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INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO Dirección Regional Norte

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA

AV-F47210-18120-ESP-01

Proy. IMP: F.47210 Fecha: Junio/10

“INGENIERÍA DE INFRAESTRUCTURA PARA LA PLANTA DE SEPARACIÓN DE CO2, DEL PROYECTO MDL (MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO) EN EL CAMPO TRES HERMANOS PERTENECIENTE AL

ACTIVO INTEGRAL POZA RICA-ALTAMIRA, FASE III”

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Contrato PEMEX No. 424016844

PLANTA DE SEPARACION DE CO2

ESPECIFICACIONES GENERALES



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CONTENIDO 1. ANTECEDENTES. _________________________________________________________________ 4 2. ALCANCE DEL PROYECTO _________________________________________________________ 5 3. ALCANCE DE SUMINISTRO DEL CONTRATISTA DE LA PLANTA DE SEPARACION DE CO2 ___ 5 4. ESPECIFICACIONES PARA LAS UNIDADES DE PROCESO ______________________________ 7

4.1. Separador de gas natural SV-01 ___________________________________________ 7 4.2. Sistema inicial de compresión para gas natural C-01 ___________________________ 8 4.3. Sistema de Pretratamiento de Gas natural y Separación de CO2 UR-CO2 __________ 10 4.3.1. Sistema de Pretratamiento de Gas ________________________________________ 10 4.3.2. Unidad de membranas de separación de CO2 _______________________________ 11 4.3.3. Sistema de Compresión de Gases de Recirculación ___________________________ 12 4.4. Acumulador de Condensados SH-01 ______________________________________ 12 4.5. Unidad de control de punto de rocío de hidrocarburos UA-01 ____________________ 13 4.6. Sistema final de compresión para gas combustible C-02 _______________________ 13 4.7. Unidad de Remoción de H2S UA-02 _______________________________________ 13

5. ESPECIFICACIONES PARA LOS SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES _________________ 15 5.1. Sistema de Gas Combustible y de Servicios PA-07 ___________________________ 15 5.2. Sistema de Agua de servicios PA-01 _______________________________________ 16 5.3. Sistema de gas inerte con Nitrógeno PA-03 _________________________________ 16 5.4. Sistema de Desfogue y Quemador PA-04 ___________________________________ 16 5.5. Analizadores PA-05 ____________________________________________________ 16 5.6. Paquete de drenaje presurizado PA-06 _____________________________________ 17

4. REQUERIMIENTOS GENERALES PARA LA PLANTA DE SEPARACIÓN DE CO2. ____________ 17 5. REQUERIMIENTOS DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL. ______________________________ 19

5.1. Sistema Digital de Monitoreo y Control _____________________________________ 19 5.2. Instrumentación y Control de unidades de Proceso y Servicios Auxiliares __________ 19

6. SISTEMAS DE SEGURIDAD. _______________________________________________________ 19 6.1. Sistema de Paro por Emergencia _________________________________________ 19 6.2. Sistema Contraincendio _________________________________________________ 20

7. REQUERIMIENTOS ELÉCTRICOS. __________________________________________________ 20 8. TUBERÍA Y ACCESORIOS. ________________________________________________________ 22 9. IDENTIFICACIÓN. ________________________________________________________________ 22 10. PROTECCION ANTICORROSIVA Y ACABADO. _______________________________________ 23

10.1. Limpieza _____________________________________________________________ 23 10.2. Recubrimientos primarios y de acabado en superficies interiores. ________________ 23 10.3. Recubrimientos primarios y de acabado en superficies exteriores. ________________ 23

11. INSPECCIÓN Y PRUEBAS DE EQUIPOS _____________________________________________ 23 11.1. Recipientes a presión __________________________________________________ 23 11.2. Compresores reciprocantes ______________________________________________ 25 11.3. Tanque de Almacenamiento de Agua ______________________________________ 25 11.4. Sistemas de Tuberias. __________________________________________________ 26

12. GARANTIAS. ____________________________________________________________________ 26 12.1. Generalidades ________________________________________________________ 26 12.2. Diseño ______________________________________________________________ 26 12.3. Fabricación __________________________________________________________ 27



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13. PRUEBAS FUNCIONALES O DE OPERACIÓN. ________________________________________ 27 14. PRUEBAS DE ACEPTACIÓN EN SITIO (OSAT). _______________________________________ 27

14.1. PROTOCOLO. ________________________________________________________ 27 14.2. PRUEBAS ___________________________________________________________ 28

15. ACEPTACIÓN ___________________________________________________________________ 29 16. INSPECCIÓN ____________________________________________________________________ 29 17. CAPACITACION _________________________________________________________________ 30 18. NORMAS, CÓDIGOS Y ESPECIFICACIONES. _________________________________________ 31



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1. ANTECEDENTES. El Campo Tres Hermanos perteneciente al Activo Integral Poza Rica Altamira (AIPRA), se localiza en la parte norte del Estado de Veracruz a 50km al norte de la Ciudad de Cerro Azul. Geológicamente se encuentra situado en la porción Central Norte de la provincia Tampico - Misantla, al Oeste del atolón de la antigua faja de oro y comprende una extensión de 42km². El manejo, transporte y distribución de la producción de hidrocarburos del campo Tres Hermanos se hace a través de la infraestructura existente; se cuenta con 2 módulos, 2 baterías de separación (módulo 1, módulo 2, batería 3 y batería 4), 9.1km de oleogasoducto, 11.3km de oleoducto. La producción de hidrocarburos del módulo 2 es enviada al módulo 1 a través de oleogasoductos de 6”, posteriormente el módulo 1, batería 3 y batería 4 se interconectan al oleogasoducto de 8”, enviando la producción de aceite del campo a la planta deshidratadora ubicada en la Ciudad de Naranjos Ver. De la producción de gas actual del campo Tres Hermanos, una parte es utilizado en el circuito de bombeo neumático (2.59 MMPCD) y el restante es enviado al quemador; a la fecha no se cuenta con la infraestructura para su aprovechamiento ya que este gas asociado contiene un alto porcentaje de CO2 y no es posible su comercialización ni uso en sitio. PEMEX Exploración y Producción en su compromiso con la preservación y mejoramiento del medio ambiente planea recuperar el gas que actualmente se quema en el Modulo 1 y Baterías 3 y 4, llevar a cabo la separación de CO2 y acondicionar el gas combustible para su aprovechamiento, reduciendo así la emisión de contaminantes a la atmósfera. Considerando el impulso a los proyectos de reducción de emisiones de gases contaminantes a la atmósfera mediante el protocolo de Kyoto, el proyecto del campo Tres Hermanos se enfocará al esquema de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). En un área cercana a las instalaciones de la Batería 4 del Campo Tres Hermanos se tiene programada la construcción de instalaciones para llevar a cabo el procesamiento del gas natural realizando la separación del CO2 y acondicionamiento del gas combustible cumpliendo con los parámetros de calidad requeridos para su entrega a PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Para llevar la corriente de gas natural de alimentación hacia la Planta de separación de CO2 se construirá un gasoducto principal donde se integrarán las corrientes de gas provenientes del Modulo 1 y Batería 3, y una línea de envío de gas de Batería 4 en forma independiente; así mismo, para llevar a cabo la comercialización del gas combustible separado ya acondicionado, se construirá un gasoducto que tendrá como punto inicial la Planta de separación de CO2 y como punto final el punto de venta Tres Hermanos que estará ubicado dentro de la instalación existente denominada Batería San Diego. De acuerdo con la metodología AM0009 aprobada por la ONU para proyectos de tipo MDL Se requiere considerar e incluir como parte de la infraestructura puntos de monitoreo y análisis a fin de cuantificar la reducción de emisiones.



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2. ALCANCE DEL PROYECTO

El proyecto de la Planta de Separación de CO2, incluirá los trabajos de ingeniería, Procura, Construcción, Instalación, Pruebas y Puesta en Operación de estas instalaciones. En esta especificación se incluyen los lineamientos generales que deben cumplir los sistemas, unidades y/o equipos paquete a ser suministrados dentro del proyecto de la Planta de separación de CO2. La Ingeniería, Procura y Construcción de la infraestructura para suministro de gas natural a la Planta de separación de CO2 y envío de gas combustible a punto de venta en el campo tres hermanos se realizarán en un proyecto paralelo. El gas natural recuperado del Modulo 1, y Baterías 3 y 4 será recibido en la Planta de Separación de CO2 en un separador de gas a instalar antes del sistema inicial de compresión.

Siguiendo una secuencia de flujo, enseguida del sistema de compresión inicial se debe instalar un sistema de pretratamiento y/o acondicionamiento del gas natural que puede incluir la eliminación de humedad, acido sulfhídrico, hidrocarburos pesados (C6+), trazas de aceite lubricante y partículas sólidas que pudieran causar daños al sistema de membranas para separación de CO2 o afectar su operación.

Posterior a estas etapas, el gas tratado se enviara al área de módulos de membranas, donde se realizara la separación del CO2 para cumplir con la especificación de contenido máximo de 3% en volumen. Finalmente se enviara a compresión y sistemas de acondicionamiento final, donde se reducirá principalmente el contenido de C3+ para que el gas producto cumpla con las especificaciones de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010 “Calidad del Gas Natural”.

Los condensados recuperados serán enviados a la batería 4, para su mezclado en la línea de aceite crudo separado a tanques.

El gas recuperado recibido en la Planta de Separación de CO2, los productos gas seco a punto de venta y condensados recuperados, así como las corrientes secundarias de gas combustible de autoconsumo y gas del sistema de desfogue a quemador, serán medidos en forma continua y serán analizados con el fin de registrar y respaldar esta información y estar en condiciones de verificar y comprobar la disminución de la emisión de gases de efecto invernadero a la atmósfera.

3. ALCANCE DE SUMINISTRO DEL CONTRATISTA DE LA PLANTA DE SEPARACION DE CO2

Esta especificación describe los requisitos mínimos que se deben cumplir para el suministro de la ingeniería básica, ingeniería de detalle, diseño de equipos, fabricación, suministro de materiales y equipos, instalación, interconexión, pruebas y puesta en operación de la Planta de separación de CO2.

La función principal de estas instalaciones es llevar a cabo la separación de CO2 del gas natural asociado del campo Tres Hermanos, realizar los pretratamiento y postratamientos necesarios para que el gas producto cumpla con las especificaciones de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010 “Calidad del Gas Natural” con la finalidad de incorporarlo al gasoducto de 48”Ø Cactus-San Fernando y recuperar los condensados para su envió a la Batería 4.



