Tubería de Línea en Bobina: Especificaciones, Tamaños y Aplicaciones Offshore

La infraestructura de campo en alta mar enfrenta una restricción crítica: cada soldadura de circunferencia en un flowline submarino es un punto de falla potencial que requiere inspección, ensayos y soldadores calificados trabajando en condiciones difíciles. Para líneas de pequeño diámetro que conectan pozos submarinos con manifolds, o que transportan fluidos de control dentro de haces umbilicales, el número de soldaduras incrementa el tiempo de instalación, el costo y el riesgo en proporción a la profundidad del agua. La tubería de línea en bobina elimina este problema al entregar la tubería en bobinas continuas que se desenrollan directamente desde un buque de tendido por carrete, colocando cientos de metros de tubería sin una sola soldadura a tope offshore. El beneficio es real pero no incondicional: enrollar una tubería de acero en un carrete induce una deformación plástica significativa, y esa deformación impone requisitos metalúrgicos — en cuanto a grado, condición de entrega, equivalente de carbono y revestimiento — que deben diseñarse en la especificación de compra desde el principio.

ZC Steel Pipe fabrica tubería de línea en bobina en NPS 2 a NPS 6 (60,3 mm a 168,3 mm OD) según la Especificación API 5L, 46.ª edición, PSL2, con condiciones de entrega M (termomecánica) y Q (temple y revenido), atendiendo a clientes offshore, submarinos y terrestres en el Sudeste Asiático, Medio Oriente y África Occidental.

¿Qué Es la Tubería de Línea en Bobina?

La tubería de línea en bobina es tubería de acero producida según la Especificación API 5L, 46.ª edición, y suministrada enrollada en grandes bobinas continuas en lugar de cortada en los tramos estándar de 12 metros de longitud aleatoria usados en la mayoría de las tuberías terrestres y de plataforma. Dado que la tubería debe doblarse plásticamente alrededor de un carrete o mandril en el astillero de fabricación y volver a enderezarse sobre el stinger del buque de instalación, solo los diámetros menores son prácticos. El rango comercial estándar es NPS 2 (60,3 mm OD) a NPS 6 (168,3 mm OD), con espesores de pared de aproximadamente 4,0 mm a 12,7 mm según el OD, la presión de diseño y la clasificación de servicio.

Se utilizan tanto la fabricación por resistencia eléctrica (ERW) como sin costura. ERW domina para NPS 2 a NPS 4, donde el proceso continuo de tira a tubería se integra naturalmente con el bobinado y produce una pared consistente en alto volumen. La tubería sin costura se especifica para aplicaciones de servicio crítico — alta presión, alta temperatura o servicio ácido — donde las propiedades de la zona de soldadura son una preocupación. Las bobinas individuales pueden alcanzar 50 toneladas de peso para sistemas de carrete de grandes buques, proporcionando longitudes de tubería ininterrumpidas de varios kilómetros desde una sola bobina.

El término tubería de línea en bobina a veces se confunde con coiled tubing (CT). Son productos no relacionados. El coiled tubing es una herramienta de intervención en pozo, típicamente de 25 mm a 89 mm (1 a 3,5 pulgadas) de diámetro, diseñada para miles de ciclos de flexión y regida por sus propias normas propietarias. La tubería de línea en bobina es un producto de tubería permanente regido por API 5L y diseñado para un número definido de ciclos de deformación plástica — típicamente un ciclo de bobinado más un ciclo de instalación — no fatiga cíclica continua.

Deformación por Bobinado: Por Qué Importa la Metalurgia

Cuando la tubería se enrolla en un carrete, la pared exterior entra en tensión y la pared interior en compresión. Para una tubería que permanece elástica esto no genera ningún cambio permanente. Sin embargo, a los diámetros y tamaños de carrete utilizados en la instalación offshore, la deformación supera el límite elástico del material y la tubería se deforma plásticamente. Esta deformación plástica debe estar dentro de la capacidad del material, o la tubería se agrietará, colapsará o perderá su integridad de contención de presión.

