nrf 014 pemex 2013 p vigencia 25jun2013

7/16/2019 NRF 014 PEMEX 2013 p Vigencia 25jun2013

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Número de DocumentoNRF-014-PEMEX-2013

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

25 de junio de 2013

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

INSPECCIÓN, EVALUACIÓN YMANTENIMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS“Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007”



Comité de Normalización dePetróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

INSPECCIÓN, EVALUACIÓN YMANTENIMIENTO DE DUCTOS

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HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalizaciónde Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92,

celebrada el 04 de abril de 2013






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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................. 41. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 52. ALCANCE ............................................................................................................................................. 53. CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................................................... 64. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 65. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 66. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 77. ABREVIATURAS ................................................................................................................................. 9

8. DESARROLLO..................................................................................................................................... 108.1 Memoria de cálculo ..................................................................................................................... 108.2 Información que debe de entregar PEMEX ................................................................................ 108.3 Información que debe entregar el proveedor o contratista......................................................... 118.4 Requerimientos del servicio ....................................................................................................... 178.5 Criterios de Aceptación............................................................................................................... 198.6 Evaluación .................................................................................................................................. 208.7 Análisis de la integridad del ducto .............................................................................................. 218.8 Corrosión localizada ................................................................................................................... 258.9 Vida remanente .......................................................................................................................... 268.10 Mantenimiento ............................................................................................................................ 29

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 339.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales ........................................... 339.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción .............................. 339.3 Contratistas y prestadores de servicio ....................................................................................... 33

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.................................... 3411. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 3412. ANEXOS ............................................................................................................................................... 35

12.1 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente .......................................................... 35Anexo A. Información básica del ducto ................................................................................................ 36Anexo B. Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por PND ........................................ 40

Anexo C. Características de la embarcación y equipo ......................................................................... 49Anexo D. Información de inspección con equipo instrumentado .......................................................... 52Anexo E. Resumen de resultados de Inspección ................................................................................. 56Anexo F. Formatos de Inspección ........................................................................................................ 60Anexo G. Formatos de Evaluación ....................................................................................................... 97Anexo H. Formatos de Mantenimiento................................................................................................. 105Anexo I. Determinación del esfuerzo remanente en un ducto corroído ............................................... 107






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0. INTRODUCCIÓN

Los ductos para recolección y transporte de hidrocarburos, localizados en el mar, están sujetos a condicionesambientales y operacionales que llegan a ocasionarles daños; como la corrosión interna o externa y dañosproducidos por agentes externos, entre los que se encuentran las abolladuras, muescas, grietas, rayones ylaminaciones, entre otros que ocasionen detrimento de su resistencia a la presión interna de trabajo.

La seguridad en la operación de las instalaciones petroleras es de vital importancia, sobre todo cuando sedetecta un daño en un ducto, se debe evaluar su resistencia remanente a fin de determinar las acciones demantenimiento preventivo ó correctivo, que restablezcan el factor de seguridad, basado en probabilidades defalla aceptados por la industria petrolera internacional que garantice la integridad mecánica durante la vida útildel sistema de ductos.

Por lo anterior, la ejecución de los programas de inspección, evaluación y mantenimiento a los ductos

submarinos de PEMEX, ha sido una de las tareas permanentes en las áreas de inspección y Mantenimiento seha desarrollado, con la finalidad de que el sistema de ductos, opere de forma segura y continua a lo largo de suvida de servicio.

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (RSHPMOS).Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias(RPCCMVDOM).Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, (Rev. 1, 30 septiembre 2004).Ley de Petróleos Mexicanos y su ReglamentoLey de la Comisión Nacional de HidrocarburosLey Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).

En esta norma participaron:

Pemex-Exploración y Producción.Pemex-Gas y Petroquímica Básica.Pemex-Refinación.Pemex-Petroquímica.Petróleos Mexicanos.

Participantes externos:

Corporación Mexicana de Investigación en Materiales SA de CVInstituto Mexicano del PetróleoInstituto Politécnico Nacional J R Consultores Industriales S.A de C.VMEXSSUB Int'l, Inc.Oceanografía S.A. de C.V.






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1. OBJETIVO

Establecer los requisitos mínimos que debe cumplir el prestador del servicio para llevar a cabo una adecuadainspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos que involucren todos los parámetros que garanticenla integridad mecánica a la red de ductos marinos instalados en el Golfo de México, con la finalidad deestablecer programas de inspección, mantenimiento y recomendaciones de operación futuros.

2. ALCANCE

Esta NRF establece los criterios y niveles de inspección para los ductos marinos de PEMEX de acero alcarbono, localizados hasta una profundidad máxima de 200 metros, que transportan y recolectan hidrocarburoslíquidos y gaseosos y/o productos relacionados, agua y gas nitrógeno, así como la documentación entregable

en la contratación de los servicios, la información necesaria para su evaluación, la ingeniería para elmantenimiento preventivo y correctivo y los formatos que se deben llenar para llevar un registro histórico delducto inspeccionado.

El ducto marino comprende lo que se indica en la figura 1 de esta NRF, la cual no es limitativa y la aplicaciónespecífica de cada proyecto en particular se debe precisar en las bases de licitación.

Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007.

Figura 1. Ductos marinos






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3. CAMPO DE APLICACIÓN

Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de lamisma, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX Exploración y Producción. Por lo que se debe incluiren los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres empresas, o poradjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

Para las coordenadas geográficas y UTM se deben referir al numeral 3 de la NRF-013-PEMEX-2009.

4. ACTUALIZACIÓN

Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y

recomendaciones de cambio lo ameritan.Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, se deben enviar al Secretario delSubcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar yrealizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro delPrograma Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guíapara la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 ydirigirse por escrito a:

PEMEX-Exploración y Producción.Subcomité Técnico de Normalización.Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento, Sede MéxicoBahía de Ballenas Nº 5, Edificio “D”, P.B., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n.Col. Verónica Anzures, México, D. F., C. P. 11300 Teléfono directo: 1944-9286Conmutador: 1944-2500 extensión 3-80-80Correo electrónico: [email protected]

5. REFERENCIAS

5.1 NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida

5.2 NOM-027-SESH-2010. Administración de la Integridad de Ductos de Recolección y Transporte deHidrocarburos.

5.3 NOM-027-STPS-2008. Actividades de soldadura y corte-condiciones de seguridad e higiene.

5.4 NOM-031-STPS-2011. Construcción-condiciones de seguridad y salud en el trabajo.

5.5 NMX-CC-9001-IMNC-2008. Sistemas de Gestión de Calidad-Requisitos

5.6 ISO 9712:12. Non-destructivetesting-Qualification and certification of personnel (Pruebas nodestructivas - Calificación y certificación de personal).






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5.7 ISO 13623:2009. Petroleum and natural gas industries Pipeline transportation systems (Industrias del

petróleo y gas natural - Sistemas de transportación por ductos).

5.8 ISO 13628-8-2000 con ISO 13628-8-2000/Cor. 1:2005. Petroleum and natural gas industries - Designand operation of subsea production systems - Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subseaproduction systems. (Industrias del petróleo y gas natural - Diseño y operación de sistemas de producciónsubmarina - Parte 8: Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) interfaces de sistemas de producciónsubmarina).

5.9 ISO/TS 24817:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries-Composite repairs forpipework-Qualification and design, installation, testing and inspection (Industrias del petróleo y gas natural-Reparaciones de tubería con compuestos – Calificación y diseño, instalación, puebas e inspección).

5.10 NRF-004-PEMEX-2011. Protección anticorrosiva a instalaciones superficiales.

5.11 NRF-005-PEMEX-2009. Protección interior de ductos con inhibidores.

5.12 NRF-013-PEMEX-2009. Diseño de líneas submarinas en el Golfo de México.

5.13 NRF-020-PEMEX-2012. Calificación y Certificación de Soldadores y Soldadura .

5.14 NRF-026-PEMEX-2008. Protección anticorrosiva a ductos enterrados y sumergidos.

5.15 NRF-047-PEMEX-2007. Mantenimiento de los sistemas de protección catódica.

5.16 NRF-060-PEMEX-2012. Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados.

5.17 NRF-084-PEMEX-2011. Electrodos para soldadura para los sistemas de ductos e instalacionesrelacionadas.

5.18 NRF-106-PEMEX-2010. Construcción, instalación y desmantelamiento de ductos submarinos.

5.19 NRF-187-PEMEX-2012. Mantenimiento a sistemas de tubería de proceso en instalaciones marinas.

5.20 NRF-194-PEMEX-2013. Testigos y probetas corrosimétricas.

6. DEFINICIONES

Para propósitos de esta NRF, se establecen las definiciones siguientes:

6.1. Abolladura. Depresión en la superficie interna o externa del tubo.

6.2. Área efectiva de la pérdida de material. Dimensión del área de la pérdida de material obtenidamediante el perfil de corrosión.

6.3. Arribo playero. Tramo del ducto que inicia costa afuera, a 100 metros de la playa y termina en laprimera válvula de seccionamiento en la instalación terrestre.






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6.4. Constricción. Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado de esfuerzos multiaxial. Se

consideran pérdidas de metal de diámetro menor a dos veces el espesor nominal del tubo y profundidad mayora 50% de este espesor, como indicaciones bajo constricción.

6.5. Crecimiento marino. Material de origen orgánico que en el tiempo se va formando y creciendoalrededor de las estructuras inmersas en el mar.

6.6. Curva de expansión. Componente del ducto submarino formado principalmente por codos y tramosrectos, que unen al tramo vertical sumergido del ducto ascendente por medio de una unión bridada, con la línearegular mediante una unión soldada; diseñada en forma de “L” ó “Z” para absorber deformaciones térmicas omovimientos de la línea regular, y que se sujeta a la plataforma por una abrazadera al nivel del fondo marino.

6.7. Cuello de ganso. Componente del ducto constituido de tubería y codos unidos desde el monoblockhasta la trampa de diablos.

6.8. Daño caliente (quemadura).Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo.

6.9. Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo y puede estar dentro o fuera de norma.

6.10. Defecto. Indicación de magnitud suficiente para ser rechazada como resultado de la evaluación por losprocedimientos de evaluación que apliquen.

6.11. Documento Normativo Equivalente. Norma, especificación, método, estándar o código que cubre losrequisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidasen el documento normativo extranjero citado en la NRF.

6.12. Ducto ascendente. Elemento del ducto marino que comprende la curva de expansión, tramo verticalsumergido, zona de mareas, tramo vertical atmosférico, cuello de ganso y trampa de diablos, incluyeabrazaderas y junta aislante.

6.13. Envolvente de refuerzo. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a un tramo detubo, con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico.

6.14. Esfuerzo. La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas, cargas, presiones o desplazamientosaplicados y se expresa como fuerza por unidad de área, siendo sus unidades más usuales kg/cm2o lb/in2.

6.15. Grieta. Hendidura o abertura pequeña en la pared del tubo o en soldaduras longitudinales ocircunferenciales.

6.16. Hora técnica. Representación de localización en el sentido del flujo y en el sentido de las manecillasdel reloj expresada de 0 a 12 horas ó de 0 a 360°.

6.17. Indicación. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. Puede o no serun defecto.

6.18. Ingeniero responsable: Profesionista independiente, reconocido de forma colegiada por un organismoo asociación de ingenieros nacional o extranjera, con cédula profesional o su equivalente internacional, con másde diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos, que firma y avala los dictámenesde Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF.






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6.19. Línea regular. Sección del ducto, integrada por tuberías y comprendida entre las curvas de expansión,

curva de expansión e instalación o curva de expansión y arribo playero, con trayectoria sobre o enterrada en ellecho marino.

6.20. Muesca. Identación, ranura, entalla, rayón o tallón que genera una pérdida de material en la pared delducto, producida por golpe o rozamiento de un objeto agudo.

6.21. Perfil de corrosión. Conjunto de lecturas del espesor de pared del ducto, que define el contornolongitudinal y/o axial de una región con pérdida de espesor por corrosión, en función del cual se determina elárea efectiva de corrosión.

6.22. Reparación defin iti va. Reforzamiento o remplazo de una sección de ducto conteniendo un defecto odaño. El reforzamiento metálico debe ser un envolvente tipo B.

Envolvente Tipo B (definitiva): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduraslongitudinales y dos soldaduras circunferenciales de filete. Se debe diseñar a las condiciones de diseño delducto como contenedor de presión y llevar un relleno de epóxico en el espacio anular y son aplicables a lareparación sin fuga.

6.23. Reparación provis ional. Acción de colocar dispositivos como abrazaderas de fábrica o hechizasatornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto y que debe ser reparada en formadefinitiva.

Envolvente Tipo A (provisional): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduraslongitudinales y son aplicables a la reparación sin fuga. Debe incluir un polímero para el relleno local del defectoy del espacio anular.

6.24. Sanidad de ducto. Área del ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene imperfecciones de talforma que se puede aplicar soldadura, de una manera segura, sobre la superficie del ducto sin ponerlo fuera deservicio.

6.25. Tenacidad. Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura.

6.26. Temperatura de Transic ión Dúcti l-Frágil (TTDF). Temperatura a la cual un material presenta cambiode un comportamiento dúctil a frágil.

6.27. Tiempo de vida remanente (TVR). Período que tarda una indicación en incrementar su tamaño medidoal momento de la inspección, hasta su tamaño crítico, que son las dimensiones y condiciones que puedenproducir una fuga o falla.

6.28. Zona sana del duc to. Segmento del ducto que cuando se inspecciona no se detecta indicaciones o

reparaciones tales como parches, envolventes o cualquier otro tipo de refuerzo.

7. ABREVIATURAS

CSS Categorización de líneas submarinas por seguridad y servicio

HIC Hydrogen Induced Cracking (Agrietamiento inducido por hidrógeno)

LFMN Ley Federal de Metrología y Normalización y su Reglamento






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LGEEPA Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental

MPA Milésimas por año

NRF Norma de Referencia

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

PMPO Presión máxima permisible de operación

PND Pruebas no destructivas

ROV Vehículo Operado a Control Remoto

SCC Stress Corrosion Cracking (Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos)TOFD Time of flight diffraction technique (Técnica tiempo de trayectoria de la difracción)

T0 Inspección externa inicial

T1 Inspección externa

T2 Inspección externa con equipo de operación remota

T3 Inspección externa con pruebas no destructivas

T4 Inspección interna con equipo instrumentado

UT Ultrasonido

UTM Universal Transverse Mercator (Sistema de coordenadas universal)

8. DESARROLLO

8.1 Memoria de cálcu lo

No aplica.

8.2 Información que debe entregar PEMEX

8.2.1 Localización de los ductos marinos que se van a inspeccionar.

8.2.2 Planos de los arribos de ductos marinos que se van inspeccionar.

8.2.3 Relación de ductos marinos y ascendentes.

8.2.4 Información básica del ducto que se establecen en los formatos del Anexo A de esta NRF.

8.2.5 Para realizar la Integridad del ducto se debe utilizar la Guía técnica para la realización de revisiones decontrol a la aplicación del plan de administración de integridad de ductos, GG-TH-TC-0005.






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8.3 Información que debe entregar el Proveedor o Contratista

El Contratista debe realizar el análisis de la integridad mecánica de los ductos marinos como se indica en estaNRF para la operación confiable y segura en las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las deorigen, de acuerdo a como lo establezca PEMEX en sus bases de licitación.