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Para llevar a cabo la función de las instalaciones de la Planta de Separación de CO2 el contratista debe incluir las siguientes unidades o sistemas de proceso, sin ser limitativos a ellos (ver Diagrama de Flujo de Proceso N-F-47210-1812-00-082 y Diagramas de Tubería e Instrumentación N-F.47210-1812-06-081 al 90):

SISTEMAS DE PROCESO

A. Separador de gas natural SV-01

B. Sistema inicial de Compresión para gas natural C-01

C. Sistema de Pretratamiento de Gas natural y Separación de CO2 UR-CO2

D. Acumulador de Condensados SH-01

E. Unidad de Control de Punto de Rocío de Hidrocarburos UA-01

F. Sistema final de compresión para gas combustible C-02

G. Unidad de remoción de H2S UA-02

SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES

H. Sistema de Agua de Servicios PA-01

I. Sistema de gas inerte con Nitrógeno PA-03

J. Sistema de desfogue y quemador elevado PA-04

K. Analizadores PA-05

L. Paquete de drenaje presurizado PA-06

M. Sistema de Gas Combustible y de Servicios PA-07

SISTEMAS DE SEGURIDAD

N. Sistema Contraincendio PA-02

O. Sistema de paro de emergencia

P. Sistemas Digitales de monitoreo y control

Q. Sistema de Detección Gas y Fuego

R. Sistema de supresión de incendio a base de agente limpio



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Se define como “unidad” o “sistema” al conjunto de equipos y dispositivos que, por su diseño, conforman un conjunto que tiene como fin proporcionar un servicio específico dentro de un proceso o ser, por sí mismo, un proceso completo dentro de una planta industrial.

Los equipos integrantes de una unidad o sistema, pueden suministrarse en patines individuales o bien sobre un patín común, los equipos tales como compresores, calentadores y equipo mayor pueden considerarse para fijación en sitio por cimentación, queda a consideración del contratista, la distribución de estos equipos, cumpliendo con la norma NFR-010-PEMEX-2004 para la distancia mínima entre equipos, y estos deben estar dentro de los límites del área indicada el plano: Dib. No. N-F.47210-1812-10-05-80 “PLANO DE LOCALIZACIÓN GENERAL, PLANTA DE SEPARACIÓN DE CO2”, Rev. 0.

El contratista debe diseñar la ingeniería básica de la Planta de Separación de CO2, aprovechando al máximo la recuperación de corrientes internas de gas, para optimizar la recuperación de gas metano y condensados.

Es mandatario que el proceso de separación del CO2 del gas asociado debe realizarse mediante el uso de la tecnología de membranas, la cual se basa en membranas basadas en polímeros, que separan selectivamente algunos componentes de otros mediante la acción de la presión parcial.

La capacidad de las instalaciones de la Planta de separación de CO2 se debe diseñar para operar dentro del margen en manejo de volumen de gas natural de alimentación y la integración de corrientes de recirculación resultantes de la optimización de los procesos a realizar por el Contratista. El volumen de gas natural de alimentación a la Planta de Separación de CO2 se indica a continuación:

Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

MMPCSD 13.82 13.11 11.81 10.52 9.31 8.32 7.41 6.61 5.92 5.29 4.66

Notas: 1) Flujo referido a las condiciones estándar de 1.033 kg/cm2 abs y 15.5°C.

4. ESPECIFICACIONES PARA LAS UNIDADES DE PROCESO

En esta sección se indican los requisitos mínimos y lineamientos generales que deben cumplir los paquetes, unidades o sistemas para los procesos que se indican el punto 3 y demás sistemas requeridos para la adecuada operación de la Planta de separación en conjunto, de una forma enunciativa más no limitativa, se debe cumplir con lo siguiente:

4.1. Separador de gas natural SV-01

4.1.1. El gas natural proveniente del Modulo 1, Batería 3 y Batería 4 se recibirá dentro de la Planta de separación de CO2 en el separador vertical SV-01. La línea de salida de gas del separador SV-01 se debe enviar a la línea de succión del Sistema Inicial de Compresión para Gas Natural C-01, los líquidos recolectados en el separador SV-01, se enviarán al acumulador de drenaje presurizado FA-01X.



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4.2. Sistema inicial de compresión para gas natural C-01

4.2.1. Función

Incrementar la presión del gas natural que se recibe del separador SV-01 hasta la presión requerida en la unidad de pretratamiento de gas. Esta última presión estará influenciada por el diseño, el tipo y especificación del sistema de pretratamiento de gas que sea seleccionado y por la presión de operación requerida en la unidad de membranas de separación de CO2, siendo la definición final de estas condiciones responsabilidad del Contratista.

4.2.2. Tipo de equipo

El sistema de compresión debe considerar compresores con motor de combustión interna a gas.

El gas combustible a usar en los motores a gas de los compresores deberá ser tomado del mismo proceso de la Planta de separación de CO2, por lo que esta se debe diseñar para generar el gas dentro de las especificaciones requeridas para su uso; se debe considerar el equipo paquete PA-07 “Sistema de Gas Combustible y de Servicios” para su manejo, el gas combustible debe será tomado del cabezal de gas combustible producto de la Planta separación de CO2, o de las corrientes intermedias generadas durante el proceso de separación de CO2.

La contratista deberá diseñar y especificar los requerimientos compresión de gas del proceso. Debe establecer claramente las condiciones de flujo, presión y temperatura en la succión y descarga de los compresores, así como sus posibles variaciones, y establecer los requisitos específicos del sistema de instrumentación y control. Lo anterior, bajo la premisa de que PEMEX suministrará los sistemas de compresión requeridos en la Planta de Separación de CO2.

El contratista deberá diseñar la planta minimizando el autoconsumo de gas combustible para lo cual podrá recuperar la energía del gas comprimido utilizándolo como medio de calentamiento en intercambiadores de calor.

4.2.3. Capacidad

Las condiciones de presión de succión y descarga, y la capacidad de este sistema de compresión será función del diseño final de la ingeniería básica responsabilidad del contratista, en la cual puede considerar la recirculación de corrientes de gas para optimización de recuperación de metano. Los flujos máximos y mínimos de alimentación a la Planta son los indicados en el punto 3 de este documento.

El contratista debe seleccionar del número de etapas de compresión, relación de compresión por etapas y potencia requerida y modelo de compresor de forma que minimice el consumo de gas combustible y maximice la generación de gas combustible producto.

4.2.4. Características de los motores.

El Motor debe ser del tipo de combustión interna a gas natural para servicio continuo y a intemperie, montado sobre patín estructural para instalarse en terreno natural compactado. Bajas emisiones de gases contaminantes a la atmósfera.



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El combustible del motor debe ser gas natural con poder calorífico de aproximado de 1000 BTU/ft3, debe

incluir un sistema para regulación de la presión de suministro del gas combustible y arranque.

Los sistemas de compresión deben contar con módulos de enfriamiento con secciones de tubos aletados, para abatir temperatura de los siguientes fluidos: aceite lubricante, agua, gas de entre etapas y descarga, el ventilador debe ser accionado mediante el mismo motor del compresor.

Los sistemas de arranque deben ser del tipo neumático utilizando el mismo gas combustible o gas inerte dependiendo de la disponibilidad de estos.

Los sistemas de encendido para los motores de los sistemas de compresión deben ser del tipo electrónico.

Los escapes de los motores de los sistemas de compresión deben ser del tipo residencial por su atenuación del ruido con arrestador de flama.

4.2.5. Características de los compresores

Los compresores deben ser del tipo reciprocante con descargadores y bolsas de volumen para manejo variable del gas, montado sobre patín estructural para instalarse en terreno natural compactado, con canaleta metálica sobre el patín para contención de escurrimientos de aceites e hidrocarburos. Los compresores deben contar con separadores verticales de dos fases (con sección interior para acumulamiento y descarga de líquidos) en la succión, interetapas y descarga; con válvulas de seguridad a ser conectados a cabezal de desfogue; controladores de nivel y válvulas de purga de líquidos. El Sistema de tuberías debe ser diseñado para las presiones de operación y deben cumplir con normas ASTM/ANSI B.31.3.

Los sistemas de compresión deben contar con un tanque para el almacenamiento del aceite lubricante del motor y de los compresores, el tanque de aceite debe conectarse al motor y al compresor por medio de un controlador de nivel para su reposición.

Los sistemas de compresión deben contar con tablero electro neumático de protección y señalización de paros por mal funcionamiento, con indicadores por baja y alta de las variables de proceso siguientes: presión, temperatura, velocidad, nivel y vibración para el motor y compresor. El gabinete deberá estar protegido contra ambientes corrosivos y para operar en áreas peligrosas de acuerdo a clase 1, división 2, grupo D.

Los compresores de los sistemas de compresión deben estar diseñados y fabricados bajo la norma API-11P, API-618, ISO 13631 y la indicada en el documento de Bases de Diseño del proyecto.

Con objeto de superar condiciones anormales de operación, tales como alta relación de compresión, supresión de uno o más servicios en máquinas de servicio múltiple, y descompensación de carga, se debe prever en su diseño cualquier desviación a condiciones tales como: Presión mínima de succión, flujo mínimo de succión, relación de compresión permitida, así como otras posibles limitaciones, e incluirá dispositivos de seguridad necesarios para protección a fin de prevenir fallas mecánicas.



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Los compresores deben contar con equipos para amortiguar las pulsaciones de la presión. Los amortiguadores de pulsación deben eliminar las pulsaciones inconvenientes y la vibración excesiva originadas en las tuberías que formen parte integral de los compresores.

Los componentes de los módulos de compresión, así como las líneas de succión, descarga, venteo, líquidos y atmósfera, deberán ser debidamente rotuladas conforme a lo dispuesto en la normatividad de PEMEX en el área de Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

4.3. Sistema de Pretratamiento de Gas natural y Separación de CO2 UR-CO2

4.3.1. Sistema de Pretratamiento de Gas

4.3.1.1. Generalidades.

El gas natural asociado, de forma intrínseca por su naturaleza, por su transporte y por el proceso de compresión requerido, puede contener cierta variedad de contaminantes que pueden dañar o reducir rápidamente la efectividad o la vida útil de la unidad de membranas de separación de CO2, por lo que las corrientes de gas natural alimentadas a unidades de separación con membranas pueden requerir un pretratamiento y postratamiento dependiendo del material mismo de las membranas.

4.3.1.2. Función

La función del sistema de pretratamiento de gas es eliminar o separar cualquier tipo de contaminante o componentes (partículas sólidas, agua, condensados, etc.) que pueda dañar a la Unidad de Membranas, así como ajustar y mantener las condiciones de operación (temperatura y presión) más adecuadas que conserven la vida útil de las membranas.

4.3.1.3. Tipo de proceso

El o los tipos de proceso seleccionado para el pretratamiento del gas, estará en función de la selección del material de las membranas de la unidad de membranas y es responsabilidad del contratista hacer la selección más adecuada de estos proceso.

El contratista debe suministrar un sistema de pretratamiento que realice el proceso de deshidratación del gas, considerando que el gas de alimentación a la Planta de separación se encuentra saturado en agua, y que la especificación del gas producto de la Planta debe cumplir con un contenido máximo de 110 mg/m

3 (6.875 lb/MMPCS). El proceso de deshidratación podrá ser mediante una unidad

independiente al sistema de pretratamiento, mediante el uso de tecnologías de TEG (tri-etilenglicol), mallas moleculares, materiales adsorbentes, membranas para deshidratación de gas, o estar integrado con la Unidad de Membranas de separación de CO2, a través del uso adecuado de un modulo de membranas susceptible de manejar gas saturado en agua.

