capitulo 701 proteccion de tuberia enterrada

CONTRATO 5202242

GESTIÓN DEL PROYECTO, INGENIERÍA BÁSICA Y DETALLADA E INTERVENTORÍA DE OBRA PARA EL

DESARROLLO DE LA ALTERNATIVA DE TRANSPORTE DE LOS CRUDOS PESADOS DE CASTILLA Y LA NAFTA PARA

LA GERENCIA TÉCNICA DE LA VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE DE ECOPETROL S.A.

Disciplina : GENERAL Fecha: Agosto 10 de 2009

Nombre Documento: CAPITULO 701 PROTECCIÓN DE TUBERÍA ENTERRADA ARCHIVO: L-STS-POR-4-D-GEN-ET-001. Rev 1

Nº de Documento: ETCC-ITR3-06058-L-STS-POR-4-D-GEN-ET-001 PAG. 1 de 15

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1 ALCANCE

Este capítulo fija los requisitos mínimos para la aplicación de revestimientos que protejan la tubería enterrada o sumergida de los efectos de la corrosión causada por la acción externa de agentes agresivos tales como, humedad y compuestos químicos del suelo, agua salada, raíces y microorganismos.

2 REFERENCIAS

En el presente capítulo se citan los siguientes documentos relacionados con esta actividad:

De ECOPETROL: Especificación Técnica ET-ECP-01/94: Revestimiento exterior de tubería utilizando Fusion Bonded Epoxy (FBE), elaborada por el Grupo de Inspecciones de ECOPETROL-DOL, revisión 1.0 de julio de 1995.

De la National Association of Corrosion Engnineers (NACE): NACE RP-02-74: High Voltage Electrical Inspection of Pipeline Coatings Prior to Installation (Aug-74). NACE RP-0490-90: Holiday Detection of Fusion-Bonded Epoxy External Pipeline Coatings of 10 to 300 Mils (0.25 to 0.76 mm) (Apr-90)

De la “Steel Structures Painting Council” (SSPC) SSPC Steel Structures Painting Manual

De la “National Standards of Canada” CAN / CSA – Z 245-20 – M92 External fusion bonded epoxy coating for steel piping CAN / CSA – Z245-21 – M92 anci External polyethilene coatings for pipe

De la “American Society for Testing and Materials” (ASTM) ASTM 614 Standard test method for impact resistance of Pipeline Coatings (falling weight test)

Del “American Petroleum Institute” (API) API 5L Specification for Line Pipe API 5LW Recommended Practices for Transportation of Line Pipe on Barges and Marine Vessels NF A 49-711 (Ultima version- mínimo Nov 1992) "Three Layer External Coating based on Polypropylene Applications by Extrusion

3 DEFINICIONES

N.A

4 DESARROLLO DEL ALCANCE

4.1 REQUISITOS GENERALES

4.1.1 Los revestimientos para tubería enterrada o sumergida y sus correspondientes juntas deben cumplir como mínimo los requisitos enunciados en las Especificaciones Técnicas ET-

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ECP-01/94 y ET-ECP-02/94; las pruebas de continuidad deben realizarse conforme a lo indicado por el NACE RP-02-74 y el NACE RP-0490-90, según sea el caso.

4.1.2 En todo momento durante la construcción, el CONTRATISTA debe tener suficiente precaución para evitar daños al revestimiento de la tubería. Se debe impedir que la tubería sea golpeada con objetos duros o pesados o que el personal camine sobre el tubo.

4.1.3 Cualquiera que sea el revestimiento y procedimiento que se vaya a utilizar, se debe efectuar una calificación de éste, incluyendo el revestimiento de las juntas y las reparaciones, con participación del fabricante y de ECOPETROL. El proceso de calificación debe incluir las pruebas que se requieran para satisfacción del fabricante y de ECOPETROL.

4.1.4 Previamente, el CONTRATISTA debe presentar a ECOPETROL para su aprobación, la calificación del procedimiento, las muestras correspondientes a los materiales que haya ofrecido en su propuesta, junto con tres (3) copias de las normas y especificaciones completas de manejo, almacenamiento, alistado y aplicación, y un ofrecimiento formal de asesoría a ECOPETROL, suministrada por el respectivo fabricante; además, una vez aprobado el material, las normas y especificaciones del mismo se consideran parte integral de las especificaciones de construcción.

4.1.5 En caso de que el CONTRATISTA quiera utilizar un material diferente al originalmente ofrecido en la propuesta, debe hacer una solicitud por escrito y justificar el beneficio que esto representa para la calidad de la obra. ECOPETROL, una vez analizada la solicitud, dará respuesta por escrito.