El análisis se debe apoyar en los dictámenes de los diferentes tipos de inspección y previo a programar elmantenimiento. Debe cumplir con lo establecido en la NOM-027-SESH-2010, en el numeral 8.7 de esta NRF y alo indicado en el Plan de administración de integridad de ductos PEP-PAID-002.

El Contratista debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF.

8.3.1 Inspección externa inicial (T0). Aplica a todos los ductos nuevos donde se debe revisar elalineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular. El proveedor o contratista

debe entregar los resultados de la inspección de acuerdo a lo establecido en el capítulo 12 de esta NRF.8.3.1.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer de la siguiente información:

a) Procedimiento específico aceptado por PEMEXb) Calendario general de inspección y programa de trabajo particular del ducto por inspeccionarc) Informe de resultados de la calibración de los equipos que se utilizaran. Esta calibración debe estar vigente

en todo el periodo de la duración de los trabajos, los cuales se deben expedir en laboratorios acreditados entérminos de la LFMN y su Reglamento

d) Relación de personal certificado de inspección, mostrando documentación probatoria original y vigente deacuerdo a la Norma que aplique

8.3.1.2 Equipo principal. Embarcación con equipo sonar de barrido lateral (SideScan Sonar), perfiladorsomero detector de metales y ecosonda, debe cumplir con las características mínimas indicadas en el Anexo C,buceo industrial, inspección visual, equipos y accesorios para realizar inspección ultrasónica mediante barridocon haz recto y haz angular, en donde apliquen.

8.3.1.3 Perfil del personal. Personal de experiencia y conocimientos comprobados en trabajos de inspeccióna ductos marinos, así como del tipo e importancia de los daños potenciales que se pueden encontrar. Buzosinspectores calificados por una empresa reconocida nacional o internacional de acuerdo a la LFMN y suReglamento.

8.3.1.4 Reporte de resul tados y formatos de regis tro. Se deben elaborar en los formatos establecidos quese indican en la Tabla 3 de esta NRF y que se detallan en el Anexo F.

Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en elformato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.

En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata alrepresentante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que loamerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía(coordenadas UTM).

8.3.2 Inspección externa (T1). Se debe contar con los datos técnicos de la inspección del alineamiento,trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular.

8.3.2.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de estaNRF y los resultados de las últimas inspecciones y reparaciones efectuadas.






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8.3.2.2 Equipo principal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.2 de

esta NRF.

8.3.2.3 Perfil del personal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.3de esta NRF.

8.3.2.4 Reporte de resul tados y formatos de regis tro. El reporte de resultados individuales debe cumplircon lo indicado en 8.3.1.4 de esta NRF.

8.3.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2). Se debe realizar esta inspección en lalínea regular para detectar anomalías en su trayectoria, mediante el uso de una embarcación equipada convehículo operado a control remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-8-2000 y debe cubrir desde el codo en elducto ascendente de la Plataforma de origen hasta el codo en el ducto ascendente de la plataforma de llegadao en su caso a 3 m de tirante de agua en dirección al arribo playero.

Así mismo, se debe efectuar un monitoreo de la protección catódica en todo el eje longitudinal del ducto, deigual modo se debe realizar la medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero yductos ascendentes conforme a los criterios que se establecen en la NRF-047-PEMEX-2007.

8.3.3.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de estaNRF.

8.3.3.2 Equipo principal. Para llevar a cabo la inspección se debe utilizar una embarcación deposicionamiento equipada principalmente con vehículo operado a control remoto (ROV).

Debe ser una embarcación de poco calado con el equipo para la inspección tanto del trazo y perfil del ductocomo del potencial catódico, mediante el método del cable de arrastre (este equipo no es necesario que este abordo del barco inspector) para el caso de un ducto marino con arribo playero.

Para complementar la inspección en los arribos playeros se deben utilizar equipos que proporcionen la mismainformación que el equipo de operación remota.

Embarcación de Posicionamiento DPII. Embarcación con equipo de posicionamiento dinámico (DPII) quecumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C.

Equipo de Operación Remota (ROV). Equipo de operación remota (ROV) que cumpla con las característicasmínimas indicadas en el Anexo C.

Equipos a utilizar para terminar la inspección en el arribo playero. Equipo de buceo, de Geoposicionamiento, sonar, equipo de levantamiento de potenciales y cámaras submarinas.

8.3.3.3 Perfil del personal. Personal con experiencia y conocimientos de la operación del equipo ROVcomprobados en trabajos de inspección a ductos marinos, así como del tipo de daños potenciales que sepueden encontrar.

El personal que realice la inspección continua del potencial catódico debe tener experiencia y conocimientoscomprobados para inspeccionar, identificar, interpretar la información obtenida y documentar las anomalías odaños en el recubrimiento dieléctrico, en los ánodos de sacrificio; entre los más frecuentes se encuentran: bajade potencial, daños mecánicos y desprendimientos.

8.3.3.4 Reporte de resul tados y formatos de regis tro. Se deben elaborar en los formatos establecidos quese indican en la Tabla 3 y que se detallan en el Anexo F. Se debe presentar el listado de hallazgos significativos






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y dimensionar las anomalías encontradas en toda la longitud del ducto durante esta inspección, como

socavaciones entre el ducto y lecho marino, daños mecánicos y reportar las mediciones del gradiente depotencial junto con el alineamiento del ducto en el formato de resumen de resultados como se indica en elAnexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. Se debe elaborar la gráfica de potencial continuoversus longitud del ducto, incluyendo la localización de los ánodos.

En caso de que se encuentren anomalías significativas, se deben reportar en forma inmediata al representantede PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo,el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).

8.3.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3). Se debe realizar para detectar dañoscontenidos en el espesor, pared externa y pared interna del ducto ascendente y arribo playero en líneas que nosea posible inspeccionarla con equipo instrumentado. Las técnicas que se pueden emplear son alguna oalgunas de las siguientes:

• Inspección visual• Líquidos penetrantes• Partículas magnéticas• Inspección con equipo de ultrasonido

8.3.4.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de estaNRF.

8.3.4.2 Equipo principal. Barco equipado para trabajos de buceo, con equipo para cumplir con las técnicasindicadas en 8.3.4 de esta NRF.

8.3.4.3 Perfil del personal. El personal de buceo debe estar calificado por una empresa reconocida nacional

ó internacional en buceo y el personal que aplique las pruebas no destructivas debe estar calificado. Ademásdebe contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en instalaciones costa afuera, así comotambién conocer la relevancia de diferentes daños potenciales que pueden presentarse en los ductossubmarinos, tales como: abolladuras, grietas, rayones, muescas, acanaladuras, entre otras. Esta inspección sedebe realizar por técnicos de nivel II como mínimo, especializados en las técnicas indicadas en 8.3.4 de estaNRF y deben estar calificados de acuerdo con la ISO 9712-2012.

8.3.4.4 Reporte de resul tados y formatos de regis tro. El Reporte de resultados individuales junto con losdatos del ducto marino se debe elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 segúncorresponda y que se detallan en el Anexo F. Se deben reportar las dimensiones significativas de las anomalíasencontradas durante la inspección, conforme a lo establecido en el Anexo B de esta NRF. Adicionalmente, altérmino de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen deresultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.

En caso de que se encuentren anomalías significativas, se deben reportar en forma inmediata al representantede PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo,el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).

8.3.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4). Este nivel de inspección tiene como objetivoinspeccionar con diablo instrumentado el ducto, para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna yexterna, cambios en la geometría del tubo (ovalamiento, abolladuras, entre otros), laminaciones, ampollas y enalgunos casos grietas, de tal manera que se tenga información para evaluar los daños y elaborar los programasdel mantenimiento requerido. La inspección mediante equipos instrumentados debe cumplir con lo indicado en






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la NRF-060-PEMEX-2012. La frecuencia de inspección debe ser según el programa establecido por PEMEX o

de acuerdo a lo indicado en 9.6 de la NOM-027-SESH-2010.

8.3.6 Inspección especial ocasional

Se debe realizar después de la presencia de un evento extraordinario que pueda afectar la integridad del ductopor lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicho evento y sepueden aplicar las inspecciones T1, T2, T3 y/o T4 descritas anteriormente.

Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrarconforme al Anexo B.

8.3.7 Inspección especial de seguimiento

Se debe realizar de acuerdo con el programa establecido por PEMEX para dar seguimiento a la evolución delas anomalías detectadas previamente, por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimorequerido dependen de dicha anomalía, y se puede aplicar las inspecciones T1, T2, y/o T3 descritasanteriormente.

Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrarconforme al Anexo B.






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DefectosEstrategias primarias de reparación

1

Depósito

desoldadura2

Envolvente MetálicaEnvolventeNo Metálica

Hot Tap ParchesCamisasTipo A

CamisasTipo B

Pérdida de MetalExterna <80% de

su espesor

Soldadura Longitudinal SI NO SI NO NO NO

Soldadura circunferencial SI NO SI NO NO NO

Cuerpo del tubo SI NO SI NO SI SI

Codo SI NO SI3 NO SI NO

Pérdida de MetalInterna <80% de

su espesor

Soldadura Longitudinal NO NO SI NO NO NO

Soldadura circunferencial NO NO SI NO NO NO

Cuerpo del tubo NO NO SI NO SI SI

Codo NO NO SI³ NO SI NO

Pérdida de MetalExterna >80% de

su espesor





Pérdida de MetalInterna >80% de

su espesor





Fugas, Fisuras,Quemaduras dearco eléctrico,defectos defabricación ydefectos ensoldaduras10



Cuerpo del tubo NO NO SI NO NO8 NO

Codo NO NO SI3 NO NO8 NO

Abolladura conconcentración de

esfuerzos

Soldadura Longitudinal NO SI5,6 SI6 SI NO NO

Soldadura circunferencial NO SI5,6 SI6 SI NO NO

Cuerpo del tubo NO SI5,6 SI6 SI SI9 NO

Codo NO SI3,5,6 SI3,6 NO SI9 NO

Abolladura Plana

Soldadura Longitudinal NO SI5 SI NO NO NO

Soldadura circunferencial NO SI5 SI NO NO NO

Cuerpo del tubo NO SI

5

SI NO SI

9

NOCodo NO SI3,5 SI3 NO SI9 NO

Tabla 2. Métodos de reparación permanentes aceptados

Observaciones Tabla 2:

1.- El remplazo de la sección del ducto que contiene el defecto siempre es una reparación efectiva.2.- El depósito de soldadura requiere un espesor mínimo de la pared calculado, considerando la penetración

del electrodo más el espesor resultante debido a la presión de operación máxima, de estudios deingeniería y de un procedimiento calificado de soldadura.






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3.- Las envolventes o camisas metálicas para codos o curvas pueden ser del tipo atornilladas o bipartidas, suinstalación requiere de un estudio de ingeniería y soldadas mediante un procedimiento calificado.4.- Se requiere utilizar personal calificado y procedimientos aprobados para la instalación de envolventes o

camisas no metálicas en codos, curvas y tubería recta.5.- Se debe emplear un epóxico incompresible para llenar el espacio anular entre las envolventes o camisa y

el tubo que contiene la abolladura.6.- El daño mecánico localizado en la abolladura se debe remover por desbaste, previo a la instalación de la

envolvente o camisa, no se debe desbastar más del 10% del espesor de pared. En caso de desbastesmayores al 10%, se requiere de un espesor mínimo de pared calculado de acuerdo a la presión deoperación máxima, de estudios de ingeniería y de un procedimiento calificado.

7.- Otros métodos de reparación se pueden utilizar, siempre y cuando se presenten y tengan datos basadosen una práctica precisa de ingeniería.

8.- Las fisuras que no presenten fugas pueden ser removidas y retiradas mediante Hot Tap.9.- Si la abolladura es completa puede ser removida.10.- Las quemaduras por arco eléctrico y los defectos de la soldadura circunferencial pueden ser reparados

esmerilando (desbastando) el defecto si es superficial y/o empleando envolventes o camisas tipo A o B tanlargas como la reparación sea requerida, basándose en pruebas y análisis de ingeniería.

11.- En caso de presentarse fuga en cualquier tipo de discontinuidades citadas, ésta se debe reparar medianteel método de reparación definitiva, si se opta por la reparación provisional, se debe programar unareparación definitiva en un plazo no mayor de 30 días, de acuerdo a la NOM-027-SESH-2010.

12.- Una soldadura sólo podrá ser reparada 2 veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando uncarrete.

8.4 Requerimientos del servicio

Para realizar la evaluación se debe solicitar a PEMEX la información indicada en el Anexo A y la información delas dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por PND descritas en el Anexo B de esta NRF.

8.4.1 Inspección externa ini cial (T0)

8.4.1.1 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar la inspección de todo el alineamiento del ducto marino, lainspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimolo siguiente:

a) Tramos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, garreos de anclas, ductossobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino.

b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en línea regular, ductos ascendentes y arribosplayeros.

c) Condición funcional de toda la soportería del ducto.

8.4.1.2 Frecuencia. Se debe efectuar una sola vez en un plazo de seis a doce meses después de iniciada laoperación del ducto, siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción.

8.4.2 Inspección externa (T1)

8.4.2.1 Trabajos que se deben ejecutar. Los trabajos que se deben ejecutar deben cumplir con lo indicadoen 8.4.1.1 de esta NRF.

8.4.2.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada 2,5 años después de la inspección inicial en el período intermediode la inspección externa T2, y se debe omitir cuando se realice dicha inspección.






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8.4.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2)8.4.3.1 Trabajos que se deben ejecutar. Se debe efectuar el recorrido con embarcación provista del equipode Operación Remota (ROV) en todo el alineamiento de la línea regular, inspección visual en ductosascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente:

a) Ductos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, curvaturas, garreos deanclas, ductos sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino, profundidad deenterramiento, perfil topográfico del lecho marino y condición del lastre de concreto en tramos sin enterrar.

b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en el ducto.c) Condición funcional de la soportería del ducto.d) Medición del potencial continúo por medio del ROV en toda la longitud del ducto.e) Medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes.

8.4.3.2 Frecuencia. Se debe efectuar en un plazo no mayor a cinco años posterior a la inspección inicial.

8.4.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3)

8.4.4.1 Trabajos que se deben ejecutar

Se debe realizar una inspección visual detallada, medición de espesores de pared, inspección de unionessoldadas y barrido en zonas críticas tales como: elementos con daño previo, zonas de concentración deesfuerzos y zonas de daño potencial por ambiente y condiciones de operación severos, así como llevar a cabola limpieza del área por inspeccionar para efectuar las pruebas no destructivas.

Se debe efectuar la metrología de la anomalía o del daño detectado.

En caso de detectar anomalías en metal base, se debe determinar el espesor mínimo de zona sana, medianteun barrido en la zona adyacente a la anomalía y reportar el valor mínimo encontrado.

En caso de detectar defectos en soldadura, deben tomarse como mínimo cinco lecturas de espesor de pared enambos lados de la unión soldada, para determinar el espesor de pared de zona sana y se debe reportar el valormenor indicando su localización. Además debe hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en amboslados de la junta cubriendo como mínimo la zona de barrido SD.

8.4.4.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada año durante los tres primeros años de vida del ducto y luego sedebe programar esta inspección cada tres años o una tercera parte de la vida remanente determinada a partirde su tasa de crecimiento de daño, el que resulte menor.

8.4.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4)

8.4.5.1 Trabajos que se deben ejecutar. Corrida del equipo instrumentado la cual depende de losrequerimientos del área usuaria.