Para el pretratamiento de gas se debe considerar el uso de filtros coalescentes, carbón activado como material adsorbente y filtros de partículas finas con el fin de eliminar la presencia hidrocarburos pesados del gas natural y contaminantes (materia sólida, aceite de lubricación de compresores, partículas finas de adsorbentes o carbón activado).

El Contratista debe evaluar la necesidad del uso de calentadores a fuego directo con gas combustible, o el uso de intercambiadores de calor para calentar el gas de alimentación a la unidad de membranas con el fin de elevar la temperatura algunos grados por encima de la temperatura de rocío del gas.



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En esta unidad de Pretratamiento de gas natural UR-CO2, debe considerarse la inclusión de un sistema de remoción selectiva de H2S de la corriente de gas permeado concentrado en CO2, de manera que se limite la concentración de H2S a un máximo de 7.5 ppmv antes de emitirse a la atmosfera.

Sin ser limitativo, el proceso de pretratamiento de gas podrá ser compuesto por los siguientes tipos de equipos:

Paquete de Deshidratación de gas

Intercambiadores de calor

Separador Liquido – Vapor

Filtros coalescentes

Adsorbedores con carbón activado

Filtros tipo Cartucho

Calentadores a fuego directo

Sistema de remoción de H2S en gas a venteo.

4.3.1.4. Tratamiento de Corrientes

Se deben integrar todas las líneas de proceso y servicios auxiliares, así como purgas y drenajes de equipos.

4.3.2. Unidad de membranas de separación de CO2

4.3.2.1. Función de la Unidad de membranas

La función principal de esta unidad es la separación del bióxido de carbono (CO2) de la corriente de gas natural recuperado que se alimenta a la Planta de separación de CO2.

4.3.2.2. Tipo de proceso

Los sistemas de membranas funcionan bajo el principio de permeabilidad selectiva, en la cual ciertos gases permean o atraviesan la membrana más fácilmente que otros. El diseño de la unidad debe estar basado en la minimización de pérdidas de gases de hidrocarburos, para lo cual la unidad de membranas debe ser de dos o más etapas o pasos de separación, con la recirculación y compresión de corrientes de gas permeable o gas residuo y con uno o más tipos de materiales de membranas.

Durante eventos de paro por emergencia y paros programados los módulos de las membranas se deberán purgar e inertizar con gas Nitrógeno proveniente de un paquete de generación (PA-03), que el contratista debe suministrar.

La unidad deberá contar con un sistema de instrumentación y control para una operación segura y adecuada de la misma.

El contratista es responsable de seleccionar y diseñar el sistema de pretratamiento de gas más adecuado y de realizar una óptima selección del material de membranas de forma que garantice la operación de la unidad de membranas de separación de CO2 y en consecuencia de la Planta de Separación de CO2.



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La corriente final del gas permeado con alta concentración de CO2 se debe enviar al sistema de desfogue para su venteo/incineración en el quemador.

4.3.3. Sistema de Compresión de Gases de Recirculación

Derivado del uso de dos o más etapas/pasos en la unidad de membranas de separación de CO2, es indispensable la compresión de los gases de recirculación (Ver Diagram de Flujo de Proceso, N-F.47210-1812-00-082), para lo cual se debe considerar dentro del diseño del Sistema de Pretratamiento de Gas natural y Separación de CO2 UR-CO2 el suministro de un sistema de compresión de Gases de recirculación o alternativamente, considerar la opción de recircular los gases hasta la entrada del separador vertical SV-01, para su mezclado con el gas de alimentación a la Planta de CO2, y realizar la compresión de la mezcla de gases en el Sistema Inicial de Compresión C-01. Para este último caso, la contratista deberá dimensionar adecuadamente tanto el separador vertical SV-01, como el Sistema Inicial de Compresión C-01 de manera que puedan manejar la mezcla del gas de alimentación a la Planta y el gas de recirculación.

Es responsabilidad del contratista seleccionar, durante la etapa de ingeniería básica, la opción más adecuada para la compresión de los gases de recirculación, en función del diseño final de la Unidad de Membranas de Separación de CO2.

En caso de optar por un sistema de compresión de gases de recirculación independiente del sistema inicial de compresión C-01, este sistema de compresión deberá ser nuevo y cumplir con las especificación técnicas indicadas en los puntos 4.2.2 a 4.2.5 del Sistema inicial de compresión para gas natural C-01.


4.4. Acumulador de Condensados SH-01

4.4.1. Función

La función del acumulador de condensados será recibir los líquidos generados durante los procesos de compresión y enfriamiento de gas, los líquidos generados en la unidad de pretratamiento de gas y en la unidad de control de punto de rocío. La mezcla de todos los líquidos generados, hidrocarburos y agua deberán de calentarse hasta una temperatura de 36°C antes de alimentarse al acumulador de condensados, con el fin de separar los hidrocarburos mas ligeros presentes en estas corrientes. Los gases generados deben enviarse al desfogue mediante una válvula de control de presión. Los líquidos del acumulador se enviaran, mediante control de nivel, a mezclado en la línea de aceite crudo del separador de aceite de la Batería 4 (Ver DFP N-F.47210-1812-00-082 y DTI N-F.47210-1812-10-06-085).

4.4.2. Tipo

El acumulador SH-01 debe ser considerado como un recipiente a presión, el Contratista debe diseñar, suministrar e integrar el acumulador considerando como referencia las bases de diseño y la hoja de datos de proceso. El acumulador se debe suministrar con la instrumentación indicada en el DTI de referencia e integrar las señales hacia el sistema de monitoreo y control digital de la Planta. Se debe



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considerar para el diseño mecánico la Norma de Referencia NRF-028-PEMEX-2004 “Diseño y Construcción de Recipientes a Presión” y los códigos ASME Sección VIII, División 1, Sección II, V, y IX, el Manual de Diseño de Obras Civiles de CFE, AWS, NACE MR0175 y códigos, normas y/o especificaciones aplicables.

4.5. Unidad de control de punto de rocío de hidrocarburos UA-01

4.5.1. Generalidades

Después del proceso de separación de CO2 en la unidad de membranas, puede presentarse una concentración de hidrocarburos en el gas residual provocando una saturación de licuables. Con el fin de comercializar el gas, este debe cumplir con ciertas especificaciones para evitar problemas de condensación durante el transporte y entrega a consumidores.

4.5.2. Función

Reducir el contenido de licuables en el gas combustible producto que se enviará al punto de venta hasta una temperatura de rocío de -2 °C dentro del rango de presiones de 1 a 8000 kPa de acuerdo a NOM-001-SECRE-2010.

4.5.3. Tipo de proceso

El Contratista debe suministrar un sistema de proceso para el control de punto de rocío del gas producto. El proceso de remoción de licuables propuesto por el Contratista debe ser lo mas simple posible, de acuerdo a las tecnologías y equipos paquete existentes y considerando la optimización de la energía; así mismo, el proceso propuesto debe ser simple, flexible, confiable y amigable a los operadores y al medio ambiente

4.6. Sistema final de compresión para gas combustible C-02

4.6.1. Función

Comprimir el gas para lograr las condiciones de presión requeridas en el punto de venta y entrega a PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB).

Este sistema de compresión deberá ser nuevo y cumplir con las especificación técnicas indicadas en los puntos 4.2.2 a 4.2.5 del Sistema inicial de compresión para gas natural C-01.


4.7. Unidad de Remoción de H2S UA-02




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Debido a la presencia de H2S en el gas de alimentación a la planta, es indispensable eliminarlo con el fin de evitar su emisión a la atmosfera en el gas de venteo y cumplir con la especificación máxima de 6.0 mg/m

3 de H2S requerida por la NOM-001-SECRE-2010 para gas combustible.

La remoción del H2S deberá realizarse posterior al Sistema Inicial de Compresión del gas C-01 y antes o después del proceso de deshidratación del gas,

4.7.2. Función de la UR-H2S

En esencia, la función de la UR-H2S es reducir, por seguridad al personal y la población aledaña, el contenido de ácido sulfhídrico del gas de venteo al quemador y limitar el contenido en el gas producto al valor máximo de 6.0 mg/m3 de H2S, requerido por la especificación NOM-001-SECRE-2010.


El proceso de remoción de H2S propuesto por el Contratista debe ser simple, confiable, flexible y amigable a los operadores y al medio ambiente.

El tipo de proceso propuesto debe ser basado en recipientes de camas fijas empacadas con un absorbente basado en óxidos de metal o similar, adecuados para la remoción de H2S en corrientes de gas seco o gas húmedo. Los procesos propuestos son PURASPEC 1038, SULFURITE, SULFATREAT XLP o equivalente.

La configuración de los recipientes de camas empacadas de absorbente, deberá ser tipo líder /retrasado como se indica en el diagrama de flujo N-F.47210-1812-00-082 y DTI N-F.47210-1812-10-06-092. Este tipo de configuración se conforma por dos recipientes, cada uno conteniendo la mitad del absorbente total. Los recipientes operan en serie, con un recipiente en posición de líder y el otro posición retrasada, Cuando el nivel de H2S a la salida del recipiente líder es igual al nivel en la entrada, significa que el absorbente de este recipiente está completamente agotado, el recipiente líder debe ser desviado, permitiendo al recipiente retrasado tratar el gas durante el proceso de remoción y reemplazo de absorbente del recipiente líder. Después del cambio, la unidad ahora operará con el recipiente de absorbente nuevo operando en la posición retrasada. El proceso se repite cuando el absorbente del otro recipiente se agote.

Con el fin de mantener la concentración de H2S de las corrientes de gas a venteo y gas producto dentro de especificación y prolongar el tiempo de vida de la cama de absorbente, puede considerarse que solo una parte del flujo total del gas circule a través de los recipientes de camas empacadas, para lo cual el contratista debe suministrar una línea de desvío con una válvula de control, la cual debe ser accionada para mantener la concentración de H2S del gas dentro del rango requerido.

El contratista debe diseñar y suministrar las líneas y válvulas requeridas para el procedimiento de descarga de adsorbente gastado y para la inyección de Nitrógeno para purgado de gases de hidrocarburos y enfriamiento de la cama empacada.

4.7.4. Capacidad

La Unidad de Remoción de H2S debe consistir mínimo de de dos recipientes de camas fijas empacadas con capacidad suficiente para tratar la corriente de gas durante un tiempo estimado de operación de 6 meses.

4.7.5. Tratamiento de Corrientes



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El almacenamiento y manejo del absorbente nuevo y gastado es responsabilidad del Contratista de acuerdo al convenio de compra del material y debe realizarse en contenedores sellados.

5. ESPECIFICACIONES PARA LOS SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES

5.1. Sistema de Gas Combustible y de Servicios PA-07


El sistema de Gas combustible y de servicios PA-07, debe estar compuesto principalmente por un Acumulador de Gas SH-02X y un Tanque de Gas SV-02X.