Deformación por Bobinado — Cálculo Paso a Paso

Para una tubería de 114,3 mm (NPS 4) bobinada en un carrete con radio de 7,5 m:

Paso 1 — Identificar el OD de la tubería y el radio del carrete: OD = 0,1143 m, R = 7,5 m

Paso 2 — Aplicar la fórmula de deformación de fibra exterior por bobinado: ε = OD / (2R) = 0,1143 / (2 × 7,5) = 0,1143 / 15,0 = 0,00762 = 0,76%

Paso 3 — Comparar con el límite del material: Elongación mínima API 5L PSL2 X65M = 18% en 2 pulgadas. La deformación de bobinado del 0,76% está bien dentro de la capacidad de elongación para el ciclo completo de bobinado. Sin embargo: la deformación inversa de Bauschinger durante el enderezado reduce la resistencia a la fluencia efectiva posterior al enderezado. DNV-ST-F101 exige que esta fluencia reducida se utilice en los cálculos de diseño de MAOP para la línea instalada — no el valor del certificado de planta original.

Paso 4 — Verificar para NPS 6: OD = 0,1683 m, mismo radio de carrete R = 7,5 m ε = 0,1683 / 15,0 = 0,01122 = 1,12% Mayor deformación para el OD mayor — requiere una calificación de material más estricta y validación del revestimiento. Confirmar con el proveedor del revestimiento que la formulación FBE puede soportar una deformación de flexión superior al 1,1%.

Las deformaciones de bobinado típicas para el rango comercial NPS 2–6, en carretes de 5 m a 10 m de radio, generalmente se sitúan entre 0,5% y 1,5%. Son deformaciones plásticas sustanciales según los estándares del diseño de tuberías, donde los códigos de diseño por tensión circunferencial como ASME B31.8 tratan la tubería como elástica. El material debe soportarlas sin fisuración, sin reducción significativa de la tenacidad y sin dejar la tubería en una condición que perjudique su desempeño en servicio.

Es por esto que la condición de entrega por procesamiento termomecánico controlado (TMCP) — designada por el sufijo M en API 5L — es la elección estándar para la tubería de línea en bobina. Los aceros TMCP obtienen su resistencia mediante laminación controlada y enfriamiento acelerado, en lugar de alto contenido de carbono o grandes adiciones de aleación. El resultado es un menor equivalente de carbono (CE Pcm) que los aceros de temple y revenido o normalizados en el mismo grado de resistencia, mejor tenacidad Charpy a baja temperatura y mayor resistencia al agrietamiento inducido por hidrógeno en condiciones ácidas. Todas estas propiedades importan más cuando la tubería ha sido trabajada en frío por el bobinado.

Un efecto secundario que los ingenieros de compras deben considerar es el efecto Bauschinger. Cuando una tubería de acero se bobina en una dirección y luego se endereza en la dirección opuesta, la deformación plástica inversa reduce temporalmente la resistencia a la fluencia aparente. Esta reducción es real y debe incluirse en los cálculos de presión de diseño para la tubería instalada. DNV-ST-F101 Submarine Pipeline Systems proporciona el marco para evaluar este efecto y establecer los criterios de aceptación sobre la deformación plástica acumulada.

Grados API 5L para Tubería de Línea en Bobina

Tres grados PSL2 con condición de entrega M cubren el rango práctico de proyectos de tubería de línea en bobina: X52M, X60M y X65M.

Requisitos de Composición Química (PSL2, Condición de Entrega M)

Los máximos bajos de carbono del 0,12% para X60M y X65M favorecen directamente la bobinabilidad. Un menor contenido de carbono reduce la temperatura de inicio de martensita y limita la formación de fases duras en la zona de soldadura en tubería ERW, ambos factores contribuyen a la resistencia a la fisuración bajo flexión plástica. El CE Pcm máximo de 0,25 para los tres grados refleja los requisitos de API 5L PSL2 y es la formulación de equivalente de carbono más relevante para aceros TMCP de bajo carbono.