8.4.5.2 Frecuencia. Se debe efectuar conforme al programa de inspección establecido por PEMEX.

8.4.6 Formatos de regis tro

El encargado de la inspección debe entregar la información en los formatos indicados en la Tabla 3, los cualesse detallan en el Anexo F de esta NRF.






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FORMATO Ducto Ascendente ArriboPlayero LíneaRegular

FORMATOS DE INSPECCIÓN

FI01. Isométrico General a a

FI02. Isométrico Específico a a

FI03. Listado de Elementos a a

FI04. Listado de Soporte a a

FI05. Listado de Válvulas y uniones Bridadas a a a

FI06. Visual General a a a

FI07. Visual Específico a a a

FI08. Medición de espesores General a a a

FI09. Medición de espesores Específico a a a

FI10. Partículas Magnéticas General a a a

FI11. Partículas Magnéticas Específico a a a

FI12. Ultrasonido (haz recto) General a a a

FI13. Ultrasonido (haz recto) Específico a a a

FI14. Ultrasonido (haz angular) General a a a

FI15. Ultrasonido (haz angular) Específico a a a

FI16. Abrazaderas a

FI17. Zona de Mareas y oleaje a

FI18. Inspección de junta aislante a

a

FI19. Ánodos de sacrificio a a a

FI21. Curva de expansión a

FI22. Defensa del ducto ascendente a

FI23. Líquidos penetrantes General a a

FI24. Líquidos penetrantes Específico a a

FI25. Alineamiento de línea regular a a

FI26. Potenciales en línea regular a a

FORMATOS DE RESUMEN DE INSPECCIÓN

FRI01. Resumen de hallazgos para inspección externa(T0 y T1) a

FRI02. Hallazgos en línea regular con ROV (T2) a a FRI03. Resumen de inspección de Pruebas NoDestructivas (T3) a a a

Tabla 3 Formatos de inspección

8.5 Criterios de aceptación

Debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF.






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8.5.1 Disposic iones de Protección Ambiental y Seguridad IndustrialDurante las actividades de inspección y mantenimiento se deben seguir las disposiciones de la Ley General deEquilibrio Ecológico y Protección Ambiental (LGEEPA), su Reglamento y el Reglamento para prevenir ycontrolar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias.

El contratista durante las operaciones de reparación y mantenimiento debe cumplir con lo que se indica en lasNOM-027-STPS-2008 y NOM-031-STPS-2011.

El contratista se debe apegar al Reglamento de Higiene y Seguridad de Pemex mientras trabaje dentro de lasinstalaciones.

El contratista debe atender las “Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental quedeben cumplir los contratistas de Pemex” particularmente cuando se realicen actividades de inspección ymantenimiento, tanto en superficie como submarinas, se debe cumplir con lo que se establece en dichasdisposiciones para la obtención de permisos de trabajos con riesgo.

8.6 Evaluación

Se debe realizar de acuerdo a lo indicado en esta NRF y solo se permite la utilización de otros criterios cuandose demuestre con estudios de ingeniería (mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito,pruebas de laboratorio, entre otros) que el efecto real de las anomalías no pone en riesgo la integridadestructural del ducto y por lo tanto, la seguridad y confiabilidad de las instalaciones.

Para la evaluación de las indicaciones o anomalías encontradas, se debe tomar en cuenta los resultados deevaluaciones anteriores de las mismas, de tal manera que solo se analicen aquellos casos donde se detectencambios o modificaciones que requieran de un nuevo análisis.

La evaluación se debe registrar en los formatos indicados en capítulo 12 de esta NRF. En caso de que no existaformato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en elformato de evaluación FE01.

8.6.1 Análisis de la condición general de la línea regular y curvas de expansión

Se debe realizar para determinar cambios en el estado en que se encuentra la línea regular y curvas deexpansión, tanto en trazo como en perfil, o desplazamientos que se hayan presentado, con respecto ainspecciones previas y con esto establecer su variación histórica.

Mediante un comparativo cronológico de todas las inspecciones realizadas a la línea regular, curvas deexpansión, cruces, interconexiones y arribos playeros y se debe considerar las inspecciones externas con sonar

de barrido lateral, inspecciones con Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-8-2000 e inspecciones externas con buceo submarino y reportes de mantenimiento (estabilizado, desazolve,colocación de soportes, entre otros).

Como resultado del análisis, se debe entregar como mínimo lo siguiente:

• Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que seencuentren enterrados y/o azolvados.

• Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que seencuentren en claros libres.






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•Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión condesprendimiento total o parcial de lastre de concreto.

• Variaciones en la posición geográfica de los cruces e interconexiones.• Variaciones en la separación aproximada entre ductos(SAED) que integran el cruce.• Cambios en la configuración del estabilizado (tales como costales o colchacretos, que en inspecciones

previas se reportaban encima del ducto y en inspecciones recientes, están a un costado o ya no seencuentran).

• Desplazamientos laterales y verticales.• Entre otros

8.7 Análisis de la integridad del ducto

8.7.1 Estabilidad hidrod inámica horizontal

Se debe realizar el análisis bajo los siguientes escenarios:

1.- Cuando se realicen sustitución de tramos de línea regular o curva de expansión.2.- Cruces o interconexiones expuestos que presenten movimiento.3.- Tramos de ductos que presenten desplazamiento vertical.

Este análisis se realiza para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen con loindicado en esta sección, éste análisis se debe realizar de acuerdo a los que se establece en la NRF-013-PEMEX-2009.

El análisis se debe realizar tomando en consideración la tubería desenterrada, con el peso del fluido quetransporta y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de evaluación se indican en la Tabla 4 deesta NRF.

El factor de estabilidad seleccionado, se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades defondo inducidas por el oleaje:

a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta.b) Una velocidad de fondo (U1/1,000), para un período de 3 horas de tormenta completamente

desarrollada.

Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser iguales omayores que el factor de estabilidad indicado en la Tabla 5 de esta NRF. En caso de que los factores deestabilidad hidrodinámica calculados sean inferiores a los indicados en dicha tabla, se debe aplicaralguno de los métodos de mantenimiento correctivo indicados en esta NRF.

Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis, de acuerdo alo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009 son para periodos de retorno de 100 años.






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Parámetros de evaluación Fase de operación+ Nivel de enterrado de la línea. De acuerdo a inspección.

+ Consideración del peso del fluido Tubo lleno (operación).

+ Características del suelo. Tomar datos del estudio geotécnico del corredor,realizado con pruebas estáticas o dinámicas.

+ Altura de ola significanteDatos del Anexo A de la NRF-013-PEMEX-2009correspondientes a un período de retorno de 100 años.

+ Velocidad de corriente a 95% de la profundidad.Datos del Anexo A de la NRF-013-PEMEX-2009correspondientes a un periodo de retorno de 100 años.

+ Período pico de la ola para la Sonda deCampeche y el Litoral Tabasco.

13 seg

+ Periodo pico de la ola para la Zona Norte yLankahuasa.

12,3 seg

(1)

Se debe tomar en cuenta la dirección del oleaje y de la corriente como se establece en la NRF-013-PEMEX-2009

Tabla 4. Parámetros para la evaluación por estabi lid ad h idr odi námic a hor izont al de líneassubmarin as existentes

CSS Gas Crudo

Alta 0,9 1,1

Moderada 0,8 1,0

Tabla 5. Factores de estabili dad hidrod inámica horizont al permisibl es

Cuando derivado de este análisis se requiera el estabilizado del ducto, se debe realizar un análisis de

flexibilidad de acuerdo a 8.7.3 de esta NRF, con la finalidad de obtener la ubicación de las matrices de concretoy verificar que los esfuerzos no sobrepasen los permisibles.

8.7.2 Flotabi lidad de tubería enterrada

Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009.

8.7.3 Análisis de flexibili dad

Se debe realizar cuando:

• Se desconozca el estado estructural del ducto• Posterior a la ocurrencia de algún evento extraordinario (huracanes, falla de suelo marino, sismos, entre

otros.) que haya desplazado el ducto y que ponga en riesgo su integridad estructural• Haya registro de un cambio de trazo y perfil de la línea• Se tenga evidencia de fallas atribuibles a esfuerzos secundarios• Una inspección no destructiva PND revele la existencia de daños sensibles a esfuerzos axiales o

momentos flexionantes• Se realicen modificaciones o adecuaciones en el ducto, interconexiones con otros ductos• Se requiera desplazar el ducto para la realización de reparaciones

Se debe realizar a través de programas especializados de cómputo, basados en técnicas de elementos finitos(MEF) o equivalentes. Se debe considerar para el análisis la configuración geométrica actual del ducto y las






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cargas estáticas y dinámicas actuantes generadas por las condiciones de operación, ambientales yocasionales.Para las condiciones de carga se deben considerar las condiciones máximas de operación sin variaciones a lolargo del ducto. Así mismo en los tramos que se encuentran expuestos y azolvados se deben aplicar las fuerzashidrodinámicas de acuerdo con lo indicado en esta NRF.

Los esfuerzos máximos generados por las condiciones de carga indicadas, no deben sobrepasar los valorespermisibles establecidos en esta norma. Así mismo se debe evaluar el esfuerzo circunferencial de acuerdo a loestablecido en 8.7.3.1 de esta NRF, el esfuerzo longitudinal de acuerdo a lo establecido en 8.7.3.2 de esta NRFy el esfuerzo combinado (von Mises) de acuerdo con lo indicado en 8.7.3.3 de esta NRF.

En caso de que existan esfuerzos que sobrepasen los límites permitidos indicados en la Tabla 6 de esta NRF,se debe realizar un análisis iterativo del comportamiento estructural para seleccionar las adecuacionesnecesarias que permitan que el ducto opere dentro de los límites permisibles establecidos. Así mismo, se deberevisarque el ducto desplazado no interfiera con otros ductos o instalaciones cercanas.

Esfuerzo Tipo de carga Numeral

Esfuerzo Circunferencial Presión interna y externa 8.7.3.1

Esfuerzo Longitudinal máximo Presión, temperatura, sustentación, oleaje, corriente 8.7.3.2

Esfuerzo de Von Mises Presión, temperatura, sustentación, oleaje, corriente 8.7.3.3

Tabla 6. Combinaciones d e carga y esfuerzos permisib les

Los programas de cómputo empleados para el análisis de flexibilidad deben reportar los resultados en formagráfica.

8.7.3.1 Esfuerzo circunferencial. Los ductos y sus componentes deben cumplir con el espesor mínimorequerido para soportar la presión máxima permisible de operación (PMPO) a las condiciones de serviciorequerido, la cual no debe ser mayor a la presión de calibración de los dispositivos de seguridad de la línea y nodebe superar la presión de diseño. La determinación del espesor de zona sana se debe hacer a partir de unnúmero de mediciones que sea representativo del total del tramo a evaluar.

La máxima presión permisible de operación para líneas submarinas que transportan líquido o gas, está dadapor la siguiente expresión:

................................................................................................................................... (1)

Donde:

PMPO = Presión Máxima Permisible de Operación, en MPa (lb/in2).D = Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in).t = Espesor mínimo medido en zona sana del ducto, en mm (in).SMUTS = Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del

tubo), en MPa (lb/in2).f Ev = Factor para evaluación por presión interna indicado en la Tabla 7.

)tD(

f )SMUTS(t2PMPO Ev

−=






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Contenido Línea regular y arribos playeros Ducto ascendenteModerada Alta Muy alta Moderada Alta Muy alta

Gas No Aplica 0,60 No Aplica No Aplica No Aplica 0,44

Crudo 0,63 No Aplica 0,57 0,52 0,47 No Aplica

Tabla 7. Factores para evaluación por p resión i nterna (f Ev)

La clasificación de la línea de acuerdo a su Categoría de Seguridad y Servicio (CSS) se debe realizar conformea lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009.

8.7.3.2 Esfuerzo longitudinal. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está dada por la siguienteexpresión:

................................................................................................................................. (2)

Donde:

Tu = Tensión longitudinal última, en N (Lbs).SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en

MPa (lb/in2).As = Área nominal de la sección transversal de acero del ducto, en mm2 (in2).ΔAs = Pérdida del área de sección transversal por corrosión, en mm2 (in2).

La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular con la expresión:

................................................................................................................................................... (3)

Donde:

Tcp en N (Lbs).

8.7.3.3 Esfuerzo combinado . Se deben calcular de acuerdo alo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009.

8.7.3.4 Esfuerzo de curvatura. Se deben calcular cuando se presenten curvaturas horizontales o verticalesen el ducto, diferentes al trazo original del mismo. El esfuerzo se obtiene mediante la expresión:

............................................................................................................................................................ (4)

Donde:

σc = Esfuerzo por curvatura, MPa (lb/in2)E = Módulo de elasticidad del acero, MPa (lb/in2)D = Diámetro del ducto, cm (in)r = Radio de curvatura, cm (in)

El esfuerzo por curvatura se debe comparar con el esfuerzo permisible que se obtiene por la aplicación de lasiguiente ecuación:

( )As-As1,1SMYS Tu Δ

Ucp T0,56T =

r2

EDc =σ






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.............................................................................................................................................. (5)

Donde:

= Esfuerzo permisible

SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en MPa(lb/in2)

El cálculo de esfuerzo de curvatura, no aplica para la rehabilitación de cruces del ducto.

8.7.4 Evaluación de claros lib res

Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009.

8.7.5 Análisis por fatiga

Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009.

8.7.6 Evaluación de indicaciones

Se permite el uso de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería con base en modelos demecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, análisis de integridad basado en riesgo yconfiabilidad y cualquier otro método de evaluación de daños que suponen un modo de falla plástico, así comola realización de pruebas hidrostáticas ó neumáticas.

La PMPO que se determina para un tramo de ducto con indicación y que amerite evaluación se debe

determinar de la siguiente manera:PMPO = Pf x fs ............................................................................................................................................... (6)

Donde:

Pf = Presión de falla que se obtiene de acuerdo al criterio de evaluación correspondiente.fs = Factor seguridad para evaluación:

Contenido Línea regular y arribos playeros Ductos ascendentes

Gas0,69

0,53

Crudo 0,63

8.8 Corrosión localizada

La evaluación de la capacidad por presión interna del tramo de ducto con corrosión debe considerar lageometría de la indicación y propiedades mecánicas del ducto.

Para determinar una Pf, debe ser conforme a lo indicado en el Anexo I de esta NRF y la corrosión ha depresentar una pérdida de metal mayor o igual al 10% y menor o igual al 80%. Toda indicación menor al 10% esaceptable y no amerita de evaluación, así mismo aquellas mayores al 80% no requieren evaluación y deben serreparadas.

SMYS18,0per=σ

perσ






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8.8.1 Velocidad de Corros iónLa velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones extremas se debe calcular con la siguienteexpresión:

....................................... (7)

La velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones consecutivas se calcula con la siguiente expresión:

...................................... (8)

8.9 Vida Remanente (TVR)

Tiempo promedio que debe transcurrir antes de que el tramo del ducto, llegue a su límite de retiro(años). Sedebe calcular de acuerdo con la siguiente expresión:

.......................................................................................................................... (9)

Donde:

tactual = Espesor mínimo de la indicación (remanente).tretiro = 20% del espesor nominal del tramo de ducto en estudio.

8.9.1 Abolladuras

Se deben retirar o reparar cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes:

a) Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial(a tope).

b) Las que interactúen con otras indicaciones.c) Las que excedan una profundidad de 6 mm (1/4 in) en un tubo de 323,85 mm (12 in) de diámetro nominal y

menores, o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 323,85 mm (12 in) y afecten a una unión soldada(longitudinal o circunferencial) y contengan ninguna arrancadura o ranura.