El acumulador de gas de servicios SH-02X será la fuente de suministro de gas dulce al tanque de gas de servicios SV-02X para la operación de los motores de combustión interna de los compresores, calentadores de proceso con quemadores de gas, gas de pilotos de quemador y la alimentación a las bombas neumáticas de los paquetes de servicios y opcionalmente gas de arranque de compresores. La alimentación al acumulador de gas combustible se tomará del cabezal de gas producto de la Planta de separación de CO2.

5.1.2. Función del proceso

Acumular y suministrar el gas dulce requerido para cubrir los requerimientos de gas combustible y gas de servicio en la Planta de Separación de CO2.


El proceso consistirá derivar un corriente de gas producto de la Planta de separación de CO2 hacia el Acumulador de gas de servicios SH-02X y en la reducción de presión del gas de alimentación mediante una o dos válvulas reguladoras de presión hasta las condiciones de operación del Tanque de servicios SV-02X (Ver diagrama de tubería e instrumentación N-F.47210-1812-10-06-087).

5.1.4. Capacidad

La capacidad de manejo de gas del sistema de acumulador y tanque de gas de servicios debe satisfacer los requerimientos en el consumo de gas dulce producto de todos los elementos de la Planta de Separación de CO2, y es responsabilidad del contratista el diseño, suministro de tuberías, válvulas de bloqueo, válvulas de control, válvulas de seguridad, accesorios del acumulador de gas combustible SH-02X y tanque de gas SV-02X en función de las necesidades de consumo de gas de la Planta.

El contratista es responsable de definir las condiciones de presión y las dimensiones del acumulador de gas y del tanque de gas, considerando que durante el arranque y estabilización de la Planta de separación de CO2, será necesario el suministro y consumo de gas combustible aun y cuando, el gas producto no sea adecuado para su uso en los motores de los compresores.



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5.2. Sistema de Agua de servicios PA-01

El contratista debe de suministrar un sistema de agua de servicio para suministro de agua al tanque de agua contra incendio, al tanque de sello de agua del quemador y a las instalaciones del personal. El Contratista debe realizar el diseño de este sistema considerando lo indicado en la especificación AV-F.47210-18120-ESP-03 y el DTI N-F.47210-1812-10-06-088.

5.3. Sistema de gas inerte con Nitrógeno PA-03

El contratista debe suministrar un sistema de generación de gas inerte con Nitrógeno, el cual tendrá la función de suministrar nitrógeno para gas de instrumentos, gas de inertización y gas de purga para los módulos de membranas de separación de CO2.

El sistema de generación de gas Nitrógeno debe consistir de un paquete de generación de nitrógeno y tanque acumulador de nitrógeno (Ver DTI N-F.47210-1812-10-06-091).

El paquete de generación de nitrógeno, debe consistir de un Compresor de aire, Módulos de tratamiento y filtrado de aire, Modulo de membranas de separación y Modulo de control de sistema. El modulo de membranas debe separar el nitrógeno del aire atmosférico por el principio de la difusión selectiva a través de la pared de la membrana. Los gases “rápidos” (agua, bióxido de carbono, oxígeno) se difunden a través de la pared de la membrana mucho más rápidamente que los gases “lentos” (nitrógeno). Esto separa la mezcla de aire en dos corrientes. Una corriente denominada permeato, consiste principalmente en oxígeno, bióxido de carbono y vapor de agua. La otra corriente, el producto, es nitrógeno de pureza elevada.

La capacidad del paquete de generación de nitrógeno, las condiciones de operación y dimensiones del tanque acumulador de nitrógeno deben ser determinadas por el contratista, en función de las necesidades de gas para instrumentos y de gas inerte y purga para la Unidad de membranas de separación de CO2 y opcionalmente de gas arranque para motores de compresores.

5.4. Sistema de Desfogue y Quemador PA-04

El contratista debe diseñar y suministrar los sistemas de seguridad para controlar las variaciones en las condiciones de operación y disponer en forma segura los gases o vapores resultantes. Estos sistemas deben ser empleados para disponer en forma adecuada y segura, los fluidos provenientes de los dispositivos de seguridad instalados en los equipos o líneas de proceso, los cuales actúan generalmente como respuesta a condiciones de sobrepresión o aumento de flujo. El aumento de presión es causado por las condiciones intrínsecas del proceso (fallas operacionales) o por situaciones de emergencia tales como fuego, expansiones térmicas o fallas de servicios auxiliares.

El contratista debe diseñar, suministrar e instalar las tuberías de conexión a los dispositivos de alivio, los dispositivos de alivio y la tubería de salida de estos dispositivos y conexión al cabezal general de desfogue.

El sistema de desfogue de la Planta de separación de CO2, se debe diseñar y suministrar de acuerdo a la especificación particular “Sistema de Desfogue y Quemador Elevado para la Planta de Separación CO2” AV-F.47210-181200-ESP-02 y el DTI N-F.47210-1812-10-06-090.

5.5. Analizadores PA-05



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El contratista deberá de suministrar e instalar analizadores de gas y de condensado con el fin de monitorear y verificar las condiciones de operación de la planta de separación de CO2.

5.5.1. Cromatógrafo

El contratista debe suministrar un cromatógrafo con capacidad para analizar las corrientes de gas de alimentación la planta, el gas seco producto, la corriente final del sistema de desfogue de gas a quemador y la corriente de condensado enviado a la Batería 4. Ver documento A-F.47210-1813-2-09930-07 “ESPECIFICACIONES GENERALES Y HOJA DE ESPECIFICACION DE CROMATÓGRAFO DE GASES”.

5.5.2. Analizador de humedad

El contratista debe suministrar e instalar un analizador de humedad y debe ser capaz de detectar la cantidad de agua (H2O), contenida en el gas natural en forma continua (localización del analizador) y enviar los datos de análisis al Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) ó al controlador del cromatógrafo dependiendo del lugar donde se instale.

5.5.3. Analizador de Ácido Sulfhídrico

El contratista debe suministrar e instalar un analizador de Ácido Sulfhídrico que debe ser capaz de detectar el contenido de este compuesto en la corriente de gas producto de la Unidad de Remoción de H2S “UA-02”, el análisis se debe realizar en forma continua y los datos de salida del analizador se deben enviar hacia el Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) ó al controlador del cromatógrafo dependiendo del lugar donde se instale.

5.6. Paquete de drenaje presurizado PA-06

El contratista debe de diseñar y suministrar un cabezal de drenajes cerrados y presurizados el cual deberá descargar a un tanque de acumulador de drenajes FA-01X. Se deberá contar con una bomba para el desalojo de los líquidos recolectados. Ver DTI N-F.47210-1812-10-06-086.

4. REQUERIMIENTOS GENERALES PARA LA PLANTA DE SEPARACIÓN DE CO2.

El contratista debe incluir en su alcance lo siguiente, sin estar limitado a ello:

a) Patines (bastidores) de acero y estructuras de soporte requeridos. b) Todas las plataformas permanentes, escaleras y andamios con pasa manos y escaleras portátiles. c) Tubería, soportes, accesorios y válvulas. d) Bridas en todas las terminaciones de las tuberías que requieran interconexión. e) Todos los dispositivos de instrumentación y control. f) Tablero de control local requeridos incluyendo luces indicadoras e interruptores. g) Puesta a tierra de los equipos. h) Preparación de la superficie y pintura de acabado. i) Aislamiento térmico. j) Cajas de atenuación de ruido donde se requieran. k) Cantidades necesarias de los consumibles que se requieran para el arranque y operación de los

equipos paquete.



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l) Pruebas requeridas. m) Herramientas especiales. n) Preservación y empaque. o) Dibujos y datos del contratista. p) Instalación. q) Arranque y asistencia en campo. r) Pernos de anclaje (barrenanclas) s) Alambrado eléctrico de todos los dispositivos del equipo paquete y/o entre partes del mismo que,

debido a su tamaño, se hayan suministrado por separado para su instalación. t) Arrancadores. u) Iluminación del área. v) Interconexiones de tubería entre patines o entre piezas del equipo montadas por separado. w) Acondicionamiento de servicios auxiliares.

Todas las dimensiones y acotaciones de los dibujos suministrados por el contratista, tanto de la Planta como de los equipos que lo integran, deben ser indicadas de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002. Para diámetros nominales de tuberías, conexiones y accesorios se debe indicar entre paréntesis la equivalencia en el sistema ingles. Para el diseño de la Planta de Separación de CO2, no se deben emplear materiales, equipos, instrumentos y componentes obsoletos o de los que se tenga programada su descontinuación inmediata. No se aceptará el empleo de equipo prototipo. Los equipos paquete se armarán en fábrica al tamaño máximo práctico para realizar su transporte hacia la planta y minimizar los trabajos de instalación en sitio. El contratista debe asegurarse de que el equipo suministrado quede perfectamente instalado, sin que requiera de adiciones o partes complementarias que no hayan sido diseñadas para tal propósito o que no formen parte del diseño original. El contratista debe suministrar los dispositivos de seguridad y venteo del equipo donde se requiera proteger al personal, equipo y tubería. El contratista, debe indicar los niveles de ruido esperados para los equipos paquete, considerándolo como única fuente y para aquellos componentes que generan mayor ruido tales como compresoras, bombas, motores, ventiladores, válvulas de control, etc. El control del nivel de ruido (nivel de presión acústica) debe cumplir con lo señalado en las normas oficiales mexicanas NOM-011-STPS-2001, NOM-081-ECOL-1994 Y NOM-009-ENER-1995; así como lo indicado en el reglamento federal de seguridad, higiene y medio ambiente de trabajo y el reglamento para la protección del ambiente contra la contaminación originada por la emisión del ruido; ANSI/ASME PTC 36-1985 Y POR ASTM E90. El arreglo de los equipos, incluyendo la tubería y accesorios, debe ser revisado por PEP para su aprobación. Dicho arreglo debe proveer áreas despejadas y accesos seguros para operación y mantenimiento. Es responsabilidad del contratista que las conexiones de tubería estén bridadas conforme al ASME B16.1, B16.5 ó B16.42 según aplique. Para cada sistema de tubería auxiliar (como el drenaje aceitoso, aire de instrumentos, purgas de nitrógeno, líneas de purga, drenaje de desechos, etc.) debe existir una única conexión en el límite de los patines o paquetes. El equipo y accesorios deben ser los apropiados para operar a la intemperie considerando ambiente marino.



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Los requerimientos para diseño por cargas de viento serán los indicados por la “CFE, Manual de diseño de obras civiles, sección C. Estructuras, TEMA 1. Criterios de diseño, Capítulo 4, Diseño por viento”. La velocidad máxima del viento a considerar debe ser de 270 km/h. Todas las estructuras y el equipo se deben diseñar para resistir las fuerzas sísmicas conforme a la “CFE, Manual de diseño de obras civiles, sección C. Estructuras, tema 1. Criterios de diseño, Capítulo 3, Diseño por Sismo”. Se debe considerar un coeficiente sísmico de 0.3.

5. REQUERIMIENTOS DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL.

El diseño, selección e instalación de instrumentos debe ser en base al estándar de PEMEX P.2.0451.01 “INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS DE CONTROL”.

