Número de documento NRF-060-PEMEX-2012 14 de julio de 2012 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS PÁGINA 1 DE 30 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Esta Norma cancela y sustituye a la NRF-060-PEMEX-2006 del 14 de septiembre del 2006 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 2 DE 30 HOJA DE APROBACIÓN Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la Sesión extraordinaria 01-12, celebrada el 27 de abril de 2012. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 3 DE 30 CONTENIDO CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 5 1. OBJETIVO .................................................................................................................................................. 5 2. ALCANCE................................................................................................................................................... 6 3. CAMPO DE APLICACIÓN ......................................................................................................................... 6 4. ACTUALIZACIÓN ...................................................................................................................................... 6 5. REFERENCIAS .......................................................................................................................................... 6 6. DEFINICIONES .......................................................................................................................................... 7 7. ABREVIATURAS ....................................................................................................................................... 8 8. DESARROLLO .......................................................................................................................................... 9 8.1 Requerimientos generales del servicio de inspección ................................................................... 9 8.1.1 Tecnologías de inspección interna de ductos ................................................................. 10 8.1.2 Metodología para la inspección interna de ductos.......................................................... 10 8.1.3 Requerimientos para el desarrollo de las corridas de inspección .................................. 10 8.1.4 Requerimientos específicos del servicio ......................................................................... 11 8.1.5 Requerimientos previos a la inspección.......................................................................... 11 8.1.6 Requerimientos durante la inspección ............................................................................ 12 8.1.7 Requerimientos posteriores a la inspección ................................................................... 13 8.2 Información que debe entregar PEMEX ...................................................................................... 13 8.3 Información y documentación que debe entregar el licitante o contratista en idioma español ... 14 8.3.1 Información mínima que debe entregar el licitante en el proceso de licitación .............. 14 8.3.2 Información mínima que debe entregar el contratista antes de la inspección con equipo instrumentado.................................................................................................................. 14 8.3.3 Información mínima que debe entregar el contratista después de la inspección con equipo instrumentado ...................................................................................................... 14 8.3.4 Elaboración de informes.................................................................................................. 15 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 4 DE 30 CONTENIDO CAPÍTULO 8.4 9. PÁGINA Verificación y validación ............................................................................................................... 16 8.4.1 Verificación de resultados ............................................................................................... 16 8.4.2 Validación de resultados ................................................................................................. 17 8.5 Criterios de aceptación ................................................................................................................ 17 8.6 Seguridad industrial y protección ambiental. ............................................................................... 17 8.7 Memoria de cálculo ...................................................................................................................... 17 RESPONSABILIDADES ............................................................................................................ 18 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios ........................................................................ 18 9. 2 Licitante o contratista ................................................................................................................... 18 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES ....................................... 18 11. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................ 18 12. ANEXOS ................................................................................................................................................... 19 Anexo A Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado ..................... 19 Anexo B Precisión mínima requerida para los equipos de inspección ............................................... 22 Anexo C Actividades para el pateo y recibo del equipo de inspección .............................................. 27 Anexo D Datos para el reporte de indicaciones y características de una inspección con equipo instrumentado ....................................................................................................................... 28 Anexo E Criterios de interacción de indicaciones ............................................................................... 