4.1.6 Si durante el transcurso de la obra se considera que la calidad de alguno de los productos aprobados está desmejorando, el CONTRATISTA debe reemplazarlo en forma inmediata, sin que esto modifique en manera alguna ni el precio ni el plazo propuesto por el CONTRATISTA, sometiéndose nuevamente al proceso de aprobación exigido.

4.1.7 Antes de la fase de bajado a la tubería se le debe correr el detector de discontinuidades (Holliday Detector) a un voltaje igual al indicado por la norma francesa NF A 49-711 (última versión) para verificar que el revestimiento se encuentre en perfecto estado. De encontrarse algún daño, el CONTRATISTA deberá proceder a repararlo según procedimiento autorizado por ECOPETROL, estas reparaciones son a costo del CONTRATISTA y no generarán sobre tiempo alguno.

4.2. REVESTIMIENTO DE JUNTAS SOLDADAS

4.2.1 Generalidades

4.2.1.1 El CONTRATISTA deberá realizar la preparación de superficies y la aplicación del recubrimiento para la protección contra la corrosión en la zona de soldadura (juntas) de las líneas proyectadas. El CONTRATISTA deberá tener en cuenta para el procedimiento de

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aplicación del tipo de revestimiento a emplear, además, de las prácticas recomendadas en este numeral, las instrucciones propias del fabricante del producto.

4.2.1.2 De acuerdo a los requerimientos de ECOPETROL, las juntas soldadas deberán ser recubiertas con revestimiento líquido epóxico en presentación de dos componentes, especificados para una temperatura de operación de por lo menos 90º F. El procedimiento de aplicación deberá realizarse de acuerdo a las instrucciones del fabricante.

4.2.1.3 Previamente, deben retirarse todos los residuos de soldadura, rebabas y demás material metálico residual existente sobre la superficie a revestir.

4.2.2 Mediante el Sistema ICAT

El revestimiento en campo de las juntas soldadas, cuando se aplique el sistema ICAT, debe hacerse de acuerdo al siguiente procedimiento:

4.2.2.1 Preparación de Superficie

Las juntas soldadas deben ser preparadas con abrasivo (arena) a presión hasta lograr un grado de preparación grado metal casi blanco SSPC-SP- 10, utilizando arena tipo Sogamoso (proveniente de canteras de la región de Sogamoso – Boyacá; Colombia) que permita lograr un perfil de anclaje mínimo de 2,5 milésimas (mils) (64 micras). El traslape sobre el polietileno debe ser preparado con arenado ligero sobre una franja perimetral de tres (3) pulgadas de ancho a lado y lado de la junta a un perfil de anclaje de 1 (un) mils (25.4 micras).

4.2.2.2 Protección y Envoltura de la Junta Soldada o del Área a Recubrir y Activación de la Superficie del Polipropileno del TPP Aplicado en Planta

Para proteger la junta soldada o el área a recubrir, de contaminación ambiental (humedad, arena o tierra) se debe cubrir la junta con plástico (lamina de polietileno o polipropileno, calibre entre 4 y 6 mils) y fijarla con cinta para ductos marca 3M referencia “Duch Tape” o similar, de 48 mm. de ancho, para formar una bolsa hermética. Esta bolsa protege la junta soldada de contaminaciones hasta por 24 horas y es usada para el tratamiento de activación de la superficie del polietileno aplicado en planta en el sistema Tricapa Polipropileno (TPP).

Se debe aplicar el Activador de Superficie ICAT en forma de gas, referencia “Surface Treatment LS-2001” por un tiempo entre 3 y 6 segundos, hasta que la bolsa plástica se infle, normalmente tarda ese tiempo, asegurando que no haya fugas en la bolsa hermética. El tiempo del tratamiento de la superficie es de 5 minutos mínimo hasta 15 minutos, aunque si por alguna condición externa como lluvia, no se puede aplicar el sistema de revestimiento ICAT LS-2001 en ese tiempo y el sistema permanece herméticamente cerrado, no se afectará la activación hasta una hora después de aplicado.

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4.2.2.3 Aplicación del Revestimiento

Cuando la junta soldada esté lista para ser revestida, la bolsa plástica se debe cortar por el centro alrededor de la circunferencia de la junta soldada y se debe halar hacia atrás y hacia los lados, para formar los bordes de la aplicación del sistema de revestimiento epóxico ICAT LS-2001.

La temperatura del tubo debe estar al menos 3 grados Celsius por encima del punto de rocío. El revestimiento base referencia “Base Coat LS-2001” se aplica sobre la superficie del metal y sobre la zona de transición del PE adyacente al metal hasta aproximadamente 3 pulgadas del borde del metal, con equipo Plural Multicomponente tipo Hidrocat, Wardes o Graco a un espesor recomendado de 0,75 a 1,25 mm. Una vez el revestimiento base esté aplicado pero que esté aún pegajoso, se debe aplicar el revestimiento epóxico final o capa superior, referencia “Top Coat LS-2001” sobre el revestimiento base y hacer traslape sobre el PE a lado y lado de la junta a 3 pulgadas del borde con equipo Plural Multicomponente tipo Hidrocat, Wardes o Graco a un espesor entre 1,5 mm. y 2,00 mm., dejando una capa pareja y homogénea con el sistema de revestimiento de TPE aplicado en planta.