5.1. Sistema Digital de Monitoreo y Control El contratista debe suministrar, diseñar e instalar un Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) basado en un Controlador Lógico Programable (PLC) para la operación adecuada de la Planta de Separación de CO2, y de acuerdo a lo indicado en la “Especificación General del Sistema Digital de Monitoreo y Control de Proceso” A-F.47210-1813-2-09940.

5.2. Instrumentación y Control de unidades de Proceso y Servicios Auxiliares

Los requerimientos y características específicas de la instrumentación deben apegarse a la Especificación de Ingeniería A-F.47210-1813-2-09930-49 “Lineamientos Generales de Instrumentos para Equipos Paquetes”

6. SISTEMAS DE SEGURIDAD. El contratista debe realizar un Estudio de Análisis y Evaluación de Riesgos bajo la metodología y requisitos indicados en la Norma NRF-018-PEME2007 “ESTUDIOS DE RIESGO” y presentar el informe respectivo en base a la guía para la presentación del estudio de riesgo ambiental de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.

6.1. Sistema de Paro por Emergencia El contratista debe suministrar un sistema de paro por emergencia que se encargue de llevar los equipos o módulos principales del proceso a una condición segura en caso de presentarse alguna incidencia o cuando lo indique el sistema de gas y fuego en caso de producirse una fuga de hidrocarburos.

El objetivo de este sistema es el análisis automático de las condiciones del proceso para prevenir las situaciones de riesgo o mitigar sus consecuencias y llevar a “condición segura” las instalaciones.

El fin último de este sistema es por tanto la protección de las instalaciones, las personas y el medio ambiente frente a la aparición de situaciones de riesgo derivadas de condiciones anómalas en el proceso que se monitoriza.



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El contratista debe definir la arquitectura de este sistema en base al estudio HAZOP de la Planta de separación de CO2, es responsabilidad del Contratista realizar estos estudios y según el resultado de éstos, debe seleccionar los equipos programables (PES) adecuados al nivel de integridad de seguridad (SIL) que debe cumplir la Planta.

El contratista debe:

Realizar los estudios para determinar el nivel de integridad de cada una de las funciones de seguridad.

Definir las arquitecturas y equipos para cumplir con el nivel de integridad requerido.

Realizar las Especificaciones de los equipos y sistemas, el diseño detallado, las memorias de cálculo y la ingeniería de detalle.

Definir, desarrollar y configurar las lógicas de decisión a implementar en los sistemas PES.

Definir y realizar los protocolos de pruebas en fábrica y en sitio.

Suministrar los servicios de Puesta en servicio y capacitación.

6.2. Sistema Contraincendio

El contratista debe considerar el diseño, suministro e instalación de los sistemas de seguridad (detección, alarma y el sistema de aspersión) para la operación adecuada de la Planta de separaron de CO2. El principal objetivo de los sistemas de seguridad es proteger al personal, los equipos, así como el medio ambiente de un evento indeseable que pueda concluir en incendio por fuga de gas por medio del equipo paquete. Para evitar lo anterior se debe contar con los siguientes sistemas:

a) Sistema de protección a base de agua contra incendio PA-02. b) Sistema de Detección Gas y Fuego c) Protección a base de extintores portátiles d) Sistema de supresión de incendio a base de agente limpio para el cuarto de control de

La planta de separación de CO2. e) Equipo de salvamento. f) Rutas de evacuación y letreros de seguridad

El desarrollo de estos puntos, en cualquiera de sus etapas, debe realizarse conforme a los requerimientos de las normatividades aplicables y a los “Criterios de Diseño de Seguridad y Protección Contra incendio” A-F.47210-1814-11-EC

7. REQUERIMIENTOS ELÉCTRICOS.

Todos los motores, equipos y accesorios eléctricos dentro de la Planta deben cumplir con el área clasificada de acuerdo al plano No. N-F.47210-1806-03-50.



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La tubería conduit y accesorios de la canalización que se utilice dentro de la Planta deben de ser aérea visible y debe ser de acero galvanizado por inmersión en caliente, cedula 40. Deben instalarse sellos para tubería conduit por cambios de área clasificada y a no más de 30 cm del equipo de instalación y cajas de conexiones. En equipos y tuberías sometidos a vibración, asentamiento o movimiento se debe considerar cople flexible a prueba de explosión. El equipo eléctrico y su instalación, incluyendo el diseño, construcción, mano de obra, materiales, pruebas, etc., deben estar de acuerdo y cumplir con la NRF-048-PEMEX-2007 “diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales” y a la NOM-001-SEDE-2005 “Instalaciones Eléctricas (Utilización)”

Los motores deben ser de energía eficiente, satisfaciendo como mínimo los valores de eficiencia indicados en las normas NOM-014-ENER-2004, NOM-016-ENER-2002 y en la tabla 12.10 de la norma NEMA MG-1 ó equivalentes. Para motores de 1 a 175 HP, arrancador de 600 v para aplicaciones de 480 v, 3 fases y 60 hz. El arrancador debe ser de combinación magnética para arranque a tensión plena, con interruptor termomagnético de 3 polos y con elementos de sobrecarga por línea o fase. La capacidad interruptiva del interruptor debe ser de 25 KA simétricos como mínimo. Los arrancadores deben ser de acuerdo al tamaño de carga de acuerdo a NEMA, con excepción de que el valor mínimo aceptable es NEMA 1. El interruptor o el circuito protector del motor debe ser de 3 polos, instantáneo, con disparo magnético y frente ajustable, también debe contar con una protección por sobrecarga del motor en estado sólido de sus 3 fases. La iluminación para el área de proceso debe diseñarse y suministrarse en base a la NRF-048-PEMEX-2007 y deben ser alimentados con un nivel de tensión de 220, 127 VCA de vapor de sodio de alta presión. Los siguientes tipos de instalaciones deben de ser conectados al sistema general de tierras con conductor de cobre desnudo semiduro calibre 2 AWG ó 2/0 AWG según se requiera.

Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos.

Estructuras de acero.

Equipos de proceso.

Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico.

Tuberías de proceso y servicios auxiliares.

Tanques de almacenamiento y recipientes.

Los patines que se suministren para estos paquetes deben aterrizarse en 4 puntos. Para la puesta a tierra de los equipos se debe usar conector mecánico de cobre y en la conexión al sistema general de tierras se debe usar conector tipo soldable.

El contratista debe proporcionar el sistema de pararrayos para la Planta y debe elaborar los cálculos necesarios basándose en la norma NFPA-780 ó equivalente, para el diseño de este sistema.



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La zona de protección para PEMEX es como se indica en el artículo 3.10 de la NFPA-780 ó equivalente, considerando el concepto de esfera rodante para edificios como se define en el artículo 3.10.3 de la NFPA-780 ó equivalente. Este sistema debe proveer trayectorias de baja impedancia a tierra de una descarga atmosférica y consiste de tres partes básicas que son: 1) Terminales de aire ó puntas pararrayos distribuidas adecuadamente en las cubiertas elevadas de

estructuras que son factibles de recibir una descarga atmosférica directa. Deben estar ubicadas a suficiente altura arriba de las estructuras para evitar el peligro de fuego por arco.

2) Terminales de tierra (varillas o placas de tierras) que aseguren una conexión a tierra adecuada y

provean amplio contacto con la tierra para permitir la disipación sin peligro de la energía liberada por la descarga atmosférica.

3) Conductores y conexiones que unen las terminales de aire y las terminales de tierra propiamente

localizadas e instaladas, y que aseguren al menos dos trayectorias directas de bajada a tierra de las descargas atmosféricas.

8. TUBERÍA Y ACCESORIOS.

El diseño general de sistemas de tubería debe apegarse a lo indicado en las bases de diseño del proyecto y a los requisitos especificados de en la Norma “Sistemas de Tuberías en Plantas Industriales, Diseño y Especificación de Materiales” NRF-032-PEMEX-2005.

9. IDENTIFICACIÓN.

La identificación de las instalaciones y equipos debe cumplir con la Especificación de PEMEX 3.403.01. Los equipos de la Planta deben tener una placa de identificación en acero inoxidable TIPO 304, de fijación permanente y en un lugar visible, en la que se indique al menos la siguiente información:

A) nombre del contratista. B) número de serie del equipo. C) Capacidad D) Materales E) Datos de operación, diseño y prueba. F) tamaño, tipo y número de modelo del equipo. G) número de la orden de compra. H) servicio.

El soporte de la placa de identificación debe estar alejado de la pared cilíndrica o del aislamiento (según sea el caso) un mínimo de 50.8 mm (2 pulg.). El fabricante debe mostrar la localización de la placa en los dibujos de taller. El soporte debe ser unido con soldadura continua a la envolvente.

Asimismo, cada equipo de la Planta debe tener la placa de identificación del contratista.



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10. PROTECCION ANTICORROSIVA Y ACABADO.

El contratista debe aplicar a tuberías, válvulas, accesorios y equipos de la Planta de Separación de CO2, un sistema de protección anticorrosiva para ambiente húmedo salino con gases derivados del azufre de acuerdo a la norma NRF-053-PEMEX-2006 “Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de Recubrimientos para Instalaciones Superficiales”.

10.1. Limpieza

La limpieza exterior e interior de las superficies de los recipientes a presión y de las instalaciones superficiales de hierro o acero al carbón, debe ser con chorro de arena o abrasivo a presión, húmedo a metal blanco (método no. 2) considerando condición de exposición ambiente 3.- “Húmedo con salinidad y gases derivados del azufre” de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006. La limpieza interior solo aplica cuando sea solicitada en documentos de referencia.

10.2. Recubrimientos primarios y de acabado en superficies interiores.

La aplicación de recubrimientos primarios y de acabado en las superficies interiores de los recipientes a presión solo debe efectuarse cuando sea solicitada en documentos de referencia. Debe considerarse la condición de exposición ambiente 5.- “Interior de tanques” y utilizando el sistema de recubrimiento no. 5 de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006.

10.3. Recubrimientos primarios y de acabado en superficies exteriores.

Para la aplicación de recubrimientos primarios y de acabado en las superficies exteriores de los recipientes a presión debe considerarse la condición de exposición ambiente 3.- “Húmedo con salinidad y gases derivados del azufre” y utilizando el sistema de recubrimiento no. 3 de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006. Las tuberías y recipientes a presión fabricados de acero al carbono que requieran aislamiento térmico, solo deben tener aplicación de recubrimiento primario.

11. INSPECCIÓN Y PRUEBAS DE EQUIPOS

General El fabricante debe dar las facilidades para que personal de PEMEX y/o sus representantes tengan libre acceso al taller durante la fabricación de los equipos. El personal de PEMEX y/o su representante puede solicitar cualquier tipo de información que considere necesaria para comprobar que los equipos fueron fabricados de acuerdo a los requerimientos de PEMEX. El fabricante debe notificar a PEMEX con anticipación cualquier nueva operación en el taller para permitir la presencia oportuna del personal de PEMEX y/o su representante.