Requisitos de Tracción (PSL2)

La relación máxima fluencia-tracción de 0,93 es un requisito PSL2 que limita la capacidad de endurecimiento por deformación. Para tubería bobinada, una menor relación Y/T en la condición post-bobinado proporciona mayor reserva plástica antes de la fractura. Los ensayos de tracción post-bobinado deben confirmar que el ablandamiento por Bauschinger no ha reducido la resistencia a la fluencia por debajo del valor mínimo especificado.

PSL2 también exige ensayos de impacto Charpy con entalla en V. La temperatura de ensayo es específica del proyecto y debe reflejar la temperatura mínima de instalación y la temperatura mínima de diseño de la tubería instalada. Para aguas profundas de África Occidental a 1.000 m de profundidad, la temperatura del fondo marino es aproximadamente 4°C; muchos operadores especifican el ensayo Charpy a 0°C o −10°C.

Servicio Ácido: Anexo H

Para tubería de línea en bobina que transportará gas ácido húmedo o agua de producción ácida — definida por NACE MR0175 / ISO 15156 como fluidos con presión parcial de H₂S superior a 0,0003 MPa (0,05 psia) en la fase gaseosa — PSL2 solo no es suficiente. La tubería debe cumplir adicionalmente con el Anexo H de API 5L PSL2, que impone:

• Máximo de azufre más estricto (0,003%)
• Límites más estrictos de fósforo
• Ensayos de resistencia a HIC según NACE TM0284, con límites máximos de relación de longitud de grieta (CLR), relación de espesor de grieta (CTR) y relación de sensibilidad a grieta (CSR)
• Dureza máxima inferior

X52M y X60M en condición PSL2 Anexo H son los grados más utilizados para flowlines bobinadas en servicio ácido. X65M en servicio ácido es alcanzable, pero exige un control de proceso más estricto y puede requerir ensayos de calificación de proveedor antes de la colocación de la orden de compra.

Tamaños Estándar: OD, Espesor de Pared y Peso

La tabla siguiente cubre los principales tamaños de tubería de línea en bobina en suministro comercial. Los rangos de espesor de pared reflejan la combinación de requisitos de presión y límites de bobinabilidad; las paredes más gruesas a un OD dado reducen ligeramente la deformación de bobinado (porque D/t disminuye), pero aumentan el momento de flexión requerido y el peso de la bobina por unidad de longitud.

ZC Steel Pipe suministra todos los tamaños de la tabla anterior tanto en forma ERW como sin costura. Para aplicaciones en servicio ácido, el espesor de pared se verifica respecto a la presión máxima de operación admisible (MAOP) calculada según ASME B31.8 o DNV-ST-F101, con la tolerancia de corrosión y la tolerancia de fabricación incluidas en la selección del espesor, no tratadas como contingencia.

NPS 2 y NPS 2½ en X52M son los tamaños dominantes para tubos portadores de umbilicales y líneas de inyección química. NPS 4 en X60M o X65M es el estándar para flowlines de campo que conectan pozos submarinos con manifolds de producción a profundidades de agua de hasta aproximadamente 1.500 m. NPS 6 en X65M se utiliza para líneas de conexión de mayor caudal y para sistemas de tubería en tubería (pipe-in-pipe) bobinados, donde la tubería de NPS 6 sirve como portadora interior.

