Evaluación normativa de tanques, recipientes a presión, tuberías de proceso y sistemas de recubrimiento ejecutada por inspectores certificados para garantizar la integridad mecánica y el cumplimiento regulatorio en instalaciones industriales.
Evaluación estructural, cálculo de tasa de corrosión en fondo y cuerpo, e inspección de asentamiento para determinar intervalos de mantenimiento fuera de servicio.
Verificación volumétrica y superficial de calderas, torres de proceso y acumuladores, calculando la presión máxima de trabajo admisible y la vida remanente.
Auscultación en circuitos de tuberías mediante ensayos no destructivos para detectar pérdida de pared por corrosión localizada, erosion o agrietamiento antes de generar pérdidas de contención.
Supervisión y control de calidad QA/QC por inspectores CIP Niveles 1, 2 y 3 para asegurar la preparación de superficie, aplicación y adherencia en sistemas de protección anticorrosiva.
Aplicamos protocolos estandarizados internacionalmente para diagnosticar el estado mecánico de tanques, recipientes a presión, tuberías y recubrimientos protectores.
Más de 25 años de experiencia técnica en Oil & Gas y energía en 6 países de Latinoamérica.
Garantizamos dictámenes técnicos independientes y sustentados ante los entes de control, asegurando que sus equipos operen dentro de las envolventes de trabajo seguro.
La norma API 653 no fija un plazo único en años, sino que establece que el intervalo de inspección interna debe calcularse en función de la tasa de corrosión del fondo. El intervalo máximo normativo para inspección interna no debe exceder los 20 años (o antes si la tasa de corrosión indica que se alcanzará el espesor mínimo en menor tiempo). La inspección externa visual y de espesores debe realizarse cada 5 años o a intervalos.
El técnico NDT Nivel II está certificado (por ejemplo, bajo ASNT TC-1A) para ejecutar ensayos no destructivos específicos (ultrasonido, tintas penetrantes, radiografía) e interpretar las señales. El inspector certificado API 510 posee el aval formal del American Petroleum Institute para auditar integralmente el recipiente a presión, evaluar los resultados entregados por los técnicos NDT, recalcular la presión máxima de trabajo admisible, determinar las tasas de corrosión y firmar el certificado de operatividad o el plan de reparación.
API 570 clasifica las tuberías en categorías (Clase 1, Clase 2, Clase 3 y Clase 4) según el nivel de riesgo del fluido (inflamabilidad, toxicidad, reactividad) y la ubicación de la línea. La frecuencia de inspección de espesores en los TML (Thickness Measurement Locations) se define por la clase de tubería o por la mitad de la vida remanente calculada, lo que resulte menor, asegurando que la línea se monitoree antes de llegar al espesor de retiro.
La implementación de RBI conforme a API 580/581 desplaza las paradas de planta basadas en tiempo fijo hacia un esquema enfocado en el riesgo real. Esto permite extender los intervalos de inspección en activos de bajo riesgo, reducir costos de andamiaje y aislamiento no programados, y concentrar las inversiones de mantenimiento no destructivo en los equipos de alta probabilidad o consecuencia de falla, aumentando el factor de servicio global de la planta.
Más del 80% de las fallas prematuras en sistemas de recubrimiento ocurren por deficiencias en la preparación de la superficie o durante el proceso de aplicación (humedad relativa inadecuada, atrapamiento de solvente, espesor fuera de tolerancia). El inspector AMPP CIP audita en tiempo real cada fase del proceso de acuerdo con los estándares SSPC/NACE, evitando reprocesos costosos y asegurando que la barrera anticorrosiva cumpla su expectativa de vida proyectada.
El Nivel 1 de API 579 utiliza tablas y cálculos simplificados en sitio; si el defecto (por ejemplo, una picadura o pérdida de pared por agrietamiento) no cumple los criterios conservadores del Nivel 1, se escala a Nivel 2 (cálculos de ingeniería más rigurosos con datos precisos de perfilometría). Si la geometría es compleja o existen esfuerzos combinados, se realiza una evaluación Nivel 3 mediante análisis por elementos finitos (FEA), la cual permite validar la integridad del equipo evitando sustituciones o paradas de planta innecesarias.
Entregamos un expediente de integridad que incluye: informe de inspección firmado por el inspector certificado API con sello de registro, mapa de mediciones de espesor, hoja de cálculo de tasas de corrosión y vida remanente, recálculo de registros fotográficos georreferenciados, matriz de hallazgos priorizada y, en caso de reparaciones, el plan de trabajo recomendado según el código aplicable.
Nuestras inspecciones son estrictamente independientes para garantizar la objetividad del diagnóstico sin conflictos de interés. Sin embargo, entregamos la ingeniería de detalle y las especificaciones técnicas para que el cliente ejecute los trabajos de reparación o alteración bajo los lineamientos del código ASME/API con contratistas de soldadura calificados.
Combinamos la toma de datos con equipos NDT avanzados de alta resolución con el modelado cuantitativo de vida remanente bajo API 579.
Diagnósticos orientados a prevenir paradas no programadas, optimizando los planes de inspección mediante la metodología RBI para reducir el costo total de propiedad del activo.
Planes alineados estrictamente a estándares internacionales (API, ASME, AMPP).
Evaluaciones ejecutadas e independientemente firmadas por profesionales con registros activos en el portal oficial de API (Directory of Certified Personnel) y la plataforma AMPP.
Escanea este código QR para
ver los contáctos de TECNA ICE
Contiene los KPIs relevantes para obtener un ranking de riesgo, los cuales se representan por medio de tableros de control.
Integra el PIDT Plantas con la herramienta SCADA, para poder calcular el riesgo, haciendo uso de variable tales como presión,
temperatura, caudal, etc.
Carga masiva de inspecciones realizadas al equipo estático, generando un plan de inspección derivado de RBI y envío de avisos SAP.
Permite la centralización y codificación de la información relacionada con la integridad del Activo: Se definen las nomenclaturas necesarias para poder identificar cada documento en función a su origen. Así mismo, cada documento puede ser clasificado con relación al proceso en el que interviene. Permite organizar los documentos mediante un árbol jerárquico que posibilita búsquedas y filtros para el rápido hallazgo de los documentos.
Permite la gestión, análisis y visualización de la información comparada con targets de la compañia relacionados con:
Permite la evaluación y control de modificaciones al diseño de instalaciones, operación, organización o actividades; antes de la implementación, con la finalidad de asegurarse de que no se introducirán nuevos elementos que incrementen el riesgo y los peligros existentes para el negocio, las personas o el medio ambiente con base en normativas aplicables.
Permite la consulta de la información asociada al ciclo de vida del activo y sus accesorios.
Valora y analiza el nivel de riesgo de los Activos para generar un plan de inspección. Está diseñado para realizar el cálculo y análisis del riesgo de equipo estático bajo la norma RP API 581-16. El usuario podrá crear las evaluaciones de riesgo requeridas
para generar un plan de valoración e inspección.
Permite la centralización y codificación de la información relacionada con la integridad del Activo: Se definen las nomenclaturas necesarias para poder identificar cada documento en función a su origen. Así mismo, cada documento puede ser clasificado con relación al proceso en el que interviene. Permite organizar los documentos mediante un árbol jerárquico que posibilita búsquedas y filtros para el rápido hallazgo de los documentos.
