: Falla en Equipo/Línea/Sistema no ocasiona ningún problema
legal de ambiente y seguridad
7. ¿Pueden surgir reclamos y/o demandas si los productos salen al ambiente?
No
0: Escape y/o derrame de servicio de línea/equipo no genera
impacto alguno al ambiente y comunidades vecinas
Razonablemente
1: Escape y/o derrame de servicio de línea/equipo podría
generar contaminación en el ambiente de comunidades vecinas
a nivel como:
11/10/1995.

REVISIÓN FECHA
2
Página 63
PDVSA
Sí, el mechurrio, olores, contaminación
2: Escape y/o derrame de servicio de línea/equipo generaría
severa contaminación en el ambiente de comunidades vecinas
a nivel como:
11/10/1995.
Sí, otros impredecibles
3: Escape y/o derrame de servicio de línea/equipo generaría
una contaminación de magnitud incalculable en el ambiente de
comunidades vecinas a nivel como:
A.– Contaminación de la atmósfera a niveles muy superiores a
los límites de emisión de fuentes fijas de contaminación
B.– Contaminación de las aguas a niveles muy superiores a los
11/10/1995.
8. ¿Existen otros factores que contribuyen a la consecuencia de falla?
No
0: Servicio No Tóxico para el ser humano, ni
Inflamable/Explosivo
Sí, muy limitados
1: Servicio Moderadamente Tóxico en zona de baja actividad
humana y/o Servicio Inflamable Clase I ó II según API–570,
próxima a fuentes de ignición controladas con dispositivos de
seguridad (ejemplo: bombas y/o instrumentos eléctricos
adecuados según la Norma Corporativa PDVSA ”Clasificación
de Áreas IR-E-01 de Jul.95.
Sí, extensivamente
2: Servicio Moderado o Altamente Tóxico en zona de frecuente
actividad humana y/o Servicio Inflamable Clase I ó II según
API–570, próxima a potenciales fuentes de ignición (ejemplo:
área con equipos que operan a alta temperatura)
Severamente
3: Servicio Altamente Tóxico en zona de alta actividad humana
y/o Servicio Inflamable Clase I ó II según API–570, próxima a
fuentes fijas de ignición (ejemplo: equipos que operan con
fuego)

PDVSA Historial de Fallas de Equipos
Complejo
Área
Unidad
Fecha
Lazo
Taponamiento
/
Obstrucción
Daño
Mecánico
Danños
al
Aislamiento
Térmico
VT
Agrietamiento
PT,
MP
RX
Otro
Cambio
de
Metalurgia
de
Partes
Reparación
Parcial
/
General
Limpieza
/
Mantenimiento
Menor
Equipo Descripción
Servicio
Motivo de
Intervención
Fecha
Insp. Observaciones /
Detalles
Fuga
de
Producto
Corrosión
Interna
Localizada
Severa
Corrosión
Externa
Corrosión
–
Erosión
Presencia
de
Depósitos
Daño
Revestimiento
Interno
UT
Taponamiento
/
Sacrificio
de
Tubería
Retubación
Parcial
/
Total
Tipo de falla o degradación Tipo de inspección Tipo de acción tomada
REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 64
ANEXO D FORMATO PARA HISTORIAL DE FALLAS DE EQUIPOS