11.1. Recipientes a presión

Inspección radiográfica



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Las juntas longitudinales y circunferenciales deben radiografiarse conforme al código de diseño. Todos los recipientes deben ser radiografiados como mínimo por puntos. Además de los requerimientos del código ASME, debe aplicarse como mínimo una radiografía por puntos a lo siguiente: soldaduras a tope en cuerpo, tapas, conos y boquillas. Cuando se especifica radiografiado total, debe realizarse en toda la longitud y ancho de los cordones circunferenciales y longitudinales soldados a tope. Prueba de ultrasonido Las placas con espesor de 101.6 mm (4 pulg) y mayores, deben ser inspeccionadas mediante pruebas de ultrasonido de acuerdo con lo señalado en ASME SA-435. Las placas con recubrimiento integral y espesor total de 101.6 mm (4 pulg) y mayores, deben ser inspeccionadas mediante pruebas de ultrasonido de acuerdo con lo indicado en ASME SA-578. Las soldaduras para unión de boquillas con cilindros o tapas cuyo espesor sea de 50.8 mm (2 pulg.) y mayores que no puedan ser radiografiadas, deben inspeccionarse mediante ultrasonido después de aplicar el tratamiento térmico. Prueba hidrostática Todos los recipientes deben ser probados hidrostáticamente después de su fabricación en taller y antes de ser embarcados, de acuerdo con los requisitos del código usado. El recipiente debe ser probado en posición horizontal y soportarse adecuadamente para prevenir esfuerzos locales en el cuerpo. Posteriormente, el recipiente debe ser drenado y secado para su limpieza total. El procedimiento de prueba debe realizarse en apego a la NRF-150-PEMEX-2005. La temperatura mínima del agua para la prueba debe ser 20º C. El agua utilizada en la prueba debe ser potable, no se permite el uso de agua de rió o agua salada. La presión de prueba debe ser mantenida el tiempo suficiente para realizar la inspección completa del recipiente, pero no menos de una hora. En recipientes fabricados con acero inoxidable austenítico níquel y aleación de níquel o con recubrimiento interior de acero inoxidable austenítico, la prueba hidrostática debe realizarse utilizando agua con un contenido máximo de cloro de 10 ppm y para aceros de baja aleación con un contenido máximo de 30 ppm. Cuando el agua no pueda drenarse totalmente el contenido máximo de cloro debe ser de 5 ppm. Cualquier remanente de agua en estos equipos debe eliminarse por medio de sopladores de aire, o aspirado. No debe usarse aire caliente para secado. Prueba neumática En caso de requerirse prueba hidroneumática o neumática debe solicitarse autorización por escrito a PEMEX, y evaluar el riesgo bajo la responsabilidad del Contratista. Las placas de refuerzo en aberturas deben ser probadas neumáticamente a una presión de 1.055 kg/cm2 (15 lb/in²) con aire seco. Esta prueba debe efectuarse antes del tratamiento térmico posterior a la soldadura y la prueba hidrostática final.



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Los testigos de prueba ubicados en las placas de refuerzo de boquillas deben taparse con un tapón macho de 6.4 mm (1/4 pulg) NPT con un antiaferrante en las cuerdas (por ejemplo cinta de teflón), después de la prueba hidrostática y antes del embarque.

11.2. Compresores reciprocantes Cuando Pemex no especifique el tipo de inspección, es responsabilidad del contratista o proveedor incluir en su cotización la inspección recomendada considerando el tipo de servicio del compresor. Inspección de Materiales. Las inspecciones superficiales y subsuperficiales por los métodos de Partículas Magnéticas, Líquidos Penetrantes Radiografiado o Ultrasonido serán especificadas por el cliente basándose en las recomendaciones del fabricante. El contratista debe incluir en su cotización la inspección recomendada considerando el tipo de servicio del equipo. Inspección Mecánica. El sistema de aceite de lubricación presurizado, probado en las instalaciones del fabricante, debe cumplir con los requisitos de limpieza indicados en ISO 10438-2. Se debe inspeccionar la limpieza interna del compresor, tuberías y todos sus accesorios antes del cierre del mismo. Se debe inspeccionar la dureza de las partes, soldaduras y zonas afectadas por el calor, para verificar que esté dentro de los valores admisibles. La documentación y el método de inspección deben ser entregados a PEMEX. Pruebas. Todos los compresores deben ser probados de acuerdo con los párrafos 8.3.2 y 8.3.3 del API-Std-618, las pruebas opcionales serán especificadas por el Contratista. . El contratista suministrará la certificación de las siguientes pruebas:

Prueba Hidrostática.

Prueba de fuga de gas

11.3. Tanque de Almacenamiento de Agua Pruebas. Todos los Tanques Atmosféricos y componentes deben ser probados durante la fabricación, montaje y armado final de acuerdo con los requisitos del API-650 en presencia de los inspectores del cliente.



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La prueba hidrostática en los Tanques de Almacenamiento debe efectuarse con agua limpia a temperatura ambiente. En los Tanques montados en campo, una vez instalado y soldado el anillo inferior con el fondo, deben inspeccionarse todas las costuras del fondo y las que conecten con el cuerpo del Tanque, verificando que estén perfectamente selladas. Esta actividad debe efectuarse antes de pintar el anillo inferior. Los refuerzos en aberturas deben ser probados neumáticamente y con jabonadura. No se permiten fugas de aire.

11.4. Sistemas de Tuberias. Toda la tubería debe ser inspeccionada conforme a los requerimientos del ASME B31.3 y a Los requerimientos del punto 8.4.1 de la NRF-035-PEMEX-2005. Prueba Hidrostática El contratista debe realizar una prueba de presión a las tuberías terminadas, que estén dentro del alcance del contrato con resultados aceptables, para su entrega oficial a Pemex. Las pruebas, deben realizarse con procedimientos escritos y aprobados, con personal capacitado en dichos procedimientos y desarrollarse de conformidad con los requisitos descritos en la NRF-150-PEMEX-2004 “Pruebas Hidrostáticas de Tuberías y Equipos” y la NRF-035-PEMEX-2005 “Sistemas de Tubería en Plantas Industriales - Instalación y Pruebas”.

12. GARANTIAS.

12.1. Generalidades

El Contratista debe extender sus garantías por escrito. El Contratista debe garantizar el cumplimiento de los requisitos prescritos por los documentos listados en las referencias, así como con la presente especificación. El periodo de garantía de los equipos y accesorios de la planta debe ser de 12 meses en operación normal.

12.2. Diseño

La cobertura de la garantía sobre el diseño debe comprender lo siguiente: a) Funcionamiento continuo de los equipo conforme a las condiciones de diseño indicadas en las hojas

de datos y la presente especificación. b) Adecuada selección de materiales de construcción con base en las características de los fluidos,

presiones, temperaturas, concentración de agentes corrosivos, etc.



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12.3. Fabricación

La cobertura de la garantía sobre la fabricación debe incluir lo siguiente:

c) Los materiales de construcción son los indicados en la hoja de datos y/o dibujos de diseño aprobados.

d) Los materiales de construcción no tienen fallas ni defectos e) La aplicación e inspección de soldaduras f) Las inspecciones y pruebas dentro del taller g) Los trabajos de fabricación h) La mano de obra i) Estampado por código ASME en recipientes a presión, donde aplique.

En caso de reparaciones originadas por la aplicación de esta garantía, el costo de la mano de obra y materiales requeridos, así como los gastos de transporte, deben ser con cargo al Contratista.

13. PRUEBAS FUNCIONALES O DE OPERACIÓN.

Antes de cualquier prueba operacional, el contratista debe verificar la limpieza de la Planta (tanto interna como externa). Una vez instalada e interconectada la Planta en sitio, el contratista debe realizar una prueba funcional, que forma parte de las pruebas de aceptación en sitio. Cuando no se especifique una prueba del sistema completo, los mayores componentes deben ser probados conforme a las pruebas estándar del Proveedor del equipo original. El contratista debe realizar una prueba de continuidad de todos los circuitos eléctricos antes de la inspección final y de la inspección del chequeo funcional. La cual consiste en simular los dispositivos con tableros de simulación de interruptores, relevadores, luces o resistores para cada circuito. Se deben verificar, ajustar y corregir, de ser necesario, los arrancadores de motores, el amperaje de los fusibles (incluyendo los de control), interruptores automáticos, y los elementos para sobrecarga por temperatura de los motores. Se debe verificar el correcto funcionamiento de los motores y corregir cualquier desalineación que se presente. Se debe probar la funcionalidad de todos los dispositivos de paro y seguridad, simulando las condiciones requeridas para su actuación.

14. PRUEBAS DE ACEPTACIÓN EN SITIO (OSAT).

14.1. PROTOCOLO.



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Una vez que se haya completado adecuadamente la instalación de la Planta y bajo la supervisión del Contratista, este último informará por escrito al representante de PEP del inicio de las pruebas en sitio, conforme a su programa. El contratista debe enviar por escrito al representante de PEP los protocolos de las pruebas de aceptación en sitio para su revisión, comentarios y aprobación. Estos protocolos deben entregarse por lo menos un mes y medio antes de la fecha programada del inicio de las pruebas. 15 días posteriores a la entrega de los protocolos, PEP notificará por escrito los comentarios y su aprobación. En caso de que el contratista no reciba comunicado, asumirá que los protocolos se aprueban. Estos documentos deben incluir como mínimo:

Índice donde se desglose en forma detallada el contenido de todo el documento.

Objetivo general.

Periodo de las pruebas.

Plan de inspección y pruebas.

Descripción de las pruebas

Proceso de pruebas.

Pruebas funcionales.

Inspección visual de equipo.

Características que no se prueban.

Resultado de las pruebas.

Registro de inspección y pruebas.

Registro de eventos.

Evaluación de las pruebas.

Clasificación de eventos.

Condiciones para aprobación.

Resultados esperados.

Aceptación o rechazo de la prueba.

Espacio adecuado para notas. El contratista debe realizar el diseño particular de los formatos necesarios para el registro, evaluación y aprobación de las pruebas OSAT. El contratista será el único responsable de los daños que pudiera sufrir la planta así como el personal y/o las instalaciones durante el periodo de pruebas, daños atribuibles a una mala instalación, interconexión ó procedimiento de pruebas. Se requiere que la prueba en sitio de la Planta sea atestiguada por ó a través de un representante de PEP. El contratista entregará el reporte por escrito de la prueba y no será hasta que el representante de PEP la haya aceptado cuando se inicie la puesta en marcha.

14.2. PRUEBAS Las pruebas OSAT de la planta, servirán para verificar el funcionamiento y la instalación propia de la Planta. Deben ser realizadas por el Contratista, destinando para estas actividades al personal que desarrolló



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el equipo, el cual debe conocer a detalle la funcionalidad de las partes integrantes del sistema y en que consiste cada una de las pruebas contenidas en el protocolo. Las pruebas deben llevarse a cabo sobre toda la PLANTA. Las pruebas se realizarán empleando el equipo idóneo, por lo que el contratista debe proporcionar toda la asistencia técnica y cubrirá como mínimo los siguientes puntos:

Las pruebas deben ser diseñadas para demostrar que la PLANTA, desempeñe óptimamente todas las funciones especificadas.