29 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 0. INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 5 DE 30 INTRODUCCIÓN La inspección interior de ductos de acero al carbono que se realiza en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios es por medio de equipo instrumentado, que constituye una herramienta para obtener la información de su estado físico que permite conocer y administrar su integridad. Mediante las técnicas de fuga de flujo magnético o ultrasonido se pueden detectar y dimensionar indicaciones internas, externas o en la pared de un ducto en toda su longitud y circunferencia. Esto contribuye a la confiabilidad y seguridad del sistema de transporte de hidrocarburos por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a: • • • • • • • • La Ley Federal sobre Metrología y Normalización. La Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. La Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Políticas, Bases y Lineamientos Generales de Suministros en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios para Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Participaron en su elaboración: PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Petroquímica PEMEX-Refinación Petróleos Mexicanos Instituto Mexicano del Petróleo Instituto Politécnico Nacional Pipeway International de México Eutotec, S.A. de C.V. Weatherford de México, S.A. de C.V. PII de México, S.A. de C.V. NDT Systems & Services de México, S. A. de C.V. Compañía Mexicana de Exploraciones, S. A de C. V. 1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales para la contratación del servicio de inspección de ductos, mediante la utilización de equipos instrumentados. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 2. INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 6 DE 30 ALCANCE Esta Norma de Referencia establece los requisitos para la contratación del servicio de inspección interior mediante equipos instrumentados, en ductos de transporte y recolección de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos, fabricados de acero al carbono. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-060-PEMEX-2006. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios de inspección, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: Licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el contratista o licitante. 4. ACTUALIZACIÓN Esta Norma de Referencia 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, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse al: Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación Avenida Marina Nacional No. 329, Edificio B-2, 2° piso Col. Petróleos Mexicanos, México D.F., C.P. 11311 Teléfono directo: 19 44 86 28 ó 19 44 80 41 Conmutador: 19 44 25 00 ext. 53 107 ó 53 108 Correo electrónico: analvarezm@ref.pemex.com 5. REFERENCIAS 5.1 NOM-027-SESH-2010 Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de Hidrocarburos. 5.2 NRF-030-PEMEX-2009 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 7 DE 30 6. DEFINICIONES 6.1 Abolladura: Depresión en la superficie del ducto. 6.2 Autopropulsado: Es el equipo instrumentado que se desplaza autónomamente sin necesidad de flujo o presión, con cordón umbilical. 6.3 Anomalía: Una indicación detectada por los equipos instrumentados que a partir de esta NRF se le asignará una clasificación. 6.4 Campo magnético: Campo de fuerzas de atracción ferromagnética creado por magnetos o imanes. 6.5 Característica: Cualquier descripción física del ducto (grado, espesor de pared, proceso de manufactura) o de una anomalía (tipo, tamaño y forma). 6.6 Cordón umbilical: Componente mecánico electrónico de longitud limitada, que se utiliza para inspección interior con equipos instrumentados autopropulsados y que sirve para proporcionar energía, controlar el equipo, como medio de rescate en caso de atoramiento y la obtención de datos en tiempo real. 6.7 Corrosión: Es el deterioro de un material metálico, que resulta de una reacción electroquímica en su interacción con el medio ambiente. 6.8 Defecto: Una anomalía examinada físicamente con dimensiones o características que exceden los límites de aceptación. 6.9 Deformación: Un cambio que afecta la redondez de la sección transversal o recta del ducto. 6.10 Encamisado: Cilindro que rodea la tubería, instalado con el fin de proteger el ducto de daños externos. 6.11 Equipo: Dispositivo mecánico con libertad de movimiento lineal que es insertado en el ducto en operación para realizar funciones de limpieza e inspección, en forma autónoma a lo largo de su trayectoria. 6.12 Equipo de limpieza: Dispositivo mecánico que se utiliza para la remoción de sedimentos y depósitos de impurezas semisólidas adheridos a la superficie interior del ducto. 6.13 Equipo geómetra: Dispositivo mecánico electrónico que se utiliza para la medición de las variaciones geométricas de la sección transversal a todo lo largo de la trayectoria del ducto. 6.14 Equipo geoposicionador: Dispositivo mecánico electrónico que nos permite conocer la ubicación de la trayectoria del ducto en planta y perfil, mediante coordenadas geográficas, a través de un equipo de navegación inercial. 6.15 Equipo instrumentado: Dispositivo mecánico electrónico que permite la colecta de datos en todo el perímetro interno/externo y en la trayectoria total del ducto, inspecciona con procedimientos no destructivos la pared de la tubería para determinar el estado físico del mismo. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 8 DE 30 6.16 Flujo Magnético o Fuga de Flujo Magnético (MFL): Es un tipo de tecnología de inspección en línea en el que un campo magnético es inducido en la pared del ducto entre dos polos de un magneto. Las indicaciones afectan la distribución del flujo magnético en la pared. La dispersión de la fuga de flujo magnético es usada para detectar y caracterizar las indicaciones. 6.17 Grieta: Discontinuidad que se presenta como una abertura en el material, que es detectada con pruebas no destructivas. 6.18 Indicación: Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. Puede o no ser un defecto. 