8.9.2 Muescas y ranuras

Se deben retirar o reparar cuando presenten una profundidad mayor del 10% del espesor nominal de pared.

8.9.3 Daños calientes

Los daños calientes iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto, se deben evaluar con estudios deingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida localizada de metal, aumentando un 10% lasdimensiones del daño.

No ameritan reparación ni estudio las que tengan una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal delducto.

inicialeúltimaesinspeccionlasentre(años)tiempo

t-t(L.T.)corrosióndeVelocidad últimoinicial=

previayúltimaesinspeccionlasentre(años)tiempo

t-t(S.T.)corrosióndeVelocidad últimoprevio

=

corrosióndevelocidadtt

TVR retiroactual −=






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8.9.4 Zona esmeriladaLas zonas esmeriladas iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto y que no contengan grietas ofisuras, se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de perdida localizadade metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño.

No ameritan reparación ni estudio cuando presenten una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal dedel ducto y no contengan grietas o fisuras.

8.9.5 Defectos en soldadura

La evaluación de estas indicaciones debe realizar de acuerdo a lo que establece la Tabla 3 de la NRF-106-PEMEX-2010.

8.9.6 Desalineamientos de uniones soldadas

Se deben evaluar de acuerdo a lo indicado en la sección 8 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente,cuando la altura del desalineamiento sea mayor del 25% del espesor mínimo medido en zona sana de amboselementos o cuando éste se presente en combinación con algún otro daño o sometido a esfuerzos secundariospor cargas externas.

8.9.7 Laminaciones en metal base

Las laminaciones detectadas en el metal base que presenten escalonamiento mayor al 10% del espesor depared o que se encuentren en contacto con la zona afectada por calor y o la soldadura, se debe evaluar deacuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 579-1/ ASME FFS-1 2007 o equivalente, niveles 2 o 3 según elcaso.

Una estimación de la presión de falla se puede hacer con la siguiente expresión:

.................................................................................................................... (10)

Esté calculose debe realizar solo con propósitos de priorización de reparación y no para establecer la presiónde falla real del tramo afectado. En caso de no existir otros daños, la PMPO se puede calcular por esta presiónde falla multiplicada por el factor de seguridad(ver 8.7.6 de esta NRF).

Si el tramo de ducto presenta laminaciones en combinación con otros tipo de indicaciones (corrosión interna,SCC, entre otros) o sometido a fatiga o esfuerzos flexionantes significativos, cualquier laminación con

escalonamiento mayor al 10%, se debe reparar.

8.9.8 Áreas de inclus iones no metálicas

Se debe evaluar y analizar con el criterio que se establece en 8.9.7 de esta NRF.

8.9.9 Evaluación de otros daños por servicio

8.9.9.1 Agrietamiento induc ido por hidrogeno (HIC). Las áreas con HIC en forma de laminaciones, que nopresenten abultamiento se deben evaluar con el criterio de evaluación de laminaciones, siempre y cuando suextensión no sea mayor a 1 hora técnica en la dirección circunferencial y medio diámetro en la dirección

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longitudinal del tubo y no estén conectadas con soldadura de acuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente, niveles 2 o 3 según el caso.

Las áreas con HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra, al menos una longitud dela menor ampolla, se deben evaluar como pérdidas de metal, tomando como espesor remanente el opuesto alabultamiento (ver 8.7.3.1 de esta NRF).

Las áreas con HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo, cuya dimensión en cualquier direcciónsea menor a medio diámetro, se deben evaluar por mecánica de la fractura y considerar la longitud de grietacomo la extensión conectada a la soldadura y la profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de lagrieta y la pared del tubo.

Las áreas con HIC que excedan las dimensiones anteriores se deben evaluar con estudios de ingenieríabasados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos condaño similar.

Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra se deben evaluar deacuerdo a lo indicado en el API 579-1/ASME FFS-1-2007.

8.9.9.2 Agr ietamiento por corros ión bajo esfuerzos (SCC). Las áreas con SCC se deben reparar,priorizándose estas con base en estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de la fractura,elemento finito, pruebas de laboratorio, entre otros. Así mismo, en este análisis debe enfocarse a laidentificación y mitigación de las causas que dieron origen al SCC.

8.9.9.3 Desprendimiento de lastre de concreto. Cuando se tengan desprendimientos de lastre de concretoen la línea submarina, el contratista debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica de acuerdo a loindicado en 8.7 de esta NRF considerando un lastre de concreto equivalente. Para determinar el cálculo, se

debe cuantificar el peso que del ducto ha perdido en un determinado tramo, el cual se le restará al espesor delastre de concreto original del ducto, de tal manera que se obtenga un nuevo espesor de lastre de concretoreducido.

8.9.10 Formatos de evaluación

El encargado de la evaluación debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regularevaluados en los formatos indicados en la Tabla 8 (ver Anexo G de esta NRF). En caso de que no existaformato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en elformato de evaluación FE01.

FORMATO Ducto ascendente Línea Regular

FE01. Resumen de indicaciones dictaminadas para reparación a a

FE02. Estabilidad hidrodinámica horizontal y flotabilidad a

FE03. Análisis de flexibilidad a a

FE04. Análisis de esfuerzos por curvatura. a

FE05. Pandeo local a

FE06. Análisis de vorticidad a a

FE07. Evaluación de indicaciones contenidas en el espesor a a

FE08. Protección catódica a a

FE09. Fatiga a a

Tabla 8. Formatos de evaluación






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8.10 MantenimientoLas actividades de mantenimiento, se deben realizar con base en procedimientos específicos para cada métodode reparación, los cuales serán presentados a PEMEX para su revisión y comentarios.

8.10.1 Mantenimiento preventivo

8.10.1.1 Inyección de inhibidores. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección deinhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia. En caso de no tenerlo se debe implementarun programa .de acuerdo a los criterios indicados en la NRF-013-PEMEX-2009 y NRF-005-PEMEX-2009. Lacorrosión interior del ducto no debe ser mayor de 2 MPA y en caso de no tener inhibidores la corrosión interiorno debe ser mayor de 1 MPA de acuerdo a lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009.

8.10.1.2 Protección catódica. En líneas submarinas y ductos ascendentes de acero, ya sea enterrados y/osuperficiales deben cumplir con lo que se indica en NRF-047-PEMEX-2007. En caso de que no se cumpla conel criterio anterior, es necesario realizar el reforzamiento de la protección catódica por medio de la instalación deánodos de sacrificio, mediante soldadura, como resultado de la inspección y del perfil de potenciales, existanbajos potenciales de protección.

Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras líneas submarinas, se debe revisar la interacción entreambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo-suelo y establecer las medidas correctivas paraminimizar los efectos de la interacción.

8.10.1.3 Protección anticorrosiva. Se debe rehabilitar la protección anticorrosiva cuando se detecte que seencuentra en mal estado y cuando se realiza alguna reparación en el ducto ascendente o línea regular deacuerdo a las normas NRF-004-PEMEX-2011 y NRF-026-PEMEX-2008.

8.10.1.4 Monitoreo de la velocidad de corrosión in terior. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos detipo gravimétrico ó electroquímicos, debidamente separados, acondicionados, pesados y calibrados de acuerdoa las condiciones de operación y a las características químicas de los productos transportados, las cuálestambién determinaran los periodos de exposición y se debe apegar lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2013.

8.10.2 Mantenimiento cor rectivo

Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales, se deben eliminar mediante la técnica deesmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños.

En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento, por lo que alárea se le debe dar un contorno suave.

Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica deesmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños.

Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente delducto después de esta operación, no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que serequiere tal como se determina en 8.7.3.1 de esta NRF. De otra manera, se prohíbe la reparación y el tramo delducto dañado se debe reforzar ó remplazar.

Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas. Al final de cada capa se debemedir el espesor de pared remanente, por medio de ultrasonido, con el objeto de no esmerilar más del 10%.Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas, para detectar indicaciones de grietas. En






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este caso, se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan, siempre y cuando laprofundidad del área no implique el riesgo de ruptura, de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; encaso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a lamagnitud del daño generado.

8.10.2.1 Esmerilado. Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales, se deben eliminarmediante la técnica de esmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños.

En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento, por lo que alárea se le debe dar un contorno suave.

Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica deesmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños.

Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente delducto después de esta operación, no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que serequiere tal como se determina en 8.7.3.1 de esta NRF. De otra manera, se prohíbe la reparación y el tramo delducto dañado se debe reforzar ó remplazar.

Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas. Al final de cada capa se debemedir el espesor de pared remanente, por medio de ultrasonido, con el objeto de no esmerilar más del 10%.Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas, para detectar indicaciones de grietas. Eneste caso, se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan, siempre y cuando laprofundidad del área no implique el riesgo de ruptura, de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; encaso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a lamagnitud del daño generado.

8.10.2.2 Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, rayaduras y quemaduras por arco, sedeben reparar por medio de soldadura.

El metal de aporte que se utiliza en reparaciones con soldadura debe ser de acuerdo con el tipo y el grado delducto que se repara, de acuerdo con la NRF-084-PEMEX-2011.

Una vez que el área a reparar se ha esmerilado de acuerdo a 8.9.4 de esta NRF y que se encuentra lisa,uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se debe realizar lareparación.

En la Tabla 2 de esta NRF, se indican los casos en que se puede aplicar la reparación mediante soldadura derelleno.

8.10.2.3 Estabil izado de líneas. Cuando los resultados del análisis de estabilidad hidrodinámica realizado deacuerdo a 8.7 de esta NRF, indiquen que la línea es potencialmente inestable, se debe dragar a unaprofundidad que garantice su estabilidad o utilizar sacos de arena/cemento, malla lastrada o algún otrodispositivo que cumpla con la función de elementos estabilizadores.

Los elementos estabilizadores se deben bajar hasta el fondo y colocar de tal manera que se obtenga laconfiguración indicada en los planos de ingeniería.

8.10.2.4 Envolvente de refuerzo (Tipo B). Si no es posible sustituir un tramo de ducto con defectosdictaminados para reparación, las reparaciones de tipo permanente se deben realizar mediante la instalación deuna envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo conductor, mantener la hermeticidad y tener






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una vida útil igual o mayor a la del tubo conductor. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de unanálisis específico de la problemática de la reparación.

Para reparaciones de abolladuras, grietas y fisuras de acuerdo a la Tabla 2 de esta NRF, se debe usar unmaterial para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito de transferir adecuadamente lascargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y ser establefísica y químicamente durante su vida útil.

Un tubo con quemaduras o ranuras, se debe reparar mediante envolventes soldables, siempre y cuando laquemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimorequerido en 8.7.3.1 de esta NRF.

Las envolventes instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna, se deben diseñar paracontener ó soportar la presión máxima de operación del ducto que se va a reparar. Dicha envolvente serásoldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La envolvente ocamisase debe extenderpor lo menos 100 mm (4 in) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuandoexista sanidad del ducto.

La envolvente se debe diseñar y validar mediante la técnica de elemento finito por un ingeniero responsablepara soportar las condiciones de operación para las cuales fue diseñado el ducto y servicio de operación,además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de los ductos, previa limpieza a metal blanco.Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los extremoscircunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al del ducto.

Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura, se debe reducir lapresión de operación a un nivel seguro y se debe realizar en cada caso un análisis en el que participen lasdependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable del ducto. Dicho análisis

debe contener como mínimo los resultados de la inspección ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos paradeterminar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren lasprácticas recomendadas al respecto.

8.10.2.5 Envolvente mecánica (Tipo A). Se deben utilizar para la reparación en caso de pérdida de materialexterna y que no exista fuga. Su instalación debe permitir realizar los trabajos de reparación mientras la líneacontinúa en operación.

Las abrazaderas atornilladas son provisionales cuando se instalan en el ducto.

8.10.2.6 Sustitución de carrete. Si es factible que el ducto quede fuera de operación, se debe repararcortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo el defecto y remplazándolo con otro carrete de espesor depared y grado similar o mayor que reúna los requisitos de 8.7.3.1 de esta NRF, con una longitud no menor de

un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 in) o 200 mm (7.9 in) para diámetros menores. Cuando se programe la reparación de una sección del ducto mediante el corte y sustitución de la porcióndañada, el carrete se debe someter a una prueba hidrostática como se requiere para un ducto nuevo deacuerdo a lo que se indica en ASME B31.4-2009, B31.8-2010 y API RP-1110-2007 o equivalentes.

La prueba hidrostática se debe llevar a cabo antes de su instalación y se permite que se realice en fábrica, ocon equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con dictámenes o informes de calibración deacuerdo a la LFMN y después de lo cual se realice el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto lainspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su instalación.






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Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes se deben inspeccionar al 100% por medio depruebas no destructivas como se indica las secciones 8 y 9 de API STD 1104-2005 o equivalente.

8.10.2.7 Refuerzo no metálico. Para defectos en los cuales no exista riesgo de fuga o tengan corrosión local ogeneralizada externa, se puede reparar mediante una envolvente no metálica (Resina epóxica reforzada confibra de vidrio u otras fibras adecuadas).

La utilización de envolventes no metálicas, está sujeta a que se demuestre que soporta como mínimo la mismapresión que el ducto, y se debe diseñar para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones en los queopera el ducto.

El envolvente no metálica que se utiliza como refuerzo se debe calificar mediante pruebas de acuerdo a lo quese indica en ISO/TS 24817:2006 por una entidad acreditada de acuerdo a la LFMN y su Reglamento.

Los refuerzos no metálicos se deben considerar como reparaciones definitivas, de acuerdo a NOM-027-SESH-2010, por lo que no se requiere programar otro tipo de reparación.

8.10.2.8 Parches. Esta reparación consiste en la instalación de una placa para reforzar el espesor del tramodel ducto y se utiliza para reparaciones de áreas con pérdidas de metal localizadas y picaduras contenidas ensu espesor.

Los parches deben ser diseñados por el contratista y revisados por PEMEX.

Se debe considerar dos métodos de reparación con parches:

1.- Parches con soldadura de filete.2.- Parches habilitados con un cople y aplicación de soldadura de filete en el perímetro de la placa.

3.- Reparación con parches de acero al carbón adheridos con compuestos poliméricos, cuando el diámetro delcomponente a reparar sea mayor a 600 mm (23.62 in). Esta reparación se debe realizar de acuerdo a laISO/TS 24817:2006.

Las reparaciones con parches se deben realizar de acuerdo a lo indicado en la norma ASME-PCC-2-2011 oequivalente.

El tamaño del parche debe cubrir el defecto a reparar. El tamaño del parche debe cubrir por lo menos unapulgada de metal base sano a cada lado de la indicación o defecto, y en el caso de parches con tapones derelleno de soldadura, la distancia es la misma pero considerando los orificios.

El método generalmente es usado para superficies externas de componentes sujetos a presión interna. Paraaplicaciones bajo esfuerzos externos se debe realizar un análisis por separado para evaluar el pandeo y otras

condiciones de inestabilidad.8.10.3 Formatos para mantenimiento

El encargado del mantenimiento debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular en losformatos indicados en la Tabla 9 de esta NRF (ver Anexo H).






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Formato Ductoascendente LíneaRegular

FM01. Mantenimiento Preventivo a a

FM02. Mantenimiento Correctivo a a

Tabla 9. Formatos de mantenimiento

9. RESPONSABILIDADES

9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales

Aplicar los requisitos y recomendaciones de esta norma, en las actividades de inspección, evaluación ymantenimiento de ductos marinos, a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de las mismas.