Se debe inspeccionar el espesor con una galga de película húmeda. Se debe también hacer la prueba de discontinuidad eléctrica a un voltaje de 125 voltios DC / mil (25.4 micras) de espesor mínimo nominal después de que el recubrimiento haya curado y esté relativamente duro al tacto (después de 3-4 horas de haber sido aplicado a 25° C.). El revestimiento puede ser reparado con el mismo producto dentro de las 4 horas siguientes a la aplicación sin necesidad de hacer tratamiento a la superficie. Después de ese tiempo, se debe preparar la superficie con arenado ligero a un perfil de anclaje de 25.4 micras.

Se puede hacer precalentamiento indirecto a 70° – 90° Celsius para post curar el revestimiento si se requiere inspección y enterrado del tubo rápidos. Aproximadamente una hora después de ese precalentamiento, el sistema ya ha curado lo suficiente como para poder manipular y enterrar el tubo. Si no se hace precalentamiento, el revestimiento puede ser manipulado de una a dos horas después de aplicado a 20° Celsius y cura completamente 24 horas después de la aplicación a esta temperatura.

4.2.3 Mediante FBE DUAL (Aplica para línea regular y cruces perforados).

Para este tipo de aplicación de revestimiento se consideran dos métodos diferentes para el revestimiento de la junta; el primero y que se debe aplicar por defecto para revestir juntas de tubería revestida con FBE Dual, a no ser que se tenga la autorización de ECOPETROL o su representante para aplicar el segundo método, es el que se efectúa con el mismo recubrimiento en polvo NAP GARD 7-2500/01/02 (Según se requiera) + NAP GARD GOLD 7-2504 aplicado en planta (punto 1.); Para zonas de difícil acceso en donde se imposibilita la utilización de los equipos de aplicación y para reparación de las averías menores se podrá utilizar el procedimiento descrito en el (punto 2.) según se acuerde con ECOPETROL o su Representante.

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Las reparaciones con productos no destinados a estas aplicaciones, representan un riesgo en la protección y estabilidad de toda la obra.

4.2.4 Revestimiento de Juntas Soldadas para sitios de difícil acceso (aplica para cruces perforados).

Como alternativa cuando no se puede aplicar FBE DUAL en campo, en tuberías revestidas en planta con FBE DUAL de protección mecánica. Para aplicar esta alternativa se requiere tener concepto favorable de ECOPETROL y/o su representante de las dificultades constructivas o topográficas del sector donde se hará el cruce perforado dirigido

4.2.4.1 Preparación de Superficie

Las juntas soldadas deben ser preparadas con abrasivo (arena) a presión hasta lograr un grado de preparación grado metal casi blanco SSPC-SP- 10, utilizando arena tipo Sogamoso (proveniente de canteras de la región de Sogamoso – Boyacá; Colombia) que permita lograr un perfil de anclaje mínimo de 2,5 milésimas (mils) (64 micras). El traslape sobre el FBE aplicado en planta debe ser preparado con arenado ligero sobre una franja perimetral de cuatro (4) pulgadas de ancho a lado y lado de la junta a un perfil de anclaje de 1 (un) mil (25.4 micras). Seguidamente se limpia la tubería con aire a presión libre de contaminantes, para retirar cualquier contaminación y/o residuos de FBE.

4.2.4.2 Aplicación del Revestimiento

La temperatura del tubo debe estar al menos 3 grados Celsius por encima del punto de rocío.

El revestimiento 100% sólidos de uretano o epoxi-uretano referencia “FC-210 Ambercoat” de ICAT Inc o Napgard 7 – 1882 de Dupont., se aplica sobre la superficie del metal y sobre la zona de transición del FBE adyacente al metal de 4 a 6 pulgadas del borde del metal, con equipo Plural Multicomponente tipo Hidracat, Wardes o Graco. a un espesor de 40 a 45 mils. (1000 a 1125 micras) sobre el acero y entre 10 y 15 mils (250 y 375 micras) sobre el FBE Dual con un traslape sobre este último de 4 a 6 pulgadas (10 a 15 cm). El espesor sobre el FBE se puede ir reduciendo suavemente de tal forma que al final del traslape, el espesor sea de 2 mils (50 micras) o menos..