Para las tablas completas de grados PSL1 y PSL2, consulte las tablas de especificación API 5L → y el gráfico de cédulas de tubería ASME B36.10M →

Para calcular la presión de diseño o el espesor mínimo de pared de su tubería, use la Calculadora de Diseño de Tuberías →

Aplicaciones Offshore

Flowlines de Campo

La aplicación más común de la tubería de línea en bobina offshore es el flowline de campo: la tubería corta que conecta una cabeza de pozo submarina o árbol de navidad con el manifold de producción. Las longitudes típicamente van desde unos pocos cientos de metros hasta tres kilómetros. Cada conexión en un sistema de tubería en tramos convencional requeriría de dos a cuatro soldaduras de circunferencia por tramo, cada una de las cuales debe inspeccionarse mediante ensayo ultrasónico automatizado (AUT) o radiografía en un entorno submarino exigente. Una sola bobina de tubería de línea NPS 4 puede eliminar veinte a cuarenta soldaduras de una conexión típica, reduciendo sustancialmente tanto el cronograma como el costo de inspección.

Conexiones en Aguas Profundas

A medida que aumenta la profundidad del agua, el tiempo en el fondo para la instalación de tubería en tramos soldados se incrementa y el costo de reparación de soldaduras escala. A profundidades superiores a 500 m, el tendido por carrete con tubería de línea en bobina se vuelve económicamente preferible al S-lay para líneas de hasta NPS 6. Los buques modernos de tendido por carrete operan a profundidades de hasta aproximadamente 3.000 m con tubería bobinada NPS 4–6, tendiendo a velocidades de 1–3 km por día, frente a 200–500 m por día para S-lay en condiciones equivalentes.

Tubos Portadores de Umbilicales

Los umbilicales submarinos agrupan mangueras hidráulicas, cables eléctricos y tubos de acero de pequeño diámetro en una estructura armada única. Los tubos de acero — tubería de línea en bobina NPS 2 y NPS 3 — transportan fluido hidráulico para los sistemas de control de cabeza de pozo y fluidos de inyección química (metanol, inhibidor de incrustaciones, inhibidor de corrosión). Estos tubos deben sobrevivir el bobinado del umbilical durante la fabricación y la tensión de tendido durante la instalación. API 5L X52M o X60M PSL2 es estándar para este servicio; donde el fluido de inyección es ácido, el Anexo H es obligatorio.

Pipe-in-Pipe Bobinado

Los sistemas de tubería en tubería (PiP) utilizan una camisa exterior para proporcionar aislamiento térmico a la tubería portadora interior, evitando la deposición de cera y la formación de hidratos en flowlines de aguas profundas. Cuando la portadora interior es tubería de línea en bobina NPS 4 o NPS 6 y la camisa exterior es una tubería de mayor diámetro, todo el conjunto puede bobinarse en un buque de instalación y tenderse en un solo paso. Este es el método PiP bobinado. La tubería interior es el elemento estructural y de contención de presión y debe cumplir todos los requisitos API 5L PSL2; la camisa exterior es típicamente una tubería estructural de menor especificación.

Aplicaciones Terrestres

Fuera del sector offshore, la tubería de línea en bobina cumple un papel especializado pero valioso en instalaciones de procesamiento terrestres. Las conexiones cortas de campo entre separadores, colectores y bombas de inyección pueden realizarse con tubería bobinada para evitar la soldadura en campo en áreas congestionadas o en zonas clasificadas donde los permisos de trabajo en caliente son difíciles de obtener. Las líneas de derivación temporales durante el mantenimiento de planta son otro uso común, donde la bobina puede reutilizarse después de la parada.

Cuándo NO Usar Tubería de Línea en Bobina

Métodos de Instalación

Reel-Lay

El reel-lay es el método de instalación para el que está diseñada la tubería de línea en bobina. La bobina se carga en el carrete de un buque especializado en un astillero de fabricación o instalación terrestre. En alta mar, el buque se posiciona sobre la ruta de la tubería y despliega la tubería sobre un stinger curvado que controla el ángulo de salida hacia el agua. La tubería es enderezada por rodillos alineadores al pasar por el carrete, luego se curva nuevamente sobre el stinger antes de colgar en catenaria hasta el fondo marino.