Debe realizarse una simulación estática y/o dinámica de las entradas y salidas, para probar satisfactoriamente la operación de la PLANTA.

Antes de realizarse cualquier tipo de prueba a la PLANTA, en presencia del personal de PEMEX -Exploración y Producción (PEP), es requisito indispensable que el contratista haya ejecutado previamente con éxito una prueba del equipo y servicios a ser demostrados, de la cual enviará un reporte por escrito a PEP. La PLANTA debe estar sujeta a diversos niveles y grados de pruebas durante las fases de instalación y arranque. PEP se reserva el derecho para presenciar y participar en alguna o todas las pruebas que se realicen. Todas las pruebas a testificar deben ser establecidas de común acuerdo entre el Contratista y PEP de acuerdo con el programa de actividades del proyecto. PEP debe ser notificado por escrito al menos un mes antes del inicio de todas las pruebas testificables. El contratista debe considerar en su propuesta el material, refacciones, herramienta, equipo y personal necesario para la puesta en servicio de la PLANTA. 15. ACEPTACIÓN

La aceptación de la PLANTA tendrá lugar cuando PEP, a su entera satisfacción, de por escrito la aprobación de las pruebas OSAT durante el periodo de tiempo que haya establecido. Es responsabilidad del contratista dejar operando la PLANTA durante el periodo de prueba. 16. INSPECCIÓN Los inspectores de PEMEX – Exploración y Producción (PEP) deben tener acceso libre a todos los equipos utilizados en la fabricación y pruebas de la PLANTA; a dichos inspectores se les debe proporcionar una oficina apropiada durante sus visitas de inspección, si así se requiere los inspectores deben tener acceso a todo el aseguramiento de calidad y otros registros que documenten el diseño, fabricación y pruebas de la Planta. La toma de fotografías o video debe ser permitida durante este tiempo, para registrar el avance de la fabricación.



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17. CAPACITACION

El Contratista debe considerar la impartición de un (1) curso de capacitación teórico-práctico. El curso de capacitación al personal técnico de PEP, debe tener las siguientes características: A) Enfocado a la operación, mantenimiento, calibración de componentes y los sistemas de control de

los equipos y sistemas auxiliares de la Planta, contemplando las áreas de proceso, mecánica, eléctrica, instrumentación y control, dirigido a operadores y personal técnico de mantenimiento.

B) La duración de cada curso debe ser de 80 hrs (8 hrs Diarias), 10 personas. Se deben considerar

para el curso 40 horas de teoría y 40 horas de práctica. El curso práctico debe estructurase de tal manera que contemple en su desarrollo el entrenamiento frente al equipo ofertado.

C) Los instructores que impartirán el curso deben ser especialistas en las áreas respectivas. El

contratista debe entregar la documentación necesaria que avale la capacidad y experiencia de los instructores propuestos, para desempeñarse como tales y cubrir los programas de entrenamiento de acuerdo al alcance especificado, considerando una experiencia mínima de 5 cursos impartidos en la especialidad correspondiente por cada instructor asignado.

D) El costo de transportación y almacenaje de todo el material, equipo y herramienta utilizado para los

cursos es responsabilidad del contratista. E) El curso debe ser impartido en idioma español. F) Todos los materiales, equipo didáctico y manuales tales como computadoras personales, software,

hardware, proyectores y notas deben ser suministrados por el contratista, siendo su responsabilidad la transportación y almacenamiento de los mismos.

G) Cada participante debe recibir un paquete completo de todo el material a utilizar en el curso el cual

debe estar en idioma español. No se aceptara otro idioma. H) El contratista debe enviar a PEP con treinta (30) días antes del inicio del curso el temario detallado

del curso. Si el contratista no cumple con lo especificado en los puntos indicados anteriormente, debe reponer el curso en forma total, o si a juicio de PEP el instructor no satisface las expectativas esperadas, el contratista debe sustituirlo a satisfacción de PEP, en un máximo de 24 horas. El contratista será responsable por los gastos que se generen por este retraso. La capacitación debe incluir por lo menos los siguientes temas:

I. Configuración y programas de desarrollo específico. II. Mantenimiento. III. Simulación de fallas. IV. Operación del sistema integral.



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18. NORMAS, CÓDIGOS Y ESPECIFICACIONES.

Debe observarse la aplicación de la última edición de la siguiente normatividad y de aquella a la cual se haga referencia en su contenido:

NORMAS OFICIALES DESCRIPCIÓN

NOM-008-SECRE-1999 CONTROL DE LA CORROSIÓN EXTERNA EN TUBERÍAS DE ACERO ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS.

NOM 001 ECOL 1996 ESTABLECE LOS LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES DE CONTAMINANTES EN LAS DESCARGAS DE AGUAS RESIDUALES EN AGUAS Y BIENES NACIONALES.

NOM-001-SEMARNAT-1996 LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES DE CONTAMINANTES EN LAS DESCARGAS RESIDUALES EN AGUAS Y BIENES NACIONALES.

NOM-041-SEMARNAT-2006

LÍMITES MAXIMOS PERMISIBLES DE EMISION DE GASES CONTAMINANTES, PROVENIENTES DEL ESCAPE DE VEHICULOS AUTOMOTORES EN CIRCULACION QUE USAN GASOLINA COMO COMBUSTIBLE.

NOM-045-SEMARNAT-1996 NIVEL MAXIMO PERMISIBLE DE OPACIDAD DEL HUMO PROVENIENTE DEL TUBO DE ESCAPE DE VEHICULOS AUTOMOTORES EN CIRCULACION QUE UTILIZAN DIESEL COMO COMBUSTIBLE.

NOM-052-SEMARNAT-2005 QUE ESTABLECE LAS CARACTERÍSTICAS, EL PROCEDIMIENTO DE IDENTIFICACIÓN Y LOS LISTADOS DE LOS RESIDUOS PELIGROSOS.

NOM-053-SEMARNAT-1993 PROCEDIMIENTO PARA LLEVAR A CABO LA PRUEBA DE EXTRACCION PARA DETERMINAR LOS CONSTITUYENTES QUE HACEN A UN RESIDUO PELIGROSO POR SU TOXICIDAD AL AMBIENTE(ACUERDO DNV.AC.019).


PROTECCIÓN AMBIENTAL - ESPECIES NATIVAS DE MÉXICO DE FLORA Y FAUNA SILVESTRES - CATEGORÍAS DE RIESGO Y ESPECIFICACIONES PARA SU INCLUSIÓN, EXCLUSIÓN O CAMBIO - LISTA DE ESPECIES EN RIESGO.

NOM-081-SEMARNAT-1994 LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES DE EMISION DE RUIDO DE LAS FUENTES FIJAS Y SU METODO DE MEDICION.


ESPECIFICACIONES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL PARA LA INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO MAYOR DE LOS SISTEMAS PARA EL TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS Y PETRO QUÍMICOS EN ESTADO LIQUIDO Y GASEOSO, QUE SE REALICEN EN DERECHOS DE VÍA TERRESTRES EXISTENTES, UBICADOS EN ZONAS AGRÍCOLAS, GANADERAS Y ERITALES

NOM-001-STPS-2008 EDIFICIOS, LOCALES, INSTALACIONES Y ÁREAS EN LOS CENTROS DE TRABAJO-CONDICIONES DE SEGURIDAD.

NOM-002-STPS-2000 CONDICIONES DE SEGURIDAD, PREVENCIÓN, PROTECCIÓN Y COMBATE DE INCENDIOS EN LOS CENTROS DE TRABAJO.

NOM-011-STPS-2001 CONDICIONES DE SEGURIDAD E HIGIENE EN LOS CENTROS DE TRABAJO DONDE SE GENERE RUIDO

NOM-017-STPS-2008 EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL-SELECCIÓN, USO Y MANEJO EN LOS CENTROS DE TRABAJO.



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NOM-018-STPS-2000 SISTEMA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y COMUNICACIÓN DE PELIGRO Y RIESGOS POR SUBSTANCIAS QUÍMICAS PELIGROSAS EN LOS CENTROS DE TRABAJO.

NOM-020-STPS-2002 RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN Y CALDERAS-FUNCIONAMIENTO-CONDICIONES DE SEGURIDAD

NOM-025-STPS-2008 CONDICIONES DE ILUMINACIÓN EN LOS CENTROS DE TRABAJO.

NOM-026-STPS-2008 COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE E IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POR FLUIDOS CONDUCIDOS EN TUBERÍAS

NOM-027-STPS-2008 ACTIVIDADES DE SOLDADURA Y CORTE CONDICIONES DE SEGURIDAD E HIGIENE

NOM-028-STPS-2004 ORGANIZACIÓN DEL TRABAJO- SEGURIDAD EN LOS PROCESOS DE SUSTANCIAS QUIMICAS.

NOM-001-SEDE-2005 INSTALACIONES ELÉCTRICAS (UTILIZACION).

NOM-093-SCFI-1994 VÁLVULAS DE RELEVO DE PRESIÓN (SEGURIDAD, SEGURIDAD-ALIVIO Y ALIVIO) OPERADAS POR RESORTE Y PILOTO; FABRICADAS DE ACERO Y BRONCE.

NMX-CC-011-1992 CRITERIOS GENERALES PARA LOS ORGANISMOS DE CERTIFICACIÓN DE PERSONAL.

NMX-B-011-1987 MÉTODO DE INSPECCIÓN ULTRASÓNICA DE TUBOS METÁLICOS.

NMX-B-012-1987 MÉTODO DE INSPECCIÓN ULTRASÓNICA PARA SOLDADURA LONGITUDINAL O HELICOIDAL DE TUBOS SOLDADOS.

NMX-B-465-1988 INSPECCIÓN ULTRASÓNICA POR EL MÉTODO DE CONTACTO PULSO –ECO – HAZ RECTO.

NMX-B-133/01-1988 MÉTODOS DE INSPECCIÓN CON LÍQUIDOS PENETRANTES.

NMX-B-133/02-1976 MÉTODOS DE INSPECCIÓN CON LÍQUIDOS PENETRANTES (PRUEBA DE FUGAS).

NMX-H-125-1989 VÁLVULAS DE ACERO FUNDIDO TIPO COMPUERTA Y MACHO LUBRICADO.

NMX-H-085-1982 VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIO – TERMINOLOGÍA

NORMAS DE REFERENCIA DESCRIPCIÓN

NRF-001-PEMEX-2007 TUBERIAS DE ACERO PARA LA RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.

NRF-004-PEMEX-2003 PROTECCIÓN CON RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS A INSTALACIONES SUPERFICIALES DE DUCTOS.

NRF-005-PEMEX-2009 PROTECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON INHIBIDORES

NRF-009-PEMEX-2004 IDENTIFICACIÓN DE PRODUCTOS TRANSPORTADOS POR TUBERÍAS O CONTENIDOS EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO.