ECOPETROL o su representante podrá autorizar la aplicación manual del revestimiento de acuerdo con su criterio si las condiciones topográficas o constructivas así lo ameritan previa comprobación de la imposibilidad de realizarlo con el equipo indicado.

Si se hace la aplicación manual (rodillo o espátula), se debe aplicar una capa sobre el cordón de soldadura inicialmente y luego sí aplicar sobre el área del metal y del traslape sobre el FBE Dual. Si la temperatura de la superficie está por encima de 30 °C., la aplicación sobre el metal y el traslape se debe hacer en dos “manos” observando que la segunda mano se aplique sobre la primera aún pegajosa al tacto.

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Se debe inspeccionar el espesor con una galga de película húmeda. Se debe también hacer la prueba de discontinuidad eléctrica a un voltaje de 125 voltios DC / mil (25.4 micras) de espesor mínimo nominal después de que el recubrimiento haya curado y esté relativamente duro al tacto (después de 2-3 horas de haber sido aplicado a 25 °C.). El revestimiento puede ser reparado con el mismo producto dentro de los siguientes 20 minutos a la aplicación sin necesidad de hacer tratamiento a la superficie (a 25°C). Después de ese tiempo, se debe preparar la superficie con arenado ligero a un perfil de anclaje de 25.4 micras.

Se puede hacer calentamiento indirecto a 70° – 90° Celsius para post curar el revestimiento, si se requiere inspección y enterrado o arrastre del tubo, rápidamente. Aproximadamente dos horas después de ese calentamiento, el sistema ya ha curado lo suficiente como para poder manipular y enterrar o arrastrar el tubo. Si no se hace calentamiento, el revestimiento puede ser manipulado de una a dos horas después de aplicado a 25° Celsius y cura completamente 24 horas después de la aplicación a esta temperatura.

El arrastre en la perforación del cruce puede empezar a hacerse 24 horas de hecha la aplicación.

4.2.5 Pruebas y Ensayos

El CONTRATISTA deberá disponer de las facilidades suficientes y adecuadas para la preparación de las muestras y realización de todas las pruebas contempladas en estas especificaciones y en las normas CAN respectivas para calificación del proceso de producción y en producción.

Se deberán realizar las pruebas de acuerdo con las normas aplicables

ECOPETROL S.A. ordenará el corte de alguna junta, para realizar las siguientes pruebas

• Resistencia al impacto.

• Flexibilidad

• Resistencia a la penetración bajo carga puntual

• Resistencia al desgarre

• Desprendimiento catódico (24 horas)

• Resistencia al aislamiento eléctrico

• Elongación hasta rompimiento

• Estabilidad a la radiación ultravioleta

• Estabilidad térmica

• Resistencia al rompimiento en medio surfactante

• Resistencia a los microorganismos

Cuando una de las pruebas de la junta seleccionada no cumpla con los criterios de aceptación previstos en las normas o en esta especificación, ECOPETROL S.A. LA rechazará y podrá determinar la selección de otra junta para someterla a pruebas con igual procedimiento.

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El CONTRATISTA será responsable en todo momento de la calidad del revestimiento y deberá a su cargo reprocesar la tubería cuyo revestimiento no cumpla con las especificaciones.

4.3 REPARACION DEL REVESTIMIENTO

4.3.1 Generalidades:

4.3.1.1 Los daños existentes en el revestimiento o de los ocasionados por el CONTRATISTA durante el manejo de la misma, deben ser reparados por el CONTRATISTA con el mismo tipo de revestimiento de la tubería o con cualquier otro siempre y cuando sea compatible y esté de acuerdo con el procedimiento calificado y aprobado por ECOPETROL.

4.3.1.2 Las áreas que requieran reparación deben limpiarse para remover suciedad, incrustaciones y el revestimiento dañado; para tal efecto se deben utilizar lijas, gratas u otro medio adecuado.

4.3.1.3 El área adyacente debe ser corrugada o raspada para garantizar la adherencia del revestimiento de reparación con el general del tubo.

4.3.1.4 Debe retirarse el polvo del área que se va a reparar.

4.3.1.5 De acuerdo con el tamaño de la zona averiada se pueden tener dos tipos de reparaciones:Cuando el área es menor de un centímetro cuadrado y no alcanza al sustrato metálico;y cuando es superior a un centímetro cuadrado o se encuentra descubierta la superficie del tubo.En el primer caso se requiere limpiar la zona con cepillo para retirar la suciedad, aceite o grasa superficiales y todo aquello que impida la adhesión del producto. Sobre ésta superficie limpia se debe colocar el material, de acuerdo con el procedimiento calificado y aprobado.En el segundo caso hay necesidad de limpiar y restituir el perfil de anclaje en la superficie, para obtener un grado de limpieza, por lo menos comercial. A continuación se debe proceder a colocar el revestimiento de acuerdo con el procedimiento calificado y aprobado.