El ciclo de deformación plástica que experimenta la tubería es: bobinado en el astillero de fabricación (una dirección) → transporte en carrete → desbobinado y enderezado sobre el alineador (dirección inversa) → flexión sobre el stinger (una dirección) → colgado en catenaria elástica → tendido sobre el fondo marino. Cada evento de flexión contribuye a la deformación plástica acumulada. DNV-ST-F101 (edición vigente) rige los criterios de aceptación de deformación y requiere que la deformación plástica acumulada total permanezca por debajo del límite de elongación del material con un factor de seguridad apropiado.

Variante J-Lay

Para aguas ultra-profundas, algunos buques de tendido por carrete utilizan una configuración J-lay donde la tubería sale del buque casi verticalmente. El ciclo de deformación plástica es similar; la diferencia principal es la geometría de la catenaria y la tensión de tendido resultante, lo que influye en el diseño del espesor de pared.

Supervivencia del Revestimiento Exterior Durante la Instalación

Los revestimientos exteriores deben sobrevivir el ciclo de deformación plástica del reel-lay sin desprendimiento ni fisuración. Las tensiones en la superficie exterior durante el bobinado pueden superar localmente el 1% de deformación. Los revestimientos de polímero grueso — polietileno tricapa (3LPE) a 3–5 mm de espesor — no pueden soportar esta deformación sin microfisuración, lo que permite la entrada de agua de mar y la corrosión bajo el revestimiento. Por esta razón el 3LPE no se utiliza para tubería de línea en bobina. El FBE externo a espesor controlado (típicamente 400–500 µm) y los sistemas de epoxi líquido de película delgada con comprobada compatibilidad de deformación son la protección exterior estándar para tubería bobinada.

Tubería de Línea en Bobina con Revestimiento

Revestimiento Interior

El epoxi de fusión en polvo (FBE) interior es el revestimiento interior preferido para la tubería de línea en bobina, aplicado mediante el proceso electrostático de pulverización de polvo antes del bobinado. Un FBE interior correctamente formulado a 300–500 µm de espesor de película seca puede soportar aproximadamente 0,5% de deformación por flexión sin fisuración, lo cual está dentro del rango de las aplicaciones NPS 2–3 en carretes estándar. Para NPS 4–6 donde las deformaciones pueden alcanzar el 0,75–1,0%, la formulación del FBE y el espesor de aplicación deben validarse mediante ensayos de doblado en muestras representativas antes de la aplicación en producción.

El revestimiento interior cumple dos funciones para la tubería de línea en bobina: protección contra la corrosión durante la vida operativa del flowline y mejora de la eficiencia de flujo al reducir la rugosidad de la pared de la tubería. Para líneas de inyección química, el revestimiento interior también evita la contaminación del fluido de inyección por productos de corrosión.

Revestimiento Exterior

El revestimiento exterior para la tubería de línea en bobina está limitado por el requisito de deformación. Las opciones en uso comercial actual son:

• FBE externo a espesor reducido (300–500 µm): La misma química que el FBE interior pero aplicado externamente. Sobrevive la deformación de bobinado si el espesor de película está controlado y la preparación de la superficie de la tubería cumple con Sa 2.5.
• Epoxi líquido de película delgada: Epoxi bicomponente sin solvente o de bajo solvente a 200–500 µm, aplicado sobre FBE o como revestimiento independiente. Debe ser ensayado para deformación al radio de bobinado específico.
• 3LPE o 3LPP: No recomendado para tubería bobinada. La capa superior de polietileno o polipropileno es demasiado rígida para doblarse plásticamente sin fisuración a las deformaciones involucradas en el reel-lay.

Para una guía completa de selección del sistema de revestimiento, incluidos servicios ácidos, aguas profundas y aplicaciones de alta temperatura, consulte el artículo sobre selección de revestimiento de tuberías para servicio ácido y entornos offshore.

Errores de Compra Frecuentes

Error de compra 1 — Sufijo M omitido:

OC incorrecta: "API 5L X65 PSL2, 114,3 mm × 8,0 mm, tubería de línea en bobina."