REVISION FECHA
DE EQUIPOS ESTÁTICOS OCT.08
2
PDVSA
Página 65
ANEXO E NORMAS APLICABLES EN SELECCIÓN DE CRITERIOS O ESTUDIOS DE APTITUD
PARA SERVICIO SEGÚN MECANISMOS DE DETERIORO
MECANISMO DE
DETERIORO
DESCRIPCIÓN DEL MECANISMO DE
DETERIORO
EQUIPO
NORMAS APLICABLES EN
SELECCIÓN DE CRITERIOS O
ESTUDIOS DE APTITUD
PARA EL SERVICIO
ESTUDIOS DE VIDA
REMANENTE
Es la fractura súbita por un esfuerzo (residual o aplicado)
Tuberías de proceso
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 3.
Fractura Frágil
Es la fractura súbita por un esfuerzo (residual o aplicado)
donde el material exhibe poca o nula evidencia de
ductilidad o deformación plástica.
Recipientes a presión
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 3. – API 579–1/ASME FFS–1 2007 Parte 3.
ductilidad o deformación plástica.
Tanques de
almacenamiento
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 3.
Pérdida de metal generalizada
Una pérdida de metal es considerada como generalizada
cuando las dimensiones del daño (Ancho x Largo) cumple
con la siguiente consideración:
Ancho = 3A y L = 3A
Tuberías de transporte
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 4.
– ASME B31.4
– ASME B31.8
– API 1160
– ASME 31.8S
– ASME B31G
– ASME B31G MODIFICADO
– DNV–RP–F101
– API 579–1/ASME FFS–1 2007 Parte 4.
Pérdida de metal generalizada Ancho = 3A y L = 3A
Siendo A = Espesor “t” si t =10mm
A = 10mm si t es 10mm
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 4.
– ASME B31.3
– API 570 Sección 7.
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 4.
Tanques de
almacenamiento
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 4.
– API 653
– API 575
– API 653

REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 66
PARA SERVICIO SEGÚN MECANISMOS DE DETERIORO (Cont.)
MECANISMO DE
DETERIORO
DETERIORO
EQUIPO
ESTUDIOS DE APTITUD
PARA EL SERVICIO
ESTUDIOS DE VIDA
REMANENTE
Pérdida de metal localizada
Los tipos de defectos que se caracterizan como pérdida de
metal localizada se definen a continuación:
a. Adelgazamientolocal del área (Local Thin Area–LTA):
Pérdida de metal localizada en la superficie de un
componente donde las magnitudes de largo y ancho
son relativamente iguales.
b. Defectos tipo surco (Groove–Like Flaw): se incluyen
los siguientes defectos:
1. Ranura por corrosión (Groove): defecto elongado
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 5.
– ASME B31.4
– ASME B31.8
– API 1160
– ASME 31.8S
– ASME B31G
– DNV–RP–F101
1. Ranura por corrosión (Groove): defecto elongado
causado por corrosió o erosión. La longitud de la
pérdida es significativamente mayor que el ancho.
2. Ranura por daño mecánico (Gouge): defecto
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 5.
– ASME B31.3
2. Ranura por daño mecánico (Gouge): defecto
elongado causado por la remoción mecánica de
material de la superficie de un componente,
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 5.
material de la superficie de un componente,
causando una reducción en el espesor de pared. La
longitud es mucho mayor que el ancho. Tanques de
almacenamiento
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 5.
– API 653
– API 653

REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 67
MECANISMO DE
DETERIORO
DETERIORO
EQUIPO
ESTUDIOS DE APTITUD
PARA EL SERVICIO
ESTUDIOS DE VIDA
REMANENTE
Picadura por corrosión
Corrosión localizada en forma de cavidad o agujero y
donde el diámetro de la cavidad de la picadura es cercano
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 6.
– ASME B31.4
– ASME B31.8
– API 1160
– ASME 31.8S
– ASME B31G
– DNV–RP–F101
Picadura por corrosión donde el diámetro de la cavidad de la picadura es cercano
al valor de espesor de la lámina.
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 6.
– ASME B31.3
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 6.
Tanques de
almacenamiento
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 6.
– API 653
– API 575
– API 653
Ampollas o daños por
HIC/SOHIC
a. Ampollas: Protuberancias que se forman en la
superficie externa, interna o en el espesor de pared de
una tubería o recipiente a presión.
b. Agrietamiento inducido por hidrógeno (Hydrogen
induced cracking–HIC): Se caracteriza por un
agrietamiento laminar de distintas profundidades
desde la superficie del acero, en el medio de la lámina
o cercano a las soldaduras.
c. HIC Orientado por esfuerzo (Stress Oriented
HIC–SOHIC): Se define como el arreglo de grietas
alineadas de manera perpendicular al esfuerzo,
formadas por la conexión con pequeñas grietas HIC en
el acero.
Tuberías de transporte,
Tuberías de proceso,
Recipientes a presión,
Tanques de
almacenamiento.
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 7.

REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 68
MECANISMO DE
DETERIORO
DETERIORO
EQUIPO
ESTUDIOS DE APTITUD
PARA EL SERVICIO
ESTUDIOS DE VIDA
REMANENTE
a Desalineación de soldaduras (Weld Misalignment)
Desalineación de soldaduras
a. Desalineación de soldaduras (Weld Misalignment).
b Distorciones de carcazas (Shell Distortion): Incluye
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Desalineación de soldaduras
y distorciones de carcazas
b. Distorciones de carcazas (Shell Distortion): Incluye
varias categorías como distorción general problemas
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 8.
y distorciones de carcazas varias categorías como distorción general, problemas
de redondez y abultamientos.
Tanques de
almacenamiento
Parte 8.
/
Las grietas son daños planos caracterizados por Tuberías de proceso
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Grietas
Las grietas son daños planos caracterizados por
rompimientosde superficies o incrustaciones a través de
d
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 9.
rompimientosde superficies o incrustaciones a través de
paredes. Tanques de
almacenamiento
Parte 9.
/
Altas temperaturas de Deformación lenta y constante bajo cargas inferiores al Tuberías de proceso
– API 579–1/ASME FFS–1 2007 – API 579–1/ASME FFS–1 2007 Parte
Altas temperaturas de
operación y termofluencia
Deformación lenta y constante bajo cargas inferiores al
límite de deformación producto de la operación a altas
t t
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 10.
– API 579–1/ASME FFS–1 2007 Parte
10.
operación y termofluencia límite de deformación producto de la operación a altas
temperaturas. Tanques de
almacenamiento
Parte 10. 10.
Afectación de las propiedades estructurales y mecánicas
Afectación de las propiedades estructurales y mecánicas
(resistencia ductilidad y dureza) de un equipo por su
Daños ocasionados por fuego
(resistencia, ductilidad y dureza) de un equipo por su
exposición a llamas o radiaciones de calor producto del
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 11.
11.
p g
exposición a llamas o radiaciones de calor producto del
fuego. Tanques de
almacenamiento
Parte 11. 11.
Abolladuras arrancaduras y
a. Abolladuras: Deformaciones causadas por la
depresión de la superficie del tubo
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 12.
– API 1160
– API 31.8S
/ S S
Abolladuras, arrancaduras y
combinación de abolladuras
con arrancaduras
p
depresión de la superficie del tubo.
b. Arrancaduras: Pérdidas de material producto de una
ió á i
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 12.
12.
con arrancaduras b. Arrancaduras: Pérdidas de material producto de una
acción mecánica.
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 12.
Tanques de
almacenamiento
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 12.

REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 69
MECANISMO DE
DETERIORO
DETERIORO
EQUIPO
ESTUDIOS DE APTITUD
PARA EL SERVICIO
ESTUDIOS DE VIDA
REMANENTE
Las laminaciones se pueden definir como falta de fusión Tuberías de proceso
Laminaciones
Las laminaciones se pueden definir como falta de fusión
por la presencia de espacios en un material debido a fallas
l d f t
– API 579–1/ASME FFS–1 2007
Parte 13.
13.
por la presencia de espacios en un material debido a fallas
en el proceso de manufactura. Tanques de
almacenamiento
Parte 13. 13.

PUNTOS DE MEDICIÓN EN TUBERÍAS Y ACCESORIOS
REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 70
ANEXO F FORMATOS PARA INSPECCIÓN EN EVALUACIÓN DE EQUIPOS ESTÁTICOS

HOJA DE REGISTRO EN CAMPO DE PUNTOS DE
MEDICIÓN EN TUBERÍAS Y ACCESORIOS
REVISION FECHA
2
PDVSA
Página 71
ANEXO F FORMATOS PARA INSPECCIÓN EN EVALUACIÓN DE EQUIPOS ESTÁTICOS (Cont.)
Para llenar el formato haga click aquí