4.3.1.6 En las áreas reparadas debe verificarse la continuidad del revestimiento con el detector de fallas, de acuerdo con el NACE RP-02-74 y el NACE RP-0490-90, según sea el caso. 4.7 El CONTRATISTA se obliga a reparar todos los defectos presentes en el revestimiento antes de proceder al bajado de la tubería.

4.3.2 Procedimiento de Reparación de Sistemas Tricapa Polipropileno (TPP):

Las reparaciones de daños de revestimientos TPP en el tubo se deben hacer siguiendo los mismos pasos que para el revestimiento de las juntas soldadas. El metal expuesto debe ser preparado según grado de preparación de superficie SSPC SP 10 y un perfil de anclaje de 2,5 mils y arenado ligero sobre el polietileno en un zona de transición de todo el perímetro de dos (2) pulgadas.

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Se utiliza un parche plástico asegurado con cinta adhesiva para ductos para el proceso de activación de la superficie del PP con el Activador de Superficie ICAT referencia “Surface Treatment LS-2001”.

El tratamiento para la activación de la superficie del PP se aplica dentro del parche plástico y se debe dejar entre 3 y 10 minutos en contacto con la superficie.

El parche plástico se remueve y se aplica el revestimiento base referencia “Base Coat LS-2001” al metal expuesto y sobre la zona de transición en todo su perímetro.

Seguidamente se debe aplicar el revestimiento superior referencia “Top Coat LS-2001” se aplica una vez el revestimiento base esté pegajoso al tacto, y deberá cubrir el revestimiento base y el PE o PP adyacente suavemente tratada con abrasivo. .

La inspección deberá ser hecha de manera similar al procedimiento para juntas soldadas. Es decir, el espesor del sistema se mide con una galga de película húmeda. Se debe hacer la prueba de discontinuidad eléctrica a un voltaje de 125 volts / mil de espesor después de que el recubrimiento haya curado y esté relativamente duro al tacto (después de 3-4 horas de haber sido aplicado a 25° C.)

NOTA 1: El CONTRATISTA debe seguir estrictamente este procedimiento y las fichas técnicas y catálogos de cada uno de los productos y del sistema de activación y revestimiento a aplicar.

4.3.3 Procedimiento de Reparación de Juntas con Fusión Bonded Epoxi (FBE) Nap Gard Gold:

Se procede en forma similar que para un sistema tradicional de FBE Dual aplicado en Planta.

Equipo a Utilizar: Equipo de sandblasting completo. Equipos y herramientas que alcancen los grados de limpieza de la SSPC SP1/7/10/11 Equipo de aplicación de pintura en polvo por anillos de inducción de calor.

4.3.3.1 Preparación De Superficie: Previamente al arenado se debe retirar todo tipo de contaminantes presentes en la superficie a tratar incluida la zona de traslapo sobre el FBE, posteriormente efectuar un arenado hasta alcanzar un grado SSPC-SP10 “Metal Casi Blanco” según lo dispuesto por la Steel Structures Painting Council USA con un perfil de anclaje de 3.0 a 4.0 mils. En la zona de traslape que puede ser de 1 a 3 pulgadas, se efectúa un arenado hasta grado SSPC-SP7 “Arenado Suave” para crear un perfil de anclaje mínimo de 2.0 mils nivelando la arista de corte en la frontera con el recubrimiento.

En caso de no ser posible el acceso a la zona del equipo de sandblasting se puede realizar limpieza manual / mecánica hasta metal completamente desnudo y con perfil de anclaje, de acuerdo con la SSPC-SP11 “Limpieza Mecánica a Metal Desnudo”, según lo dispuesto por la Steel Structures Painting Council USA con un perfil de anclaje de 2.0 a 4.0 mils, el que se puede alcanzar con una lija gruesa (40-60) que raye la superficie y no la pulimente.

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En la zona de traslape (sobre el FBE) que puede ser de 2 a 3 pulgadas, se efectúa un Lijado Suave para rebajar o nivelar el borde de FBE, creando un perfil de anclaje mínimo de 2.0 mils.

4.3.3.2 Aplicación del NAP GARD GOLD: Primero se aplicará la capa de imprimación con Nap Gard Mark X 7-2500/01/02, seleccionado dependiendo de grosor o calibre de la pared e la tubería, posteriormente, en forma simultánea se aplica el Nap Gard Gold 7-2504, ambos recubrimientos en polvo son resinas epóxicas, aplicada en un proceso de termofusión.

4.3.3.3 Presentación del producto: Viene en cajas de 60 libras (27,27 Kg.). Durante la aplicación se debe tener cuidado en prevenir la contaminación con agua o humedecimiento del producto para evitar apelmazamiento. La pintura debe ser almacenada en un lugar seco y fresco.