9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción

Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y EmpresasFiliales, así como con prestadores de servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, conel fin de asegurar que los ductos marinos operen de una manera confiable y segura.

La verificación del cumplimiento de esta norma, se debe realizar por el área usuaria, verificando y atestiguandolos trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos indicados en 8.4 de estaNRF.

9.3 Contratistas y prestadores de servicioConocer y cumplir con los requerimientos establecidos en la presente Norma de Referencia, los constituidos enlas bases de licitación y en los trabajos relativos en seguridad, diseño, selección de materiales, construcción,inspección y pruebas.

Cumplir según corresponda con la NMX-CC-9001-IMNC-2008; los artículos 55 párrafo 4, 56 y 68 inciso III de laLey Federal de Metrología y Normalización; artículo 24, 3° párrafo y artículo 67 de la Ley de Obras Públicas yServicios Relacionados con las Mismas; artículo 11 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y ServiciosRelacionados con las Mismas y artículos 13 y 13-A del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientosy Servicios del Sector Público.

Toda la documentación y registros que se generen en los trabajos que competen a esta Norma de Referencia,antes y durante el desarrollo de trabajos (procedimientos, manuales, planos, bitácoras, diagramas, isométricos,imágenes, memorias, estudios, correspondencia, entre otros), se deben entregar a PEMEX en idioma español yconforme a la NOM-008-SCFI-2002 [se puede anexar entre paréntesis otro idioma o sistema de medidas,aclarando que para esta Norma de Referencia no se aplicó lo publicado el 24 de septiembre de 2009 en elDiario Oficial de la Federación, en lo que se refiere al punto decimal, sino se conserva el criterio de la coma quecita la NOM]. Asimismo, dicha entrega se debe realizar por medios electrónicos e impresos, según losrequerimientos de la licitación, y se debe validar con sello y rúbrica del responsable de la compañía, proveedor,fabricante o el que corresponda.

Cumplir con las disposiciones de la LGEEPA y su reglamento, RPCCMVDOM y su reglamento, LGPGIR, yRSHPMOS.






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10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALESNo tiene concordancia.

11. BIBLIOGRAFÍA

11.1 API 579-1/ASME FFS-1-2007. Fitness for Service (Adecuación para el servicio).

11.2 API RP-1110-2013. Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines (Prueba de presión de líneas depetróleo líquido).

11.3 API RP-1111-2007and Errata 2011. Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelinesfor the Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids, or Carbon Dioxide(Práctica recomendada para la prueba de presión de ductos para la transportación degas, gas de petróleo,líquidos peligrosos, líquidos altamente volátiles y bióxido de carbono)

11.4 API STD 1104-2005.Errata y Adenda-2007, Errata 2-2008 Reafirmada en 2010, Welding of Pipelinesand Related Facilities (Soldadura de ductos e instalaciones relacionadas)

11.5 ASME B31.4-2012. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids(Sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, y otros líquidos).

11.6 ASME B31.8-2012. Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de ductos detransporte y distribución de gas).

11.7 ASME B31G-2012. Manual for determining there maining strength of corroded pipelines (Manual para ladeterminación de la fuerza remanente de las tuberías corroídas).

11.8 ASME PCC-2-2011. Repair of Pressure Equipmentand Piping (Reparación de Equipo y Tubería aPresión)

11.9 PEMEX 250-22100-SI-206-0001. Disposiciones en materia de seguridad industrial y protecciónambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex. Pemex Exploración y Producción, 2001.

11.10 PEMEX CID-NOR-N-SI- 0001-2000. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción,operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte.

11.11 PEMEX CID-NOR-02-1996. Reparaciones definitivas, permanentes y provisionales en ductos.

11.12 PEMEX GG-TH-TC-0005-2011. Guía técnica para la realización de revisiones de control a la aplicacióndel plan de administración de integridad de ductos, de Agosto de 2011.

11.13 PEMEX PEP-PAID-002. Plan de administración de integridad de ductos, de J unio de 2011






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12. ANEXOS12.1 Requisi tos que debe cumpli r un documento “ equivalente

La indicación “o equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de los Documentos extranjeros, significalo siguiente:

12.1.1 Documento normativo que indica las características, reglas, especificaciones, requerimientos, atributos,directrices, o prescripciones aplicables a un Bien, Proceso, Actividad, Servicio o Método, y las que se refieran asu cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, igual al propuesto en esta NRF.

12.1.2 Los Documentos extranjeros, “equivalentes”, deben cumplir con lo que se indica y/o exige por elDocumento extranjero referido por esta NRF o ET.

12.1.3 No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales, Internacionales,Industriales o Extranjeros, que tengan requerimientos, especificaciones o exigencias menores a los que refierey/o solicita PEMEX, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/otemperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisiónde humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias,características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros).

12.2 Lo anterior también es aplicable a los requerimientos que se señalan en los Documentos Técnicos delos Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos.

12.3 En todos los casos, las características, especificaciones, requerimientos y/o obligaciones que se indicanen esta NRF, Especificación Técnica, y los que de esta se desprenden, son de cumplimiento obligatorio porLicitantes, Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios.

12.4 El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es equivalente al Documentoextranjero indicado en esta NRF y/o ET, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso,anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, conceptopor concepto, y demostrar que el documento que propone, es igual que el que se indica o refiere en esta NRF oET, a lo que PEMEX debe responder de forma explícita.

12.5 Cuando los documentos que se señalan en el párrafo anterior, no son de origen Nacional, deben estarlegalizados ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto dePromulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos PúblicosExtranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995.

12.6 Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar de una

traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor certificado, y debe considerar la conversión deunidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estarsignada por el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente.

“Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen,para los efectos de la Licitación y/o, Contrato, y efectos Legales, a que den lugar”

12.7 La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito, y se debe indicar sies o no autorizado el documento propuesto como equivalente, en el caso de que no se autorice el uso deldocumento equivalente, el Licitante, Contratista, o Proveedor, está obligado a cumplir con el Documentoextranjero establecido en la NRF o ET.






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Anexo A Formatos de información básica

LOGO DE LACOMPAÑÍA

CLAVE : __________________ DIAMETRO (In) : _____________ FORMATO DE INFORMACIÓNBÁSICA(FIB1)

NOMBRE DEL DUCTO: ________ LONGITUD (Km): _______________

INFORMACIÓN BÁSICAUBICACIÓN TÉCNICA: _________ ESPESOR NOMINAL (In):______ FECHA DE INSPECCIÓN: _______ ESP. MATERIAL: _______________ SERVICIO: ___________________

1. DATOS GENERALES DEL DUCTO

FECHA DE CONSTRUCCIÓN: INICIO DE OPERACIÓN: ____________________

FECHAS DE INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO: ____________________ 0

FECHA DE LAS ULTIMAS TRES CORRIDAS CON EQUIPO DE LIMPIEZA: ____________________ 0

TIPO DE RECUBRIMIENTO EXTERNO:_______ ESPESOR DEL LASTRE DE CONCRETO:_________

DENSIDAD DE LASTRE DE CONCRETO:_______

TIPO DE SOLDADURA DE FABRICA: _______________________ PROTECCIÓN CATÓDICA: SINO TIPO:

INHIBIDOR SI NO TIPO: DOSIFICACIÓN: lt/mes

PROFUNDIDAD PROMEDIO DEL LECHO MARINO : _______________________________________

2. CONDICIONES DE OPERACIÓN ACTUALES

PRESIÓN DE OPERACIÓN*: ___ Kg/cm2 PUNTO DE MEDICIÓN:

RESI N DE DISPARO O DE BOMBEO EN LA SALIDA: Kg/cm2 PRESIÓN EN LA LLEGADA: __ Kg/cm2

RESI N DE PRUEBA HIDROST TICA DEL DUCTO: Kg/cm2 TIEMPO DE LA PRUEBA HIDROSTÁTICA: HR

PRESI N M XIMA HIST RICA: Kg/cm2 TEMPERATURA DE PRODUCTO: OC 0GASTO: MBD MMPCD

TIPO DE PRODUCTO: __________________ GRAVEDAD ESPECIFICA: ___ _______

TIPO DE FLUJ O: (intermitente, continuo, estático, entre otros)

%H2O %MOL H2S %MOL CO2% NaCl0

*SI EL DUCTO PRESENTA PERFIL DE PRESIÓN O TRANSIENTE, REPORTARLO.

3. LOCALIZACIÓN DEL DUCTO POR TRAMOSDISTANCIA ABSOLUTA (Km)

DEL AL

FACTOR DE SEGURIDAD

APLICABLE SEGÚN LA CSS COMENTARIOS

4. REPORTE DE FALLAS ANTERIORES

TIPO DE FALLA: _________ UBICACIÓN (Km): ____________

CAUSA: ___ ___________________

EXISTE REPORTE DE ANÁLISIS DE FALLA? NO SI (ANEXAR HISTORIAL DE FALLAS YREPORTE S

RESPECTIVOS)






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ANEXAR LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS:1. COPIA DE REPORTES DE INSPECCIÓN Y REPARACIÓN DE TRAMOS EN EL DUCTO, PREVIOS AL ANALISIS DE INTEGRIDAD.2. TRAZO Y PERFIL TOPOGRAFICO DE TODO EL DUCTO, INTERCONEXIONES, CRUCES, DUCTOS ASCENDENTES, ENTRE

OTROS.3. PARA TUBERÍA ENTERRADA SE REQUIERE LA MECÁNICA DE SUELOS DEL LUGAR EN DONDE SE ENCUENTRA EL DUCTO

(CLASIFICACIÓN DEL SUELO DE ACUERDO AL SISTEMA UNIFICADO DE CLASIFICACIÓN DE SUELOS (SUCS), ÁNGULO DEFRICCIÓN INTERNA, COHESIÓN, PESO VOLUMETRICO DEL SUELOS DE LA ZONA, ESFUERZO CORTANTE DEL SUELO, ESFUERZO

NORMAL DEL SUELO, CAPACIDAD DE CARGA DEL SUELO).4. PERFIL DE POTENCIALES Y LOCALIZACIÓN DE RECTIFICADORES, CAMAS ANÓDICAS Y ÁNODOS DE SACRIFICIO.5. RESULTADOS DE ÚLTIMOS MONITOREOS DE CORROSIÓN INTERIOR Y PUNTOS DE INYECCIÓN DE INHIBIDORES.6. CAMBIOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN O TIPO DE SERVICIO DEL DUCTO DESDE SU INICIO DE OPERACIÓN.7. TIPOS DE PROTECCIONES CONECTADAS DIRECTO AL DUCTO, EN CASO DE REPRESIONAMIENTO O CIERRE REPENTINO

(VALVULAS DE ALIVIO, VALVULAS DE DISPARO, ENTRE OTROS.).8. ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO O COMPOSICIÓN QUÍMICA DETALLADA DE LOS ELEMENTOS QUE INTEGRAN LA MEZCLA

(ESPECIFICAR SI EL CONTENIDO DE H2O ES COMO HUMEDAD O COMO FASE LIQUIDA “CONDENSADO”).

FECHA DE ELABORACIÓN NOMBRE Y FIRMAREPONSABLE DEL MANTENIMIENTO DE PEMEX





INSPECCIÓN, EVALUACIÓN YMANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS

N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ RESUBARCO : __________________________________ D

NºClave

delDucto

UbicaciónTécnica

Origen Destino Localización InstalaciónDiámetro

[In]Longitud

[km]

Coordenadas Espesor [In] AP

Origen Destino Ducto Ascendente

LíneaRegular As

X Y X Y

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19






N

Diseño CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN

Fecha deconstrucción Edad delDucto en

OperaciónServicio Producto

Presión(Kg/cm2) Temp.

(°C)

Presión (Kg/cm2) Temperatura (°C)Flujo

(MBD / MMP

Inicio Termina Max PH Mín. Nor. Máx. Mín. Nor. Máx. Mín. Nor.






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NRF-014-PEMEX-2013

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Anexo B Dimensiones signif icativas de indicaciones detectadas por pruebas no destruct ivas (PND)B.1 Dimensiones signi ficativas de indicaciones detectadas por PND

El análisis de integridad mecánica se realiza con base en las dimensiones significativas de las indicacionesdetectadas por Pruebas No Destructivas, que son necesarias para determinar su nivel de severidad. Acontinuación se listan las indicaciones más comunes en ductos y se indican sus dimensiones significativas.

El Reporte de inspección debe contener estos datos, con las tolerancias especificadas para la técnica deinspección no destructiva empleada en su detección.

Nomenclatura para el dimensionamiento de indicaciones:

d Profundidad máximaA Longitud circunferencial (Ancho)L Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal)t Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sanaSC Soldadura circunferencialX Distancia a la soldadura circunferencial B.2 Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la direcciónperpendicular a la superficie (d).

B.3 Reducción localizada de espesor

B.4 Ampolla: Profundidad en el espesor (t’), magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la existenciade agrietamiento secundario.






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B.5 Daño caliente

B.6 Grieta Longitudinal ó circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial(a). Se debe reportar la ubicación de la grieta (en soldadura, zona afectada por calor o metal base).

B.7 Zona esmerilada

S C C

S C C







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B.8 Laminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e), profundidad mínima en el espesormedido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin), profundidad máxima en el espesor medidodesde la pared externa en caso de escalonamiento (dmax) y el espesor mínimo adyacente a la indicación enzona sana (t).

Despliegue de carrete

Perfil de espesor

Donde:

1 Representación de una laminación escalonada2 Representación de una laminación simpleX Distancia a la soldadura circunferencial%e Por ciento de escalonamiento calculado por:

B.9 Tallones, rayones y muescas sin abolladura:

100t

dde% minmax

⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

1

2

1 2



Comité dPetról

Organis

B.10 Abol(Lcirc) y profu

B.11 Defe

En adición aexterna o int

Poros Túne

mínimo adya

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las dimensiorna, horario

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d.mín.

Poro

ción deos yiarios

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L

A

Túnel

INSPECCIMANTENIM

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t

N, EVALUAIENTO DE D ARINOS

xistir entall

reportar la udo o línea d

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nima (d.mín)

A

L

Poros agr

CIÓN YUCTOS

: longitud a

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axial (L),

máxima (d.

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NRF-01

Pági

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os defectos c

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áx.) del defe

L

Por

-PEMEX-20

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ngitud circu

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erencial (A),

to.

aislado

13

ferencial

la pared

espesor







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Falta de Penetración. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana(t), profundidad máxima (d).

Falta de Fusión. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t),profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.)

t

d

A

L

t

A A

d.máx. d.mín.

d.máx.

d.mín.

L L







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Inclusiones de Escoria, Líneas de Escor ia, Dobles Líneas de Escoria, Inclusiones No Metálicas. Longitudaxial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) ymáxima (d.máx.).

d.máx.

tmín.

A

Laxial

d.mín.

L

A

tmín.

d.máx. d.mín. L

A



Comité dPetról

Organis

Concavidad(t), profundid

Socavado. profundidad

Penetración(t) y profundi


en la raíz. Lad máxima (

ongitud axiáxima (d).

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ción deos yiarios

ongitud axial).

l (L), ancho

ongitud axial(d).