Lo que se suministra: X65Q (temple y revenido) o X65N (normalizado) — totalmente conforme con API 5L, pero con C máx 0,18% frente al 0,12% de X65M, y CE Pcm potencialmente 0,27–0,29 frente al máximo de 0,25 para X65M. Este acero es más frágil bajo deformación de bobinado y el mayor CE conduce a zonas de soldadura ERW más duras — ambos factores aumentan el riesgo de desprendimiento del revestimiento y fisuración de la zona de soldadura durante el bobinado.

OC correcta: "Especificación API 5L, 46.ª edición, PSL2, Grado X65M (L450M), condición de entrega TMCP, 114,3 mm × 8,0 mm, suministro en bobina. CE Pcm ≤ 0,25 a verificar en el MTC."

Error de compra 2 — Solo CE IIW, no CE Pcm:

Para aceros TMCP de bajo carbono como X60M y X65M, el CE Pcm (= C + Si/30 + (Mn+Cu+Cr)/20 + Ni/60 + Mo/15 + V/10 + 5B) es el indicador más sensible de soldabilidad y susceptibilidad al agrietamiento en frío que el CE IIW. Solicitar CE Pcm en cada MTC para tubería de línea en bobina; el CE IIW solo es insuficiente.

Error de compra 3 — Sin ensayo de doblado en tubería revestida:

Pedir tubería bobinada revestida sin especificar un ensayo de doblado del revestimiento aplicado antes del envío arriesga descubrir fallas de adhesión después de que la tubería esté enrollada. Exigir un ensayo de doblado al radio de bobinado especificado en al menos una muestra revestida por calor antes de la aceptación masiva.

Modos de Falla

Modo de falla 1 — Tubería en condición Q falla el revestimiento durante el bobinado

Mecanismo: Se especifica X65Q pero el sufijo M se omite de la OC. La planta suministra tubería Q&T con CE Pcm de 0,29. Durante el bobinado en frío en el astillero de fabricación, el acero de mayor CE endurece por deformación de manera menos uniforme que el acero TMCP, creando concentraciones locales de deformación superficial. El revestimiento FBE se desprende en múltiples áreas de la bobina donde la deformación local alcanzó su pico. Las áreas desprendidas no pueden repararse in situ — toda la bobina debe desecharse.

Diagnóstico: El ensayo de holiday del revestimiento tras el bobinado revela grandes áreas de desprendimiento. La revisión metalúrgica del MTC confirma la condición de entrega Q, no M. El CE Pcm en el MTC es 0,29 frente al 0,25 típicamente logrado por X65M. La OC no contenía ninguna especificación de condición de entrega — solo "API 5L X65 PSL2."

Solución: Todas las OC de tubería de línea en bobina deben indicar explícitamente la condición de entrega M y CE Pcm ≤ 0,25. Agregar un punto de retención en la planta para la verificación del CE antes de iniciar el bobinado.

Modo de falla 2 — El revestimiento 3LPE aplicado a tubería bobinada se desprende en el primer doblado

Mecanismo: Un proyecto especifica revestimiento exterior 3LPE para protección contra la corrosión de un flowline submarino, sin advertir que el 3LPE (3–5 mm de espesor) no puede soportar la deformación de flexión del bobinado. En el OD de la bobina, la superficie exterior de la capa de polietileno experimenta aproximadamente 1% de deformación a tracción. La capa de PE se microfisura a esta deformación, creando un camino de desprendimiento. El agua de mar entra en la zona desprendida durante el reel-lay, produciendo corrosión bajo el revestimiento que no es detectable hasta el siguiente intervalo de inspección.

Diagnóstico: La inspección post-tendido (inspección en línea o monitoreo de demanda de corriente de protección catódica) revela una gran área de corrosión activa en una ubicación predecible en el flowline. El patrón de desprendimiento coincide con la geometría de la bobina — confirmando que el modo de falla es el agrietamiento del PE bajo flexión, no un defecto de fabricación o daño en servicio.