4.3.3.4 Procedimiento de Aplicación: Por inducción eléctrica precalentar la sección hasta una temperatura mínima de 232° C y máxima de 253° C; la que debe ser controlada de manera eficaz. La aplicación del recubrimiento depende de las características propias de cada una de los distintos equipos existentes en el mercado, la aplicación debe cumplir con las especificaciones de la obra. El espesor de película para la reparación en ningún caso debe ser inferior al especificado; para el Nap Gard 7-2500/01/02 debe ser de 12.0 a 16.0 mils y para el Nap Gard Gold 7-2504 18.0 a 20.0 mils para un total de 30.0 a 32.0 mils.

4.3.3.5 Tiempo de curado y manejo: El curado para la operación en campo debe ser de 3 minutos.

4.3.3.6 Control de aplicación e Inspección: Dependiendo del tipo de controles, existen unos que se hacen en campo y otros solo en laboratorio luego de seccionar una parte del tubo recubierto en las condiciones reales de campo.

4.3.3.7 Control de aplicación e Inspección en Campo: Inicialmente se puede realizar en todo momento inspección visual, para detectar poros visibles, contaminaciones de la película con arena, etc.

4.3.3.8 Espesor Seco: Se mide de acuerdo con la norma SSPC-SP-A2.

4.3.3.9 Detección de Poros o Discontinuidad Eléctrica: Se debe efectuar la prueba del Holliday Detector descrita en la norma NACE STANDARD RP0490 aplicando 125 voltios por mils de espesor, para 30 mils serían 3,750 Voltios.

4.3.3.10 Controles de la aplicación en Laboratorio: Esta serie de ensayos con las normas bajo las cuales se efectúan se encuentran relacionados en la hoja técnica del producto citado.

4.3.4 Procedimiento de Reparación de Sistemas con FBE Dual

Las reparaciones de daños de revestimientos FBE Dual en el tubo se deben hacer siguiendo los mismos pasos que para el revestimiento de las juntas soldadas. El metal expuesto debe ser preparado según grado de preparación de superficie SSPC SP 10 y un perfil de anclaje de 2.5

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mils y arenado ligero sobre el FBE en un zona de transición de todo el perímetro de dos (2) pulgadas. Se debe enmarcar con cinta de enmascarar para delimitar el área a reparar.

Se aplica el revestimiento, de las mismas características del aplicado en la junta con mezcla manual de las 2 partes o utilizando el kit de reparación de ICAT Inc o de DuPont, al metal expuesto y sobre la zona de transición en todo su perímetro.

La inspección de la reparación se hacer de manera similar a la efectuada en el procedimiento para juntas soldadas. Es decir, el espesor del sistema se mide con una galga de película húmeda. Se debe hacer la prueba de discontinuidad eléctrica a un voltaje de 125 volts / mil de espesor después de que el recubrimiento haya curado y esté relativamente duro al tacto (después de 2-3 horas de haber sido aplicado a 25° C.)

NOTA 1: El CONTRATISTA debe seguir estrictamente este procedimiento y las fichas técnicas y catálogos de cada uno de los productos y del revestimiento a aplicar.

4.4. INSPECCION DEL REVESTIMIENTO

4.4.1 Previo al lastrado en concreto reforzado ó al bajado, el 100% de la tubería, el revestimiento debe ser inspeccionado para detectar cualquier discontinuidad eléctrica al voltaje indicado en la norma CAN/CSA-Z245.21-M92 External Polyethilene Coatings for Pipe, última versión (National Standards of Canada), utilizando un detector de regulación continua de voltaje (no de punto), tipo Holliday Detector..

4.4.2 Todas las inspecciones de la tubería con Holliday deberán hacerse en presencia de un funcionario de ECOPETROL.

4.4.3 Las discontinuidades detectadas deben ser reparadas dependiendo del tipo de revestimiento con el método que aplique según esta norma. Y posteriormente se debe realizar nuevamente la inspección de discontinuidades eléctricas

4.4.4 El equipo detector Holliday debe tener certificado de calibración vigente en el momento de la inspección del revestimiento de la tubería. El operador del equipo Holliday deberá estar certificado en el manejo del equipo y deberá tener el certificado vigente en el momento de la inspección del revestimiento.