INSPECCIMANTENIM

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d

d

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CIÓN YUCTOS

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l (A), espeso

L

NRF-01

Pági

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A

L

A

A

L

-PEMEX-20

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t

t

t

13

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na sana



Comité dPetról

Organis

Corona bajprofundidad

B.12 Desamáxima deteelementos q


. Longitudáxima (d).

lineamientoctada, así coe forman la

Longit

ción deos yiarios

xial (L), anc

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INSPECCIMANTENIM

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s soldadas.sores y anch.

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d

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alineamiento(d)

CIÓN YUCTOS

spesor míni

salineamienaduras medi

Vista de

Soldadura

NRF-01

Pági

o adyacent

to (d) a caddas a cada h

L

A

perfil

-PEMEX-20

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en zona s

hora técnicora técnica

t

13

ana (t) y

a y en lae ambos







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B.13 Ovalamiento en unión soldada. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el máximodetectado (dmáx), así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman launión soldada.

B.14 Desprendimiento de concreto. Cadenamiento (C) y horario técnico (hr), longitud axial (La), anchocircunferencial (Lc).

B.15 Azolvamiento en curva de expansión. Cadenamiento inicial (C1) y cadenamiento final (C2).

d.máx. Horario Técnico

d

t1

t2

Elemento 1 Elemento 2D

C1

C2



Comité dPetról

Organis

B.16 Soca

B.17 Esco

nexo C

C.1 Espe

La inspeccióembarcacionequipo, espe

Las caracterí se citan a co

a) Maquin• Velo

• Gen• Pote• Prop

b) Equipo• Radi• Rad• Ecos• Brúju

c) Sala ded) Puente


vación. Cad

mbros. Cad

Caracterí

cificacione

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sticas y requtinuación:

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rador (mínicia 1800 H.lsor laterale navegaciós de corto yr.ondalaPosicionamie mando co

ción deos yiarios

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o 2) 333 kw..e proa 200n.largo alcanc

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Cadenamie

INSPECCIMANTENIM

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aciones contrabajos, q

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aquinaria y e

terísticas)

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CIÓN YUCTOS

nal (C2) y alt

uipo

truidas espedando defie a la Tabla

quipo, con l

a a popa.

NRF-01

Pági

ra máxima (

cialmente pidas las áre.1 de esta N

s que debe

-PEMEX-20

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0).

ra ello o pus corresponRF.

ontar la em

13

eden serientes al

arcación







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e) Cuarto de máquinas.f) Sala de graficadoras, magnetómetro, perfiladores, sonar y ecosonda.g) Oficina de trabajo.h) Almacén de refacciones.i) Intercomunicaciones entre puente-posicionamiento

j) Antena.k) Área de pruebas no destructivas y almacén.l) Grúa o torre y malacate para muestreador.m) Malacate para magnetómetro y sonar.n) Cuarto de fuentes de energía.o) Fuente acústica de perfilador somero.p) Transductor de perfilador profundo.q) Hidrófonos en canal doble, del perfilador profundo.r) Hidrófonos de perfilador somero.s) Área de servicios.

• Cocina.• Comedor.• Dormitorios (mínimo 20).• Baños (mínimo 2)

Adicionalmente a las instalaciones anteriores, es recomendable, pero no indispensable. Que el barco tenga unasala de descanso y un área de lavandería.

C.2 Embarcación para inspección en arribos playeros

La lancha que se utilice en los trabajos de inspección en aguas someras, debe contar con el equipo que serelaciona a continuación y el necesario para realizar los trabajos satisfactoriamente.

a) Ecosonda.b Sistema de posicionamiento.c) Sistema de radio.d) Motor fuera de borda de 50 HP.

Sistema Emisor Frecuencia deEmisión

Resolución MáximaOperacional Objetivos

Ecosonda 210 KHz 2 – 1 cm Medir tirante de agua y trazar mapas batimétricos.

Sonar deExploraciónLateral

105 KHz 1 – 2 m

Vista en planta del fondo, para localizar naufragios,ductos, desechos; para determinar la topografía delfondo, los afloramientos y depresiones, y detectarburbujas de gas.

Perfiladorelectromecánico o

somero0.3 - 5.0 KHz

Variable; generalmente 1m, pero depende de suaplicación.

Medir tirante de agua, detecta burbujas de gas,proporciona perfil del suelo que puede variar de 60a 150 m de profundidad.

Tabla C.1 Características mínimas del Equipo







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C.3 Características mínimas de embarcación de posic ionamiento dinámico (DPII)La embarcación utilizada para la inspección con ROV debe utilizar para la navegación el Sistema dePosicionamiento Global Diferencial (DGPS), el cual se basa en la transmisión de datos vía satélite. El equipopara la recepción e interpretación de la señal debe tener una precisión en las coordenadas geográficas de1,00 m.

Las características mínimas que debe cumplir el sistema utilizado son:

a) Transformación de posiciones del elipsoide WGS 84 al de Clarke 1866 y a la proyección plana UTM, NAD-27, Zona 15.

b) Área de cobertura amplia.c) Alta confiabilidad de enlace.

d) Disponibilidad de la estación.e) Rápida transmisión de datos.f) Control de calidad integrado en tiempo real.g) Enlace de datos desde la estación de referencia hasta el sistema central.h) Entrega de señal a la estación de enlace terrestre.i) Mostrar gráficamente el perfil del lecho marino en tiempo real.

j) Utilizar cartas electrónicas del área de trabajo con datos como profundidades, zonas de anclaje, rutasmarítimas, ductos, plataformas, válvulas, entre otros.

El equipo de orientación geográfica para la navegación y posicionamiento debe cumplir como mínimo con losiguiente:

a) Portabilidadb) Despliegue digital del rumbo y velocidad

c) Mantenimiento electrónicod) Entrada de datos de corrección para velocidad y latitude) Resolución estándar IMO A424(XI)f) Conectores tipo “D”

La embarcación debe contar con equipo ecosonda digital de frecuencia dual y un sistema de evaluación deprotección catódica que incluye como mínimo:

a) Celda de referencia remota (“tierra”) para medir las variaciones de potencial locales de plata/cloruro de platacon una pureza de 99,99% embebida en un electrolito gelificado de pureza espectral.

b) Sonda multielectrodosc) Digitalizadord) Computadora y periféricos

e) Consola de superficie

C.4 Características mínimas del equipo de operación remota (ROV)

El vehículo operado a control remoto debe cumplir como mínimo con las siguientes características:

a) Sistema de rastreo acústicob) Alta maniobrabilidadc) Capacidad de interfase con varios sensores de inspecciónd) Velocidad de desplazamiento que permita un alto factor de confiabilidad y seguridad

±







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e) Sensores para lectura de rumbo, altitud, profundidad, temperatura, presión, monitoreo de la línea, cabeceo ybalanceo, medición de ingreso al agua, alarma de bajo nivel de aceite y giro de vehículo.

El sistema de rastreo acústico debe cumplir como mínimo con lo siguiente:

a) Rastrear hasta 6 objetos simultáneamente con telemetría.b) Compensación automática del hidrófobo por temperatura.c) Control de interfaces seriales RS-232C, tasa de transmisión y elección de seis formatos de salida.d) Determinación de FOCET X, Y, Z a la posición del hidrófobo para determinar posiciones absolutas de los

blancos.e) Alarmas individuales de objetivos para rango, rumbo, profundidad y tiempo de respuesta.f) Prueba automática de sistema para control de calidad de señales.

La estructura principal del ROV debe contener los siguientes equipos y accesorios:

a) Sistema universal de rastreo y localización magnética para localizar y rastrear cables, ductos y objetos pormedio de campos magnéticos.

b) Perfiladores de cabeza doble para la topografía submarina del lecho. Debe incluir el ducto en caso de queéste se encuentre descubierto.

c) Sistema batimétrico para medición profundidad, salinidad y temperatura del agua, así como la altura delROV sobre el lecho marino.

d) Sonar de barrido acústico para localizar objetos a distancias hasta de 150 m.e) Cámaras a colores con zoomf) Cámara de baja iluminación para la inspección de líneas en condiciones de poca iluminación o aguas

turbias.g) Equipo para recibir las señales acústicas emitidas por el transductor para definir la posición del ROV con

respecto al barco

Para la medición de la protección catódica se debe cumplir con lo siguiente:

a) Tres celdas de referencia de plata/cloruro de plata, dos montadas en la sonda y una como celda remota enel barco y sonda multi-electrodos montadas en el brazo manipulador para medir potenciales y gradiente delcampo aproximadamente a cada 10 cm a una velocidad de navegación aproximada de 1 km/h. No debeexistir una diferencia mayor de 0,005 mV entre las celdas.

b) El perfil de gradiente de campo reportado debe ser preciso dentro de 0,5 mV con un nivel de confianzadel 95%.

c) El potencial de contacto anódico reportado debe ser preciso dentro de 3,0 mV con un nivel de confianzadel 95%.

d) La salida de corriente reportada debe ser precisa dentro de 20% con un nivel de confianza del 95%.

Anexo D. Información de inspección con equipo instrumentado

Cuando se inspeccione con equipo instrumentado, se debe incluir en el Reporte como mínimo la siguienteinformación para cada ducto inspeccionado:

1. Información general de todas las corridas de diablos efectuadas incluyendo un Reporte fotográfico de cadacorrida en cada ducto.

2. Se debe incluir la siguiente información de cada anomalía:

±

±

±







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−Localización.− Si son internas o externas.

− Sus 3 dimensiones (largo, ancho y profundidad)− Orientación de las fallas en el sentido horario técnico− Posición y tipo de soldaduras de fabrica (longitudinal o helicoidal)− Número consecutivo de cada soldadura circunferencial− Desalineamiento de juntas circunferenciales− Espesores en cada segmento− Distancia relativa de cada indicación desde la soldadura aguas arriba− Distancia absoluta de las anomalías desde el origen (Válvula de seccionamiento de la trampa de

lanzamiento)− Tipo de registro (pérdida de metal, válvulas, defectos de fabricación, cambios de espesor, tomas

reparaciones, envolventes, objetos metálicos, Entre otros.)

− Porcentaje de pérdida de metal (internas y externas) mayores al 18 % del espesor nominal del tubo, así como el porcentaje de los desalineamientos detectados.− Longitud axial y circunferencial de la anomalía.− Máxima Presión de Operación de acuerdo al espesor remanente de la falla o factor estimado de

reparación.− Comentarios.

3. Gráficas de anomalías detectadas.− Clasificadas por profundidad de pérdida de metal.− Clasificadas por diagnóstico de presión.− Internas− Externas

4. Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio, dependiendo de la profundidad decada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo del ducto que la contiene.

− Defectos mayores o iguales al 18% pero menores al 40%− Defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60%− Defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80%− Defectos mayores o iguales al 80%

5. Resumen de la siguiente información:− Abolladuras− Cambios de espesores en toda la línea− Desalineamientos− Ubicación horaria de la soldadura longitudinal− Ubicación horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal− Defectos en soldaduras circunferenciales− Envolvente de protección− Envolventes soldadas− Objetos metálicos cercanos o en contacto con el ducto− Parches soldados− Puntos de referencia y ubicación− Reparaciones− Ánodos de sacrificio− Envolventes o camisas de acero no soldadas

6. Observaciones y recomendaciones de acuerdo a los resultados obtenidos cuando haya una indicaciónrelevante que represente un alto riesgo para el ducto en cuestión.

7. Incluir en el software, la base de datos que contengan todas las anomalías que permita filtrar la informaciónpara producir graficas de distribución y la presión máxima permisible de operación (PMPO), asimismo







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debeestar integrada con un sistema de información geográfica que despliegue el trazo y perfil del ducto acada 50 m, así como las anomalías referenciadas al sistema de coordenadas UTM.8. Gráficas sobre el cálculo de la presión máxima permisible de operación (PMPO) en los ductos de acuerdo

con los daños detectados por el diablo instrumentado.9. Información general incluyendo fotos de referencia por cada ducto de las corridas desglosando

comentarios sobre:− Limpieza interior− Calibración geométrica− Inspección interior− Pérdidas de metal− Anomalías en el ducto− Calidad de la inspección

10. Tablas de las 15 anomalías más significativas ordenadas por:

− Distancia progresiva− Severidad11. Representación gráfica de las 15 anomalías más significativas incluyendo:

− Descripción de la anomalía indicando: tipo, orientación, longitud axial, ancho circunferencial,profundidad máxima, factor estimado de reparación basado en ASME B31G o equivalente, espesornominal en milésimas de pulgada, distancia absoluta desde el lanzamiento.

− Localización de la anomalía indicando: referencias aguas arriba, referencias aguas abajo, soldadura dereferencia aguas arriba, soldadura de referencia aguas abajo, distancia de la anomalía a la soldaduramás cercana aguas arriba, distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas abajo.

− Esquema de localización de anomalía indicando: dibujo representativo de los cinco carretes (carreteafectado mas dos carretes inmediatos aguas arriba mas dos carretes inmediatos aguas abajo) númeroconsecutivo de las soldaduras, dirección del flujo, longitud de cada carrete.

12. Reporte resumido del ducto basado en la presión de operación y debe incluir:

− Histograma de máxima presión de operación permitida basado en ASME B31G o equivalente, indicandoen eje “x” la longitud y en eje “y” la profundidad de las anomalías.− Histogramas de factores estimados de reparación (FER) en base a ASME B31G o equivalente(FER

mayor o igual a 1, FER mayor o igual a 90 pero menor a 1, FER mayor o igual a 80 pero menor a 90, yFER menor a 80) en eje y el numero o cantidad de anomalías y en eje x la distancia absoluta.

− Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%, mayor oigual a 60% pero menor de 80%, mayor o igual a 40% pero menor a 60%, mayor o igual a 18% peromenor de 30%) en eje y el número o cantidad de anomalías “y” en eje “x” distancia absoluta.

− Gráfica de densidad de orientación de fallas indicando en eje y la posición horaria y en eje x la distanciaabsoluta, posicionando las anomalías de acuerdo a su profundidad y discriminándolas por colores.

− Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje “y” la velocidad en m/s y en eje “x”la distancia absoluta

− Listado de objetos metálicos próximos al ducto

− Listado de abolladuras− Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales− Listado de localización de puntos de referencia− Listado de cambios de espesor

13. Listado de ducto.Debe incluir como mínimo la siguiente información:− Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba− Distancia relativa entre soldaduras− Distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros− Descripción de la indicación: lanzamiento, válvula, junta, pérdida de metal interna, pérdida de metal

externa, entre otros







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−Profundidad máxima− Longitud de falla

− Ancho circunferencial de falla− Factor estimado de reparación de acuerdo a ASME B31G o equivalente.− Orientación.Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía de inspección para suintegración al software, debe ser entregado en Excel 5.0

14. Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el Reporte.15. La precisión para localizar mediante GPS las anomalías identificadas con equipo instrumentado debe ser:

• Axial +/-0,5 m desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía, y de +/-0,2 m. desde la anomalía hasta la soldadura.

• Circunferencial +/- 0,5 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj).16. Además el contratista proporcionará en el Reporte final lo siguiente:

− Indicación e identificación de las anomalías, defectos e información mencionada en el punto 9.− Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal, y los espesores depared de tubo deben ser referenciados en milésimas de pulgada.

− Los reportes producto del resultado de la inspección se deben presentar por computadora en diferentesformatos. Los formatos mínimos que el contratista debe proporcionar son los estipulados en el punto 13.

− Información del listado de pérdidas de metal, indicando número de falla, distancia del punto delanzamiento, descripción de la falla, orientación, porcentaje de profundidad, longitud de la falla,discriminación interna o externa, comentarios, distancia de la falla a las soldaduras circunferencialesmás cercanas, distancia de la falla a la referencia más cercana, número de referencia, distancia de lafalla a la instalación más cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en Excel5.0.

− Tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo instrumentado, incluyendo elsoftware y su protocolo.

− El software suministrado debe ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reportefinal.− En forma adicional a la información del reporte final impreso, el software debe tener la información y

capacidad para proporcionar: Formato individual de fallas identificadas con los siguientes datos: tipo de falla interna o externa,

orientación, número de falla, dimensiones de la falla (axial, longitudinal, porcentaje de profundidad),localización, referencias para ubicación de la falla, comentarios y un espacio de observaciones paraanotaciones posteriores a la inspección.

Representación gráfica de cualquier pérdida de metal seleccionada a lo largo del ducto con lasdistancias relativas a las soldaduras y a las referencias a ambos lados de la anomalía. esta gráficaincluirá también texto con todos los datos relevantes de la pérdida de metal, lo cual facilitará laslabores en campo para la excavación y evaluación de la falla.

− Descripción general del equipo utilizado.

El reporte debe ser entregado a Pemex en idioma español. En el mismo, debe describirse el procedimiento paralocalizar las fallas sobre la tubería respecto a las manecillas del reloj. Los resultados que entregará elcontratista, como el reporte final de la inspección, deben contemplar todos los daños que en la fecha de lostrabajos tenga la tubería inspeccionada, conforme al tipo de anomalías anteriormente descritas.







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Anexo E Resumen de resultados de inspección


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE RESUMEN DEINSPECCIÓN (FRI01)SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ RESUMEN DE HALLAZGOS PARAINSPECCIÓN EXTERNA (T0 Y T1)

FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

No.TIPO DE

HALLAZGOCOORDENADAS DE

INICIOCOORDENADAS DE

TERMINOLONGITUD OBSERVACIONES

REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ

Nombre y Firma Encargado de la Cuadrilla Coordinador /Representante Técnico

Supervisor de PEP






N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________

BARCO : __________________________________ HA

EQUIPO UTILIZADO:

VideoNo.

Fecha HoraContador

video

COORDENADAS UTMKilometraje

Tirante deagua

(metros)

Enterrado(%)

Potencialesdirectos (V)

DX Y

REALIZÓ REVISÓ APROBÓ

Nombre y Firma

Nivel (SNT-TC-1A)Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico






N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ RFECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ INSBARCO : __________________________________

Isométrico de Referencia: Reporte No.

ELEMENTO

CARACTERÍSTICAS DEL ELEMENTO

DIFERENCIA ENESPESORES

DETECTADOS TIPO DEINDICACIÓN

PRUEBA NODESTRUCTIVA

APLICADA

CARACTERÍSTICAS DE LA INDICA

DIÁMETRO LONGITUD

ESPESORESDETECTADOS EN ZONA

SANA(in) LOCALIZACIÓN

ESPESORMÍNIMO

ENZONASANA

ESPESORREMANENTE PROFUNDIDAD

PÉRDIDADE

METAL

No. TIPO (in) (m) MÍNIMO MÁXIMO (in) (%) (in) (in) (in) (%)

LE =Longitud Exterior del codo LI =Longitud Interior del codo


Nombre y FirmaNivel (SNT-TC-1A)

Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico






N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________


BARCO : __________________________________

L o c a l i z a c i ó n

Interna oexterna

Tipo

Dimensiones

Sentidohorario

N o . s o l d a d u r a

c i r c u n f e r e n c i a l

D i s t a n c i a

s o l d a d u r a a g u a s

a r r i b a

P o r c e n t a j e

p e r d i d a d e

m e t a l

PMPOEspesor

delsegmento

D e s a l i n e a m i e n t o

Longitud Ancho Prof.

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ








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Anexo F Formatos de inspección


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN(FI01)SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________

ISOMÉTRICO GENERALFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico No: Reporte No. Página __ de ___

ISOME T R I C O

NOTAS: 1.- EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN INTEGRAR TODAS LAS ZONAS DEL DUCTO.



Encargado de la Cuadrilla Coordinador /Representante Técnico

Supervisor de PEP




Or ganismos Subsidiarios


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LOGO DE LACOMPAÑIA



ISOMÉTRICO ESPECÍFICOFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico No: Reporte No. Página __ de ___

ISOME T R I C O

NOTAS: 1.- EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN NUMERAR LOS ELEMENTOS, SOPORTES, VALVULAS Y BRIDAS PARA SUIDENTIFICACION DE ACUERDO AL FI03, FI04 Y FI05.

2.- DEBE INDICAR LA UBICACIÓN DE LOS SOPORTES CON RESPACTO A LA SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL AGUAS ARRIBA.




Supervisor de PEP






N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FOPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________


BARCO : __________________________________


DescripciónD.N.(in) Costura

Ang.(°)

Longitud(m)

HorarioTécnico(H:min)No. Tipo Mayor Menor

Observaciones:

D.N.=Diámetro Nominal Ang. =Angulo de inclinación de los elementos LE =Longitud Exterior del codcodo

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico






N


CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FO

PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________


BARCO : __________________________________


No. TipoHorario

Técnico (H:min)

Dist. a soldadurade referencia

(m)Funcional

UniónSoporte /

Plataforma

Soldado aducto

Observaciones:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ







N





BARCO : __________________________________


No. TipoD. N.(in)

Clase MaterialL

(cm)

Espárragos

NúmeroDiámetro

(in)Longitud

(cm)Estado

L =Longitud

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ







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CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI06SERVICIO : ________________________________________


VISUAL GENERALFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Reporte No. Isométrico de referencia Procedimiento No. Revisión Página

_____ de _____

INFORMACIÓN GENERAL

No.

ReferenciaTipo

D.N.

(in)

Presenta Indi cacionesRelevante(Si / No)

Reporte Esp. No. Observaciones


ACEPTÓ

Nombre y Firma

Nivel (SNT-TC-1A)Encargado de la Cuadrilla Coordinador /

Representante TécnicoSupervisor de PEP






N


CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FOPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________

BARCO : __________________________________

Isométrico deReferencia Reporte No.

Características del elemento: Espesor detectado en el eleNo. de Referencia Tipo Mínimo:

Horario técnico

12:0011:0010:00

9:008:007:006:005:004:003:002:001:00

NOTA 1:- Indicar la posición del cordón de soldadura longitudinal y circunferencial.

Indicación Horario(h : min)

Distanciarelativa

(m)

Longitudaxial(cm)

Longitudcircunferencial

(cm)

* Profund idad(in)

** Espesor Adyacente(in)No. Tipo

NOMENCLATURA:* Referido a la profundidad máxima de la indicación** Espesor mínimo de las 5 lecturas tomadas en la periferia de la indicación en zona sana

FLUJO






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VISUAL ESPECÍFICOFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico de Referencia: Reporte No. Página de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO:

A) VISTA GENERAL DEL ÁREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO

REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES:

C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.- Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas. Observaciones:




Supervisor de PEP






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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ MEDICIÓN DE ESPESORES

GENERALFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. Isométrico de Referencia Página de

ZONA REFERENCIA TIPO DE

ELEMENTOLONGITUD

(m)

DIÁMETRO ESPESOR MÁXIMO ESPESOR MÍNIMOMAYOR

(in)MENOR

(in)(in) NIVEL HORARIO

(h:min) (in) NIVEL HORARIO(h:min)

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






N


CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FPLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________ MED

BARCO : __________________________________


EQUIPO Y ACCESORIOS DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Medidor de espesores

Transductor medidor de espesoresBlock de calibración

REFERENCIA RELOJ MEDICI N (in) DIFERENCIA ELEMENTO12:00 3:00 6:00 9:00 In % TIPO COSTURA LONGITUD

123123123123

Nota: El dato de diferencia se obtendrá entre el espesor menor respecto al mayor en cada nivel y se reportará sólo la diferencia mayor, el ppulgadas) entre el espesor mayor medido en el elemento y después multiplicado por 10Marcar el espesor máximo y mínimo detectado por elemento


Técnico Encargado de Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico






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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI10SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ PARTÍCULAS MAGNÉTICAS

GENERALFECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________

COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte General No. Isométrico de referencia Procedimiento No. Revisión Página

de


ReferenciaD. N.(in)

PresentaIndicaciones

Relevante(Si / No)

Localización de laindicación

(metal base / SC /SL)

ReporteEsp. No.

Observacione

ElementoSoldadura

No.Soldadura

Elemento“ A”

Elemento“ B”

NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento.Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento.




Supervisor de PEP






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ESPECÍFICOFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________


Referencia

D. N.(in)

Estado de la superfici eElemento

Soldadura

No. Soldadura Elemento“ A” Elemento“ B”

PARÁMETROS DE INSPECCIÓNFuente magneti zante: Marca: Modelo: Amperaje: No. de Serie:

Técnica de magnetización: Tipo de iluminación: Corriente magnetizante: Secuencia de operación:

Tipo de partículas: Color: Forma de aplicación: Vehículo:

RESULTADOS DE INSPECCIÓN

No. Ind. Tipo Horario(hrs : min)

Distancia

SC–Indicación( m )

Características de la Indicación

Longitud(in)

Ancho(in)

Espesor zonasana

Profundidad(in)

Minima Máxima

NOMENCLATURA:

No. Ind. = Número de indicación

SC.

SL

= SoldaduraCircunferencialSoldadura Longitudinal

In = Pulgada

Observaciones:

Nota: Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento.




Supervisor de PEP






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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI11

SERVICIO : ________________________________________


ESPECÍFICOFECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________

COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________


de

LOCALIZACIÓN DE LA INDICACIÓN




Supervisor de PEP

Elemento “A”

Indicación 1Zona en material base

Indicación 2Zona afectada por elcalor

Indicación 3En soldadura SC

Indicación 4En soldadura SL

Elemento “B”

Longuitudinal






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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN(FI11)SERVICIO : ________________________________________



COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________


EGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO:

A VISTA A GENERAL DEL ÀREA B VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES:

C VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 D VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.- Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas.

Observaciones:




Supervisor de PEP






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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI12

SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ ULTRASONIDO (HAZ RECTO)

GENERALFECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________

COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________


de


Zona No.Referencia Tipo D.N.(in)

Presenta Indic aciones

Relevante(Si / No)

Tipo deIndicaciones Reporte Esp.No. Observaciones

Notas:D.N. Diámetro nominal en pulgadas(-) Indica que no se realizó la inspección en este elementoNRPI No presenta indicaciones relevantes


Nombre y Firma








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COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No.: Isométrico de Referencia: Página: de

ZonaCaracterísticas del elemento:

Estado de la superficie delelementoNo. de

ReferenciaTipo D.N. (in)

EQUIPO DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De SerieEquipo de ultrasonido

TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Frecuenc ia (MHz) ∅(in) Transductor de un cristal Transductor de dos cristal

Transductor de fases

BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE

Descripción Marca Modelo No. De Serie Tipo de Acoplante

Croquis de indicación

IndicaciónHorario(h:min)

DistanciaRelativa

(m)

Longitud

axial

(cm)

LongitudCircunferencial

(cm)

Espesor adyacente

en zonasana (in)

Espesor remanente

**(in)Pmáx (in) Pmín (in)

PM / E(%)

ObservacionesNo. Tipo

No. Tipo

** Referido al espesor mínimo de la indicaciónPM: Perdida de metal =((Espesor máximo del elemento –Espesor remanente) / Espesor máximo del elemento) * 100).Para indicaciones tipo Laminaciones, Inclusiones, HIC.Pmáx: Profundidad máxima de la indicación.Pmín: Profundidad mínima de la indicación.E: Escalonamiento =(profundidad máxima – profundidad mínima / espesor adyacente a la indicación en zona sana).

Observaciones:


Nombre y Firma








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COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No.: Isométrico de Referencia: Página: de


A) VISTA A GENERAL DEL ÀREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO


C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2






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OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES DETECTADAS CON PÉRDIDA DE METAL EN EL ELEMENTO:

OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÁXIMO DEL ELEMENTO OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÍNIMO REMANENTEDETECTADO

OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES CONTENIDAS EN EL ESPESOR DEL ELEMENTO:

OSCILOGRAMA DEL ESPESOR ADYACENTE EN LAZONA SANA

OSCILOGRAMA DEL DONDE CONVERGEN ELESPESOR ADYACENTE EN LA ZONA SANA Y EL INICIO

DE LA INDICACIÓN

OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÁXIMA DE LAINDICACIÓN

OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÍNIMA DE LAINDICACIÓN

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas. Observaciones:






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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI14)SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR)

GENERAL FECHA DE INSPECCIÓN : ________________ ____________

COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________


de


Referencia

D. N.(in)

PresentaIndicaciones

Relevante(Si / No)


(metal base / SC / SL)Reporte Esp. No. Observaciones

ElementoSoldadura

No.Soldadura

Elemento“ A”

Elemento“ B”

NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento.

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






MARINOS

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COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: de

ReferenciaD. N.(in)


SoldaduraNo. Soldadura Elemento “ A” Elemento “ B”

EQUIPO DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De SerieEquipo de ultrasonido

TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Frecuenc ia (MHz) ∅(in) Transductor de un cristal Transductor de dos cristales Transductor de fases

ZAPATAS ANGULARES

70° 60° 45° Angu lo corr egido D.N. / Espesor (1)

BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE

Descripción Marca Modelo No. De SerieBarreno

sensibilidad (in)Tipo de Acoplante

(1): Aplicable solo para inspección en barrido de sanidad a soldaduras longitudinales.

Observaciones:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






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Horario técnico12:00 03:0006:00 06:0009:00

F l u j o

A

B

ZX

Y H

AB

Flujo

SD SD/2

Y





COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: deREFERENCIA DE CALIBRACIÓN DE EQUIPO

Angulo de barr ido(Grados)

Rango de pantalla (in)Espesor de referencia

(in)

Sensibilidad

Barreno desensibilidad (in)

Ganancia(DB)

EVP(%)

REFERENCIAS DE INDICACIONES


Características de indicación Parámetros de la indicación en el equipo

ObservacionesNo.Ind.

Horariotéc.

“ Z”(m)

Long.deind.

(m)

Anchode ind.

(m)

Tipo deindicación

Angulo(grados)

EVP deindicación

(%)

Dbde

ind.

Dist.“ X”(in)

Dist.“ H” (in)

Dist.“Y” (in)

NOMENCLATURA:No. Ind. = Número de indicación Lon . = Lon itudSup.de insp. = Superficie de inspección Prof. = Profundidad

Db = Decibeles Dist. = DistanciaRef. = Referencia In = PulgadaInd. = Indicación EVP = AmplitudZ = Distancia Relativa

Nota: De detectar indicaciones mediante técnicas cualitativas tales como inspección visual, partículas magnéticas o líquidos penetrantes,estas debenser complementadas mediante inspección con ultrasonido haz angular empleando el formato FI15

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






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COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página : de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO


OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 1 OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 2

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas. Observaciones:






MARINOS

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COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES DETECTADAS:

A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicacionesdetectadas. Observaciones:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






MARINOS

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ABRAZADERAS (1)FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

LOCALIZACIÓN TIPO ZONA DISTANCIA DE LAPIERNA (m)

CRECIMIENTO MARINO DURO * ESTADO Y/OANOMALÍA

ESP ESOR (cm) EXTENSIÓN (%)

* EL CRECIMIENTO MARINO SE DIMENSIONARA SOBRE LAS CONCHAS DE LAS ABRAZADERAS

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador /Representante Técnico

Supervisor de PEP

(ZONA SUMERGIDA)

(ZONA AEREA)

CONECTOR DUCTO ASCENDENTE CURVA

DE EXPANSIÓN

JUNTA AISLANTE

N.M.M.

ANCLAELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

CODO

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

LINEA DE LODOS

ELEV. 0.00






N





BARCO : __________________________________

HOLGURAS DE ABRAZADERAS

LOCALIZACIÓN TIPO ZONAELEMENTO DUCTO ASCENDENTE

12:00 3:00 6:00 9:00 12:00

OBSERVACIONES:

ESPÁRRAGOS DE ABRAZADERAS

LOCALIZACIÓN TIPO ZONA

ELEMENTO DUCTO ASCENDENTE

ESPÁRRAGOS TRABAJAESTRUCTU-RALMENTE

ABRAZADERASOBRE

CONNEOP.

ESPARRAGO

CANT. DIAM.(in)

LONG.(in) FLOJ O FALTA CANT. DIAM.

(in)LONG.

(in)

OBSERVACIONES:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ


Encargado de la Cuadrilla Coordinador / RepresentanteTécnico






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ABRAZADERAS (3)FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

ORIENTACIÓN DE LA ABRAZADERA ANCLA

ABRAZADERA

ELEVACIÓN DISTANCIA d DISTANCIA L1 Y L2

DISEÑO ACTUAL DISEÑO ACTUALDISEÑO ACTUAL

L1 L1 L2 L2

OBSERVACIONES:


ACEPTÓ



Supervisor de PEP






MARINOS

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Rev. 0

ELEVACIÓN

ELEVACIÓN

N. M.

Temp 1

Temp 2

Temp 3

Temp 4

Temp 5

Temp 6

Temp 7

Temp 8

Temp 9 Temp 10




ZONA DE MAREAS Y OLEAJ E


COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

ENVOLVENTE OCAMISA METÁLICA

TIPONIVEL

SUPERIOR( m )

NIVELINFERIOR

( m )

TIPO DERECUBRIMIENTO

ESTADO DELRECUBRIMIENT

MEDICIÓN DE TEMPERATURA

REFERENCIANIVEL

(m)

TEMPERATURA ENDUCTO

(°C)

TEMPERATURA EENVOLVENTE O

CAMISA(°C)

Temp1

Temp2

Temp3

Temp4

Temp5

Temp6

Temp7

Temp8

Temp9

Temp10

TEMPERA PROMEDIODEL DUCTO

(°C)

TEMPERATURAPROMEDIO EN LAENVOLVENTE O

CAMISA(°C)

DIFERENCIA DE TEMPERATURA *

(°C)

* LA DIFERENCIA SERÁ LA TEMPERATURA PROMEDIO DEL DUCTO MENLA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA ENVOLVENTE O CAMISA.

OBSERVACIONES:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ


Supervisor de PEP






MARINOS

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CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI1

SERVICIO : ________________________________________


INSPECCIÓN DE J UNTAAISLANTE


COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

JUNTA AISLANTE:

ELEVACION TIPO ESTADO DELRECUBRIMIENTO

FUGASEXISTE

CONTINUIDADELECTRICA

OBSERVACIONES

NOTA: LA EXISTENCIA O NO DE CONTINUIDAD ELECTRICA SERA RESULTADO DE LA APLICACIÓN DE LA PRUEBA DE CONTINUIDAD

ELECTRICA.

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ


Supervisor de PEP

J UNTA AISLANTE






N




BARCO : __________________________________

ÁNODOS DE SACRIFICIO

ZONANIVEL O

CADENAMIENTO

TIPO DIMENSIONES POTENCIALCATÓDICO

SUJE

TIPO

* NOTA: TOMAR FOTOGRAFÍA DE LOS ÁNODOS.

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ








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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ CONECTOR DUCTOASCENDENTE CURVA DE

EXPANSIÓNFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

NIVEL TIPO DISTANCIA MÍNIMA A LAPIERNA FUGAS POTENCIAL

CATÓDICO BRIDAS

DISTANCIA ENTRE CARAS

12:00 3:00 6:00 9:00

ESPÁRRAGOS TUERCAS(DIÁMETRO) DAÑOS O ANOMALÍAS EN EL CONECTOR

CANTIDAD DIÁMETRO LONGITUD FLOJ OS

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ


Supervisor de PEP

CURVA DE EXPANSIÓN






MARINOS

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CURVA DE EXPANSIÓNFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

CURVA DE EXPANSIÓN

LECTURASNo.

COORDENADAS UTMOBSERVACIONES

X Y

CROQUIS EQUIPO UTILIZADO

OBSERVACIONES:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ


Supervisor de PEP






N



FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ DE

BARCO : __________________________________

DEFENSA DEL DUCTO

ZONA DELSOPORTE

SEPARACIÓNDEFENSA-PIERNA

SEPARACIÓN DUCTO - DEFENSACORROSIÓN

DAÑOSMECÁNICOS

SE 12:00 3:00 6:00 9:00

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

ABRAZADERADEL SOPORTE TIPO NIVEL

(m)

ESPÁRRAGOS TRABAJA

ESTRUCTURACANTIDAD DIÁMETRO(in)

LONGITUD(in) FLOJOS FALTAN

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR


Nombre y Firma

Nivel (SNT-TC-1A)Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico






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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ LÍQUIDOS PENETRANTES

GENERALFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________



No. DEL ELEMENTOINDICACIONES

(SI / NO)No. REPORTEESPECÍFICO

OBSERVACIONES

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






MARINOS

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COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________


ReferenciaD. N.(in)


Soldadura

No. Soldadura Elemento“ A” Elemento“ B”

INFORMACIÓN GENERALProceso de soldadura de fabricación: Proceso de soldadura de campo: Especificación del material del ducto:

Tipo de recubrimiento: Estado del recubrimiento: Estado de la superficie del ducto:

Espesor mínimo en zona sana (in): Espesor máximo en zona sana (in): Tipo de ranura:

PARÁMETROS DE INSPECCIÓN

Tiempo de:Secado (min) Penetración (min) Secado (min) Revelado (min)

Tipo de penetrante: Tipo de revelador: Tipo de iluminación:

CONSUMIBLESLÍQUIDO Marca Código No. de lote

Penetrante

Revelador

Removedor

Croquis

No.

Ind.

Tipo de anomalíaUbicación

(hora técnica)

Distancia

SC – anomalía (in)

Características de la anomalíaLongitud

(in)

Ancho

(in)

Diámetro

(in)

NOMENCLATURA:

No. Ind.SC.

Sup. de insp.in

Proc.

=Número de indicación= Soldadura de campo=Superficie de inspección=Pulgada= Proceso

Observaciones:






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COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. Página de




A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas. Observaciones:

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ INSPECCIÓN CON EQUIPODE OPERACIÓN REMOTA

(ROV)FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Condiciones de operación al momento de la inspección: Presión_______kg/cm2Temperatura_______°C

Longitud total delducto

Longitudinspeccionada

Longitud sininspeccionar

% del ductoenterrado

% del ductoexpuesto total oparcialmente

% del ducto enzonas con claroslibres

EQUIPO UTILIZADO:

KILOMETRAJECOORDENADAS UTM

T.A. (metros)ENTERRADO

(metros) AZIMUTH(grados)

X Y

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma








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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ INSPECCIÓN CON EQUIPODE OPERACIÓN REMOTA

(ROV)POTENCIALES EN LÍNEA REGULAR


COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

EQUIPO UTILIZADO:

KILOMETRAJE

COORDENADAS UTMRAW CP RAW FG

POTENCIALDE INICIO

GRADIENTEDE CAMPO

X Y

REALIZÓ REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ



Supervisor de PEP






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Anexo G Formatos de evaluación


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE RESUMEN DEEVALUACIÓN (FRE01)SERVICIO : ___________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : __________________ INDICACIONES PARASEGUIMIENTOOREPARACION

CIA. DE EVALUACION: ________________________________ ____

No. TIPO DE INDICACIÓN UBICACIONNo. DE

REFERENCIA DEEVALUACIÓN

RECOMENDACIÓN

Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. Bo. PEMEX






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CLAVE : DIAMETRO : PIERNA : FORMATO DE EVALUACIÓN(FE02)SERVICIO : PLATAFORMA :

REFERENCIA DE INSPECCION : ESTABILIDADHIDRODINAMICAHORIZONTAL Y

CIA. DEEVALUACION : ______________ No. DE REPORTE : __________

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LACSS:

ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( )

ESPESOR CONCRETO : in Densidad Lb/ft3

ESTABILIDAD HORIZONTAL

No.TRAMO

TIRANTE(m)

LONG.COORDENADAS

UTM % DEDESENTERRADO

F.E.1/100

F.E.1/1000

DICTAMEN RECOMENDACIONX Y

FLOTABILIDAD DE DUCTO ENTERRADO

No.TRAMO

TIRANTE(m)

LONG.COORDENADAS

UTM % DEENTERRADO

F R DICTAMEN RECOMENDACIONX Y







MARINOS

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REFERENCIA DE INSPECCION :

ANALISIS DE FLEXIBILIDADCIA. DEEVALUACION : ___________ No. DE REPORTE : __________

TIPO DE INSTALACIÓN:DUCTO ASCENDENTE : ( )LINEA REGULAR : ( )ARRRIBO PLAYERO : ( )

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS:

ESPESOR: in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( )

COORDENADAS EC EL EV D MAX DICTAMEN

X Y

EC ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL/ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL PERMISIBLEEL ESFUERZO LONGITUDINAL MÁXIMO/ ESFUERZO LONGITUDINAL PERMISIBLE

EV ESFUERZO DE VON MISES/ESFUERZO PERMISIBLEDMAX DESPLAZAMIENTO MAXIMO

RECOMENDACIONES







MARINOS

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REFERENCIA DE INSPECCION : ANALISIS DE ESFUERZOSPOR CURVATURACIA. DE

EVALUACION : ______________ No. DE REPORTE : __________

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS:


Ctrl.KMP.I.

ANGULODE

INFLEXION

COORDENADASUTM KM

P.C.KMP.T.

RcESFUERZO

ACTUANTEESFUERZO

PERMISIBLERELACIÓN DICTAMEN

X Y

RECOMENDACIONES







MARINOS

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CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE EVALUACIÓN(FE06)SERVICIO : ________________________________________


ANALISIS DE VORTICIDADFECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

TIPO DE INSTALACIÓN:

DUCTO ASCENDENTE : ( )CRUCE DE LINEA : ( ) CLAVEINTERCONEXION : ( ) CLAVEARRIBO PLAYERO : ( )LINEA REGULAR : ( )

REPORTE DE INSPECCIÓN:FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS:


FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS:ESPESOR DEL LASTRE: in ESPESOR DE CRECIMIENTO MARINO : in

Ctrl.UBICACIÓN DEL

TRAMO OCOORDENADAS

LONGITUDDEL

CLARO

SEPARACIONDEL DUCTO

DEL LECHO OPIERNA

f V f n Vr KS DICTAMEN RECOMENDACION







N

LOGO DE LA COMPAÑÍA

CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________

PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________

SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________

CIA. DE EVALUACION: _________________ No. DE REPORTE : _____________________

Presión máxima histórica deoperación (kg/cm2)

Temperatura máxima históricade operación (°C) Esfuerzo de cedencia(ksi)

Presión de diseño(kg/cm2) Temperatura de diseño(°C) Flujo (MBD/MMPCD)

Elemento(Tipo - No.)

DistanciaRelativa

(m)Tipo de

Indicación

Pérdida de metal (d/t)o

Escalonamiento (%)o

Profundidad deabolladura (in)

Longitudaxial(mm)

LongitudCircunferencial

(mm)Horario(h:min)

PMPO(kg/cm2)

TV(Añ

Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISÓ






N


CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________



ANODO DE SACRIFICIO

ZONANIVEL O

CADENAMIENTO

TIPO DIMENSIONES

POTENCIALCATÓDICO EN EL

ANODO DESACRIFICIO

POTENCICATÓDICO E

DUCTO







N


CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________



Esfuerzo de cedencia(KSI) Presión de operación (kg/cm2) Temperatura de operac

DUCTO ASCENDENTE O LINEA REGULAR

ZONANIVEL O

CADENAMIENTO INICIAL

NIVEL OCADENAMIENT

O FINALLONGITUD VIDA DE DISEÑO

POR FATIGA

DAÑOACUMULADO

FATIGA







MARINOS

NRF-014-PEMEX-2013

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Anexo H Formatos de mantenimiento


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE MANTENIMIENTO(FM01)SERVICIO : ________________________________________


MANTENIMIENTO PREVENTIVOFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

No.TIPO DE

HALLAZGODOCUMENTO DE

REFERENCIA

MANTENIMIENTOPREVENTIVOEFECTUADO

FECHA OBSERVACIONES



Supervisor de PEP






MARINOS

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CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE MANTENIMIENTO(FM02)SERVICIO : ________________________________________


MANTENIMIENTO CORRECTIVOFECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

No.TIPO DE

HALLAZGODOCUMENTO DE

REFERENCIA

MANTENIMIENTOCORRECTIVOEFECTUADO

FECHA OBSERVACIONES



Supervisor de PEP






N

Anexo I Determinación del esfuerzo remanente en ducto cor roído

Información requerida

¿Perfil decorrosión?

teT

co

¿Bajatenacidad oTTDF≥Toó

constricción?

¿Defecto

largo?

ASME B31G óequivalente

RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2

SiNo

Si No Si

No

Si L>4.5(Dt)½






MARINOS

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Método Formulaciones

ASME B-31Góequivalente

RSTRENG-1

(ASME B-31G óequivalente)

PCORRC

LPC-1

4A para 1D

2tSMYS1,11Pf

4A para

3

21

3

21

211,1

L79745,01M 893,0

1

2

>⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ −=

≤

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

−=

+==

−

t

d

M t

d t

d

D

tSMYS Pf

Dt Dt

L A

( )

⎟

⎟⎟

⎠

⎞

⎜

⎜⎜

⎝

⎛

−

−+

=

>⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+

≤⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+

−1

22

242

Mtd

85,01

td85,01

DtMPa95,68SMYS2

Pf

50DtL

para Dt

L032,03,3M

50DtL

para Dt

L003375,0

Dt

L6275,01M

( )

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−

⎟⎠

⎞

⎜⎝

⎛

−

Mtd

1D

tSMTS2Pf

dtD

L222,0exp1M

⎟

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−

−

−

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+

−1

2

Mtd

1

td

1

tDtSMTS2

Pf

DtL31,01M






MARINOS

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Método Formulaciones

RSTRENG-2

(ASME B-31G óequivalente)

Área efectiva

LPC-2Área efectiva

Terminología:

A = Área exacta de pérdida de material debido a corrosión en la dirección axial en mm2 ó in2.A0 = Área original (L*t) en mm2 ó in2.D = Diámetro exterior nominal del ducto, en mm(in)

( )

⎟⎟⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎜

⎝

⎛

−

−

+=

>⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+

≤⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+

−1

o

o

22

242

MAA

1A

A1

DtMPa95,68SMYS2Pf

50DtL

para Dt

L032,03,3M

50DtL

para Dt

L003375,0

Dt

L6275,01M

⎟

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−

−

−

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+

−1

0

0

2

MAA

1

AA

1

tDtSMTS2

Pf

Dt

L31.01M

nrf 014 pemex 2013 p vigencia 25jun2013

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