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 72
PDVSA
ANEXO F FORMATOS PARA INSPECCIÓN EN EVALUACIÓN DE EQUIPOS
ESTÁTICOS (Cont.)
REPORTE DE ESPESORES CALDERINES
EQUIPO:
SERVICIO:
UNIDAD:
MOTIVO:
FECHA:
X1 X2 Xn
DATA DE DISEÑO DATA DE OPERACIONES
X1 X2 Xn
Presión: casco psi / Tubo psi
Temp: casco °F /Tubo °F
Esp. diseño:
Esp. de retiro:
Corrosión perm.
Material del Casco:
Material deL CAP:
Presión: casco °F / Tubo psi
Temp: casco °F / Tubo psi
Esp. Nominal Boq
Esp. Nominal Boq
Esp. Nominal Boq
Esp. de retiro Boq
X1 X2 Xn
ESPESORES DEL CASCO (Pulg)
Nº-
- de Puntos 1 2 3 4 5 6 7
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Punto 1 Punto 2 Punto 3
Norte: A1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Sur: B1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Este: C1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Oeste: D1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Arriba: E1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
Abajo: F1
E1 E1 E1
CASCO
A1 A1 A1
F1 F1 F1
ESPESORES DE BOQUILLAS (Pulg)
Boq. No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Inferior Lado opuesto de “D” es “C”
Lado opuesto de “A” es “B”
Superior
C1 D1
A1
∅

Superior
C1 D1
A1
Norte: A1
Superior
C1 D1
A1
Sur: B1
Superior
C1 D1
A1
Este: C1
Superior
C1 D1
A1
Oeste: D1
Superior
C1 D1
A1
Arriba: E1
Superior
C1 D1
A1
Abajo: F1
Superior
C1 D1
A1

Lado opuesto de “D” es “C”
Canal
E1
A1
F1
E1
J1
L1
B1
F1
H1
D1
C1
A1 G1 K1
I1
M1
SOLDADURA
REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 73
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
ESPESORES (Pulg)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1
ESPESORES DEL CABEZAL (Pulg)
CAP
SUP.
CAP
INF.
CAP
NORTE.
CAP
SUR.
CAP
ESTE
CAP
OESTE
A1
B1
C1
D1
E1
F1
G1
H1
I1
J1
K1
Nota: En caso de que el CAB sea de mayor tamaño se
L1
Nota: En caso de que el CAB sea de mayor tamaño se
miden cuatro puntos adicionales
M1

Puntos de control
Lado opuesto de ”A” es ”C”
1
1
1
1
2
2 2
Cabezal 1 Cabezal 2
3
4 2
1
B1
D1
A1
1
2
E1 E2
E1 E2
B2
B2
F2
F1
A1
E1 E2
E1 E2
F2
F1
A1 B2
Puntos de control
1 2
REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 74
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
REPORTE DE ESPESORES DE ENFRIADORES FIN FAN COOLER DOBLE
EQUIPO:
SERVICIO:
UNIDAD:
MOTIVO:
FECHA:
Presión: cabezal psi
Temp: cabezal °F
Esp. diseño:
Esp. de retiro:
Corrosión perm.
Material del Casco:
Material deL CAP:
Presión: cabezal psi
Temp: cabezal °F
Esp. Nominal Boq
Esp. de retiro Boq
Boq. No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
∅
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1
ESPESORES DEL CABEZAL 1 (Pulg)
No. de
Puntos
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1
ESPESORES DEL CABEZAL 2 (Pulg)
No. de
Puntos
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1
Abajo: F1

Cap. Superior
Cap. Inferior
X1
Casco
X2
Xn
Punto 1
Punto 2
Punto 3
D1
D1
D1
A1
A1
A1
C1
C1
C1
Lado opuesto de ”C” es ”D”
B1
D1
A1
E1
A1
F1
REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 75
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
REPORTE DE ESPESORES TAMBORES VERTICALES
EQUIPO:
SERVICIO:
UNIDAD:
MOTIVO:
FECHA:
Presión: casco psi
Tubo psi
Esp. diseño:
Esp. de retiro:
Corrosión perm.
Material del Casco:
Material deL CAP:
Presión: casco °F / Tubo psi
Esp. Nominal Boq
Esp. Nominal Boq
Esp. Nominal Boq
Esp. de retiro Boq
ESPESORES DEL CASCO (Pulg)
Nº-
- de
Puntos
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1
Boq. No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Ø
Norte: A1
Sur: B1
Este: C1
Oeste: D1
Arriba: E1
Abajo: F1