5 MEDICION SEGUIMIENTO Y CONTROL

5.1 Revestimiento con ICAT LS-2001:

5.1.1 Equipos e instrumentos para efectuar control de proceso y la calidad del producto terminado:

EL CONTRATISTA debe tener y utilizar los siguientes equipos e instrumentos debidamente calibrados:

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Micrómetro Juego de cintas de replica para medición de perfil de anclaje Patrón estándar para comparar grado de preparación de la superficie metálica. Termómetro de superficie. Termo higrómetro tipo matraca Galgas para medición de espesor de película húmeda. Medidor de espesor de película seca de 0 a 5000 micras. Medidor de discontinuidad eléctrica en DC de regulación continúa de voltaje, no de punto. Medidor de adherencia según ASTM D4541 tipo mecánico. No se permite medidor de adherencia hidráulico Cámara fotográfica digital para tomar registro fotográfico de cada operación.

El CONTRATISTA debe verificar, medir y registrar para cada junta:

5.1.2 En la Preparación de la Superficie

5.1.2.1 Preparación de Superficie: Calidad de la arena, inspección visual y certificado de calidad del proveedor. Calidad del aire: No presencia de agua ni aceite, el compresor a la salida debe tener los respectivos filtros o trampas de agua. Perfil de Anclaje: Que siempre se cumpla con el mínimo especificado en la hoja técnica del producto y en el procedimiento de aplicación del sistema ICAT LS-2001. Se deben hacer mínimo 3 lecturas diarias Presencia de contaminación por Inspección visual para detectar posibles contaminaciones con arena incrustada, grasa, humedad, arcilla; no es permitida.

5.1.2.2 Limpieza de la Superficie del PP: Verificar que la limpieza del PP se efectúe de acuerdo a las especificaciones del procedimiento de aplicación del sistema ICAT LS-2001. Presencia de Contaminación: Inspección visual para detectar posibles contaminaciones con arena incrustada, grasa, humedad, etc., no es permitida

5.1.2.3 Condiciones Ambientales: Se debe tomar y registrar mediciones antes y durante la aplicación, de las condiciones ambientales como temperatura ambiente, temperatura de punto de rocío y humedad relativa, así como de la temperatura de la superficie del tubo. Verificar con los máximos permisibles que recomiende el fabricante del sistema de revestimiento. En caso de que estos valores sobrepasen los valores recomendados, no se debe hacer la aplicación

5.1.3 En la Preparación de la Junta para la Activación del PP:

Verificar que el plástico que se coloca cubriendo la junta, tenga un sello hermético con la cinta especificada en el procedimiento de aplicación, antes y durante la aplicación del Activador de Superficie ICAT, referencia “Surface treatment LS-2001”.

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5.1.4 En la Aplicación del Sistema de Revestimientos ICAT LS-2001:

Verificar que se sigan los pasos en el procedimiento de alistamiento y preparación del equipo plural según el manual de operaciones y mantenimiento del fabricante del Equipo Plural Multicomponente a utilizar.

Verificar que la aplicación del sistema se haga de acuerdo a lo especificado por el fabricante y que el fabricante del Equipo Plural Multicomponente debe incluir en el manual de operación y mantenimiento del equipo.

Verificar espesores de película húmeda y posibles defectos en la aplicación.

Efectuar inspección visual después de la aplicación de cada una de las diferentes capas.

Toma de datos de cantidad de producto usado y calculo de rendimientos.

5.1.5 En el Control de Calidad del Producto Terminado:

Por inspección visual detectar imperfecciones del revestimiento como escurrimientos, piel de naranja, poros, etc.

Tomar y registrar datos de espesores de película seca una vez curado el revestimiento “Topcoat”, siguiendo los criterios de la SSPC SPA2

Hacer pruebas de discontinuidad eléctrica (125 voltios DC/mil de espesor) a todas y cada una de las juntas. Reparar los defectos encontrados

Adherencia según ASTM D4541 con medidor mecánico no hidráulico dos pruebas una sobre PP y otra sobre acero cada 20 juntas. La adherencia debe ser mínimo de 1500 psi.

5.1.6 Calificación en Campo del Procedimiento de Aplicación de Revestimientos Juntas Soldadas

El CONTRATISTA debe realizar en campo previamente la calificación del procedimiento de aplicación de revestimiento de juntas soldadas, revistiendo dos niples con junta soldada y utilizando estas Especificaciones Técnicas, los equipos y material que va a utilizar en campo, los equipos de control de proceso y de calidad. Estos niples revestidos deben ser enviados a laboratorio independiente especializado para efectuar las pruebas de medición de espesores, impacto, adherencia ASTM D4541, adherencia en agua caliente, desprendimiento catódico, contaminación interfacial, con dos probetas de cada uno de los dos niples sobre el acero y sobre el polietileno, atendiendo los criterios de la norma CAN/CSA Z245.20 última edición.