NRF-010-PEMEX-2004 ESPACIAMIENTOS MÍNIMOS Y CRITERIOS PARA LA DISTRIBUCIÓN DE INSTALACIONES INDUSTRIALES EN CENTROS DE TRABAJO DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS.

NRF-018-PEMEX-2007 ESTUDIOS DE RIESGO

NRF-019-PEMEX-2008 PROTECCIÓN CONTRA INCENDIO EN CUARTOS DE CONTROL QUE CONTIENEN EQUIPO ELECTRONICO.

NRF-026-PEMEX-2008 PROTECCION CON RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS PARA TUBERÍAS ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS.

NRF-027-PEMEX-2009 ESPÁRRAGOS Y TORNILLOS DE ACERO DE ALEACIÓN Y ACERO INOXIDABLE PARA SERVICIOS DE ALTA Y BAJA TEMPERATURA.



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NRF-030-PEMEX-2009 DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS TERRESTRES PARA TRANSPORTE Y RECOLECCION DE HIDROCARBUROS.

NRF-031-PEMEX-2007 SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADORES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.

NRF-032-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE MATERIALES.

NRF-033-PEMEX-2003 LASTRE DE CONCRETO PARA TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN

NRF-035-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES.-INSTALACIÓN Y PRUEBAS

NRF-036-PEMEX-2003 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO.

NRF-045-PEMEX-2009 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE INTEGRIDAD DE SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD.

NRF-046-PEMEX-2003 PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL

NRF-047-PEMEX-2007 DISEÑO, INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA

NRF-048-PEMEX-2007 DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

NRF-050-PEMEX-2007 BOMBAS CENTRIFUGAS.

NRF-053-PEMEX-2006 SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA A BASE DE RECUBRIMIENTOS PARA INSTALACIONES SUPERFICIALES.

NRF-060-PEMEX-2006 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS

NRF-083-PEMEX-2004 SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA

NRF-102-PEMEX-2005 SISTEMAS FIJOS DE EXTINCIÓN A BASE DE BIÓXIDO DE CARBONO.

NRF-105-PEMEX-2005 SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL.

NRF-107-PEMEX-2004 MODELOS ELECTRÓNICOS BIDIMENSIONALES Y TRIDIMENSIONALES INTELIGENTES PARA INSTALACIONES.

NRF-113-PEMEX-2007 DISEÑO DE TANQUES ATMOSFERICOS

NRF-128-PEMEX-2007 REDES DE AGUA CONTRA INCENDIO EN INSTALACIONES INDUSTRIALES TERRESTRES. CONSTRUCCIÓN Y PRUEBAS.

NRF-140-PEMEX-2007 SISTEMAS DE DRENAJES NRF-148-PEMEX-2005 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN PARA TEMPERATURA

NRF-150-PEMEX-2005 PRUEBAS HIDROSTÁTICAS DE TUBERÍAS Y EQUIPOS

NRF-152-PEMEX-2006 ACTUADORES PARA VÁLVULAS

NRF-162-PEMEX-2006 PLACAS DE ORIFICIO CONCÉNTRICAS

NRF-163-PEMEX-2006 VÁLVULAS DE CONTROL CON ACTUADOR TIPO NEUMÁTICO

NRF-164-PEMEX-2006 MANÓMETROS

NRF-184-PEMEX-2007 SISTEMAS DE GAS Y FUEGO: CEP

NRF-204-PEMEX-2008 VÁLVULAS DE BLOQUE DE EMERGENCIA

NRF-205-PEMEX-2007 SISTEMA DE GAS Y FUEGO: TABLEROS DE SEGURIDAD

NRF-210-PEMEX-2008 SISTEMA DE GAS Y FUEGO: DETECCIÓN Y ALARMAS

NRF-217-PEMEX-2009 ANALIZADORES CONTINUOS DE HUMEDAD EN LÍNEA PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y/O GASEOSOS

NRF-226-PEMEX-2009 DESPLEGADOS GRÁFICOS Y BASE DE DATOS DEL SISTEMA DIGITAL DEL MONITOREO Y CONTROL DE PROCESOS



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NORMAS PEMEX DESCRIPCIÒN

0.3.0.03 ACCESO DE PERSONAS A INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS.

0.3.0.04

TRANSITO DE VEHÍCULOS EN INSTALACIONES ADMINISTRATIVAS Y DE SERVICIO DE PETRÓLEOS MEXICANOS. REGLAMENTO FEDERAL DE SEGURIDAD, HIGIENE Y MEDIO AMBIENTE DE TRABAJO Y NORMAS OFICIALES MEXICANAS APLICABLES. REGLAMENTO DE SEGURIDAD E HIGIENE DE PETRÓLEOS MEXICANOS.

2.370.01 CRITERIOS Y RECOMENDACIONES DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS DE PROCESO

2.411.01 SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVA A BASE DE RECUBRIMIENTOS

2.0421.01 SISTEMA DE TUBERÍAS DE TRANSPORTE Y RECOLECCION DE HIDROCARBUROS

3.101.01 DESMONTES PARA CAMINOS (3A. EDICIÓN)

3.102.01 TRAZOS Y NIVELES

3.104.03 PRESTAMOS PARA CAMINOS (3A. EDICIÓN)

3.104.04 TERRAPLENES PARA CAMINOS (3A. EDICIÓN)

3.104.09 CLASIFICACIÓN DE MATERIALES PARA EL PAGO DE EXCAVACIONES

3.108.01 TRAZOS Y NIVELES

3.106.01 ACARREOS PARA TERRACERIAS (3A. EDICIÓN)

3.110.01 MORTEROS

3.111.01 MAMPOSTERÍAS DE TERCERA

3.112.01 ELABORACIÓN, TRANSPORTE, COLOCACIÓN, COMPACTACIÓN, ACABADO Y CURADO DE CONCRETO

3.112.02 CONCRETO Y MORTEROS ESPECIALES PARA CIMENTACIONES.

3.112.04 CIMBRA PARA CONCRETO.

3.113.01 ACERO DE REFUERZO EN CONCRETO.

3.115.04 CIMENTACIONES, ADEMES Y ATAGUIAS

3.120.01 DESMONTE

3.121.02 EXCAVACIONES

3.121.04 RELLENOS DE EXCAVACIONES

3.121.04 RELLENOS

3.121.07 ACARREOS

3.121.08 CLASIFICACIÓN DE MATERIALES PARA PAGO DE EXCAVACIONES

3.123.03 CONSTRUCCIÓN DE PAVIMENTOS DE CONCRETO

3.123.05 BANQUETAS Y GUARNICIONES

3.135.01 CIMBRAS DE CONCRETO

3.135.02 ELABORACIÓN Y CONTROL DE CONCRETO EN OBRA

3.135.03 ACERO DE REFUERZO PARA CONCRETO, REQUISITOS CONSTRUCTIVOS

3.151.01 MORTEROS Y APLANADOS

3.151.03 MUROS, DALAS Y CASTILLOS

3.403.01 COLORES Y LETREROS PARA IDENTIFICACIÓN DE INSTALACIONES Y EQUIPO DE TRANSPORTE

3.411.01 APLICACIÓN E INSPECCIÓN DE RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

4.112.01 CEMENTOS HIDRÁULICOS REQUISITOS DE CALIDAD

4.112.03 PRUEBAS DE COMPACTACIÓN



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4.120.00 CLASIFICACIÓN AWS DE METALES DE APORTE EN SOLDADURA. RECOMENDACIONES DE USO.

4.137.01 CEMENTOS HIDRÁULICOS

4.137.02 AGREGADOS PARA CONCRETO

4.137.03 ACERO DE REFUERZO PARA CONCRETO

4.137.04 AGUA PARA ELABORAR CONCRETO

4.411.01 RECUBRIMIENTO PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

5.132.01 RECUBRIMIENTOS PARA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA, MUESTREO Y PRUEBA

P.2.0716.01_2002 DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS TERRESTRES PARA TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS

P.3.135.07 LASTRE DE CONCRETO PARA TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN

P.2.0000.03 AUTOMATIZACIÓN DE INSTALACIONES DE PROCESO. NORMATIVIDAD TÉCNICA

PEP-RAT-001 RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO EXTERNO PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN TERRESTRE.

T-101 REQUISITOS GENERALES DE DISEÑO PARA TUBERIA DE PROCESO Y SERVICIOS AUXILIARES.

T-105 DIBUJOS DE ESTANDARES PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS.

CID-NOR-N-SI-0001 REQUISITOS MINIMOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCION, OPERACIÓN MANTENIMIENTO E INSPECCCION DE DUCTOS DE TRANSPORTE

NORMAS, ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS NACIONALES.

NMX-B-482-1991 CAPACITACIÓN, CALIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE PERSONAL DE ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS

NSPM NORMAS DE SEGURIDAD DE PETROLEOS MEXICANOS

NTIE-81 NORMAS TECNICAS PARA INSTALACIONES ELECTRICAS

REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS.

NORMAS Y CÓDIGOS INTERNACIONALES (2)

ASME B16.5 U.S.A.S. PARA BRIDAS Y CONEXIONES BRIDADAS

ASME B31.3 PROCESS PIPING.

ASME B31.4 PIPELINE TRANSPORTATION SYSTEMS FOR LIQUID HYDROCARBONS AND OTHER LIQUIDS

ASME B31.8 GAS TRANSMISSION AND DISTRIBUTION PIPING SYSTEMS

API 5L SPECIFICATION FOR LINE PIPE

API-SPC-5LD SPECIFICATION FOR CRACLAD OR LINED STEEL PIPE.

API 6D SPECIFICATION FOR PIPE LINE VALVES (GATE, PLUG, BALL AND CHECK VALVES)

API-ESTÁNDAR 5 LX API SPECIFIC FOR HIGH TEST LINE PIPE.

API-ESTÁNDAR 5 L API SPECIFIC FOR LINE PIPE

API-STD-5B SPECIFICATION FOR THREADING, GAUGING, AND THREAD INSPECTION OF CASING, TUBING, AND LINE PIPE THREADS (U.S. CUSTOMARY UNITS).

API RP 5L8 INSPECCIÓN EN CAMPO DE TUBERÍA DE LÍNEA NUEVA.

API-1104 ESTÁNDAR PARA SOLDADURAS DE LÍNEAS DE TUBERÍAS E INSTALACIONES

API-RP-1102 STEEL PIPELINES CROSSING RAILROADS AND HIGHWAYS

ISO 9001 DESIGN AND DEVELOPMENT, PRODUCTION, INSTALLATION, AND SERVICES.



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NACE-RP-0169-92 CONTROL OF EXTERNAL CORROSION OF SUMERGED METALLIC PIPING SYSTEMS.

NACE-MR0175 SULFIED STRESS CRACKING RESISTAN METALLIC MATERIAL FOR OIL FIELD EQUIPMENT.

(1) Se debe considerar y utilizar la última revisión en el momento de llevarse acabo la licitación.

planta de separacion de co2 - pep.pemex. · pdf filebombeo neumático (2.59 mmpcd) y el...

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