Solución: Para tubería de línea en bobina, especificar FBE externo (400–500 µm) o epoxi líquido de película delgada compatible con la deformación, validado al radio de bobinado del proyecto. Incluir un ensayo de doblado del revestimiento en el programa de calificación antes de iniciar el revestimiento en producción. Nunca especificar 3LPE o 3LPP para tubería bobinada.

Modo de falla 3 — Charpy no especificado; tubería falla a la temperatura fría del fondo marino

Mecanismo: La tubería de línea en bobina se pide conforme a API 5L PSL2 sin especificar la temperatura del ensayo Charpy. La planta ensaya a 0°C — el valor predeterminado de API. El flowline se instala a 1.200 m de profundidad donde la temperatura del fondo marino es de −1°C a 2°C durante todo el año. Durante una prueba hidrostática tras la instalación, una zona de soldadura fractura a una energía Charpy consistente con el ensayo a 0°C pero insuficiente para −5°C. El ensayo API a 0°C mostró tenacidad adecuada; a la temperatura real del fondo marino, el material estaba en su transición dúctil-frágil.

Diagnóstico: El fallo ocurre en una zona de soldadura durante la prueba hidrostática. El aspecto de la fractura muestra fractura por clivaje consistente con fallo frágil. Los ensayos Charpy del metal de soldadura a −5°C confirman energía por debajo del mínimo para el espesor de pared según DNV-ST-F101.

Solución: Siempre especificar la temperatura del ensayo Charpy igual o inferior a la temperatura mínima de diseño, no el valor predeterminado de API 5L. Para aplicaciones en aguas profundas, determinar la temperatura mínima del fondo marino a partir de datos oceanográficos y restar un margen (típicamente 5°C) por conservadurismo. Escribir el requisito Charpy explícitamente en la OC.

Guía para la Orden de Compra

La especificación de tubería de línea en bobina requiere más detalle en la orden de compra que la tubería estándar en tramos, porque los parámetros de bobinado interactúan con la especificación del material de maneras que afectan la idoneidad. La siguiente lista de verificación cubre los elementos críticos.

Lista de Verificación para la Especificación de la OC

• Norma: API Specification 5L, 46.ª edición, PSL2
• Grado y condición de entrega: Indicar la designación completa del grado — por ejemplo, X65M (L450M). No escribir "API 5L X65" sin el sufijo M.
• OD y espesor de pared: Indicar en milímetros, no en designación NPS, para adquisición internacional — p. ej., 114,3 mm × 8,0 mm.
• OD e ID de la bobina: Especificar el diámetro exterior máximo de la bobina y el diámetro interior mínimo (tamaño del mandril). Estos determinan el radio mínimo del carrete y, por lo tanto, la deformación de bobinado que la tubería debe soportar.
• Peso máximo de la bobina: Ajustar a la capacidad de manejo del astillero de fabricación y del buque de instalación.
• Temperatura del ensayo Charpy: Especificar en °C basándose en la temperatura mínima de diseño. No dejar en blanco.
• Servicio ácido: Si se requiere, añadir "PSL2 Anexo H" a la designación del grado y especificar la solución de ensayo HIC y los criterios de aceptación según NACE TM0284.
• Revestimiento interior: Indicar tipo, espesor de película seca y voltaje del ensayo de holiday.
• Revestimiento exterior: Indicar tipo, espesor de película seca y requisito del ensayo de deformación.
• Certificados de ensayo de planta: Solicitar CE Pcm (no solo CE IIW), química completa, resultados de tracción, resultados Charpy y resultados del ensayo HIC si Anexo H.

El equipo técnico de ZC Steel Pipe proporciona revisión de especificaciones de compra para proyectos de tubería de línea en bobina, incluyendo cálculos de deformación de bobinado, evaluación de compatibilidad de revestimiento y análisis de idoneidad para Anexo H, antes de la colocación del pedido.