5.1.7 Soporte Técnico

El CONTRATISTA debe garantizar el soporte técnico del fabricante del sistema de revestimiento y del fabricante del equipo de aplicación plural multicomponente tanto en la

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calificación del Procedimiento de Aplicación de Revestimientos Juntas Soldadas como en la aplicación del revestimiento de juntas durante la construcción del Oleoducto

5.2 Revestimiento con FBE Dual

5.2.1 Medición del espesor del revestimiento:

El espesor del revestimiento se deberá medir junta a junta., en los sitios mas desfavorables de las mismas. La exactitud del equipo de medición deberá ser de ± 5%.

El espesor mínimo aceptable para revestimiento TPE será de ciento veintidós (122) milésimas de pulgada y para FBE-Dual será de treinta y dos (32) milésimas de pulgada; cuando sea inferior, deberá medirse a lo largo del tubo a intervalos que no excedan un (1) m. Cuando el promedio de tales mediciones sea inferior a ciento veintidós (122) milésimas de pulgada para revestimiento TPE o treinta y dos (32) milésimas de pulgada para revestimiento FBE-Dual, deberá ser rechazado el tubo revestido, despojarse del revestimiento y reprocesarse.

El CONTRATISTA deberá disponer de los equipos de medición debidamente calibrados y aprobados por ECOPETROL S.A.

5.2.2 Calificación y Pruebas de Aprobación del Procedimiento

Antes de comenzar la aplicación del revestimiento de producción, el CONTRATISTA deberá calificar las materias primas a usar y los procedimientos de aplicación y reparación de cada una de las capas del revestimiento. Para el efecto, el CONTRATISTA deberá presentar a ECOPETROL, o a su representante, para aprobación, el Procedimiento de Aplicación del Revestimiento que utilizará y del Procedimiento para la Reparación del Revestimiento.

El Procedimiento deberá estar en un todo de acuerdo con las normas referenciadas en esta especificación y deberá incluir detalladamente las características de la materia prima a utilizar, la secuencia operacional, el plan de control de las variables del proceso y del producto terminado, métodos de inspección y de reparación y el plan de aseguramiento de calidad.

ECOPETROL S.A. ordenará las siguientes pruebas para la calificación del procedimiento: Resistencia al impacto. Flexibilidad Resistencia a la penetración bajo carga puntual Resistencia al desgarre Desprendimiento catódico (24 horas) Resistencia al aislamiento eléctrico Elongación hasta rompimiento Estabilidad a la radiación ultravioleta Estabilidad térmica Resistencia al rompimiento en medio surfactante Resistencia a los microorganismos

CONTRATO 5202242







ELABORO:JMM REV. 1

Todas las pruebas de calificación del procedimiento de aplicación serán presenciadas por ECOPETROL o su representante, para lo cual el CONTRATISTA deberá notificar a ECOPETROL, con 5 días de anticipación, para que presencie todos los procedimientos y las pruebas.

El CONTRATISTA debe desarrollar la estrategia para inspección y reporte de la protección de la tubería enterrada y presentarlo en el reporte diario.

El CONTRATISTA dentro del Plan de Calidad deberá desarrollar y presentar un formato de reporte diario para control de la protección de la tubería enterrada, que contenga como mínimo: personal y equipo (histogramas), fecha, abscisa, tipo de tubería, espesor y revestimiento.

Esta información debe presentarse en medio físico y electrónico y mantenerse en línea disponible a ECOPETROL S.A.

6 REGISTROS

El CONTRATISTA debe desarrollar, presentar y mantener registros mínimos de:

Informes diarios. Registros de aprobación de procedimiento de protección de tubería enterrada. Registros de certificación de materiales y equipos.

El CONTRATISTA debe entregar el registro para cada junta de:

En la Preparación de Superficie: Certificado de calidad de análisis granulométrico de la arena. Registro de calidad del aire Registro de lecturas del perfil de anclaje. Registro de inspección visual de presencia de contaminación. Registro de mediciones antes y durante la preparación y aplicacion de superficies de las condiciones ambientales

En la Preparación de la Junta para la Activación del TPP: Registro de verificación del plástico de cobertura de la junta.

En la Aplicación del Sistema ICAT LS-2001: Registro de verificación de:

Seguimiento del procedimiento Aplicación del sistema Espesores de película y defectos Inspección visual de aplicación de las diferentes capas

Registro de cantidad de producto usado y rendimientos En la Aplicación del FBE DUAL:

Registro de verificación de: Seguimiento del procedimiento

CONTRATO 5202242







ELABORO:JMM REV. 1

Aplicación del sistema Espesores de película y defectos Inspección visual de aplicación de las diferentes capas

Registro de cantidad de producto usado y rendimientos En las Reparaciones:

Certificado de calibración del Holliday Detector Registro de verificación de:

Seguimiento del procedimiento Aplicación del sistema Espesores de película y defectos Inspección visual de la aplicación de las diferentes capas

capitulo 701 proteccion de tuberia enterrada

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