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 76
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
ESPESORES DEL CAP (Pulg)
CAP
SUP.
CAP
INF.
A1
SOLDADURA
B1
J1
SOLDADURA
C1
D1
F1
E1 B1
F1 E1 C1
A1 G1 K1
I1
M1
G1 D1
H1
H1
I1
H1
J1
K1 L1
L1 Nota: En caso de que el CAB sea de mayor tamaño se miden cuatro puntos
adicionales
M1
adicionales

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 77
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
EJEMPLOS PARA EL LLENADO DE REPORTES
IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO A INSPECCIÓNAR
En los primeros recuadros nos encontraremos con información del equipo ejemplo:
Nombre del equipo: B101, Servicio en cual presta: crudo, unidad que pertenece:
crudo, motivo de la inspección: inspección visual, y fecha en que se hace la
inspección: 13/10/06. Adicional a eso llenar la data de diseño y operación a la cual
trabaja el mismo, la cual se debe llenar.
MEDICIÓN DEL CASCO
Lo que se representan los dibujos de cada sección de medición, son solo puntos
de medición y la orientación es la siguiente: (Norte: A1 / Este: C1/ Sur: B1 / Oeste:
D1 / Arriba: E1 / Abajo: F1), en este caso en el casco por lo general se miden tres
puntos si se requiere un cuarto punto se le agrega, es por ello que el Xn indicando
los puntos que sean necesarios agregar en el dibujo general del equipo. Cada
punto se divide en puntos de medida ejemplo: en el Punto 1 se encuentran (A1 ;
B1 ; E1 ; F1 ) o en su defecto, Punto 1 (C1 ; D1 ; E1 ; F1) según como se encuentre
ubicado en planta. Si son tres puntos seria: Punto 1: (A1 ; B1 ; E1 ; F1 ) Punto 2:
(A1 ; B1 ; E1 ; F1 ) Punto 3: (A1 ; B1 ; E1 ; F1 ).
Ejemplo de medición del casco

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 78
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
MEDICIÓN DE LAS BOQUILLAS
En las boquillas se mide cuatro puntos según su ubicación en planta. El dibujo
correspondiente a las boquillas indica los puntos de medidas.
Ejemplo de medición de las boquillas
Inferior
Superior
MEDICIÓN DE GARGANTA
En la garganta se mide cuatro puntos según su ubicación en planta. El dibujo
correspondiente a la garganta indica los puntos de medidas.
Ejemplo de medición de la garganta
Garganta

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 79
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
MEDICIÓN DE GARGANTA TIPO CABEZOTE
El cabezote se mide trece puntos de esos trece puntos, cuatro puntos van después
de la soldadura. En caso de que el mismo sea de mayor tamaño se mide cuatro
puntos adicionales siempre y cuando los últimos puntos se midan después de la
soldadura como lo indica en el dibujo. Según su dirección se colocan las
respectivas medidas.
Ejemplo de medición de la garganta tipo cabezote
MEDICIÓN DEL CAP
El cap se mide de igual manera que el cabezote es por ello que los dibujos del
cabezote y el cap son iguales.
MEDICIÓN DE BOTA
La bota se mide de la misma manera que el cap y cabezote.

REVISIÓN FECHA
2
PDVSA PI-
-02-
-09-
-01
Página 80
PDVSA
ESTÁTICOS (Cont.)
MEDICIÓN DE LOS CABEZALES
Los cabezales se miden de la siguiente manera en cada extremo de el rectángulo
se mide 2 puntos que desprenden (A1 ; E1 ; F1) de igual forma el otro punto. En
caso de que el cabezal tenga mucha profundidad se mide otros 2 puntos para la
misma.
Ejemplo de medición del cabezal

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