6.19 Instalaciones superficiales: Porción del ducto no enterrado utilizado en válvulas troncales, válvulas de seccionamiento entre otros. En ductos marinos es la porción del ducto que esta por arriba de la superficie del mar. 6.20 Laminación: Separación interna del metal, que generalmente produce capas paralelas a la superficie. 6.21 Muesca: Ranura, entalladura, ralladura o talladura. Pérdida de material en la pared de la tubería producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo. 6.22 Objeto metálico: Materiales metálicos en contacto con la pared exterior de la tubería. 6.23 Pateo: Maniobra operativa en la trampa de envío, para dar inicio a la corrida de los equipos. 6.24 Presión Máxima Permisible de Operación (PMPO): Es la presión máxima a la que un ducto o segmento puede ser operado. 6.25 Probabilidad de Detección (POD): Es la probabilidad de que una indicación sea detecta por un equipo de inspección interna. 6.26 Probabilidad de Identificación (POI): Es la probabilidad que el tipo de anomalía u otra indicación, una vez detectada, sea identificada correctamente (por ejemplo, pérdida de metal, abolladura). 6.27 Tramo o segmento del ducto: Longitud del ducto por inspeccionar con equipo comprendida entre las trampas de envío y recibo. 6.28 Trampa de envío y recibo: Dispositivo utilizado para fines de envío y recibo de equipos. 6.29 Ultrasonido: Tipo de tecnología cuyo principio es la emisión de pulsos u ondas de baja intensidad y alta frecuencia. Estos pulsos se generan mediante accesorios electromecánicos (tales como cristales piezoeléctricos). 6.30 Umbral de detección: Es una dimensión característica o dimensiones de una anomalía que debe ser excedida para alcanzar una probabilidad de detección establecida. 7. ABREVIATURAS API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 9 DE 30 ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos) ASNT American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas) MBPD Miles de Barriles de Petróleo Diario MFL Magnetic Flux Leakage (Fuga de Flujo Magnético) MMPCD Millones de Pies Cúbicos Diarios mph Millas por Hora NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión) NAD27 North American Datum of 1927 (Datum Norteamericano de 1927) NOM Norma Oficial Mexicana NRF Norma de Referencia PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios PMPO Presión Máxima Permisible de Operación POD Probability of Detection (Probabilidad de Detección) POI Probability of Identification (Probabilidad de Identificación) SSPA Seguridad, Salud y Protección Ambiental TDE Trampa de envío TDR Trampa de recibo UTM Universal Transverse Mercator (Universal Transversal de Mercator) WGS84 World Geodetic System of 1984 (Sistema Geodésico Mundial de 1984). 8. DESARROLLO 8.1 Requerimientos generales del servicio de inspección Se debe cumplir con los siguientes requisitos: a) b) c) Los objetivos y precisiones requeridas de la inspección. Las características físicas, operacionales del ducto y su infraestructura. Las capacidades, precisiones y limitaciones del equipo de inspección. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.1 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 10 DE 30 Tecnologías de inspección interna de ductos El siguiente listado de tecnologías permite la realización de los trabajos de inspección interna, la cual no limita la utilización de nuevas tecnologías. Su selección y empleo depende de las indicaciones a detectarse (Ver Tabla 4 de la NOM-027-SESH-2010). a) b) c) d) e) f) g) h) Flujo magnético: Equipo de resolución estándar. Flujo magnético: Equipo de alta resolución. Flujo magnético: Equipo de flujo transversal. Ultrasonido: Haz recto. Ultrasonido: Haz angular. Equipo geómetra. Equipo de geoposicionamiento o geoposicionador. Equipo de inspección autopropulsado con cordón umbilical. Los equipos asociados a estas tecnologías deben cumplir con: 1) 2) 3) 8.1.2 Los parámetros establecidos en el anexo B. Las Probabilidades de Detección (POD) con un Umbral de profundidad del 90%, y una tolerancia en profundidad, ancho y longitud del 80% de certidumbre para metal base, soldaduras circunferenciales y soldaduras longitudinales, las cuales deben ser establecidas en las bases de licitación conforme a la tecnología de inspección y condiciones operativas a las que se llevan a cabo. Las Probabilidades de Identificación (POI), con los siguientes rangos: POI > 90%, 50% ≤ POI ≤ 90% o POI < 50%, las cuales deben ser establecidas en las bases de licitación conforme a la tecnología de inspección y condiciones operativas a las que se llevan a cabo. Metodología para la inspección interna de ductos La metodología de inspección interna a la que se refiere esta NRF, está en función a las necesidades de detección requeridas por PEMEX, para localizar y caracterizar las siguientes indicaciones en toda la longitud del ducto: a) b) c) d) e) f) g) h) Pérdida de metal interna. Pérdida de metal externa. Grietas. Abolladuras. Laminaciones. Defectos de fabricación en el ducto. Instalaciones superficiales y sus accesorios. Presencia o contacto con objetos metálicos. La detección de estas indicaciones está en función de la tecnología a emplear y de las limitaciones de la misma. 8.1.3 Requerimientos para el desarrollo de las corridas de inspección El personal asignado por PEMEX, debe verificar que el técnico responsable de la corrida de inspección, cumpla con los procedimientos y especificaciones de los equipos propuestos por el licitante. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.4 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 11 DE 30 Requerimientos específicos del servicio Previo a la ejecución de los trabajos de inspección interna, PEMEX y el contratista deben verificar el cumplimiento de lo siguiente: a) b) c) d) 8.1.5 Las condiciones físicas y operacionales del ducto deben ser las establecidas en el anexo A. El equipo debe corresponder al especificado en la ficha técnica al que se refiere el inciso a) del numeral 8.3.1. El personal encargado de la corrida de inspección por parte del contratista, debe cumplir con los requisitos establecidos en ANSI/ASNT ILI-PQ-2005 o equivalente. El equipo, herramientas y personal del contratista, debe corresponder al que presentó durante el proceso licitatorio. Requerimientos previos a la inspección 8.1.5.1 Corridas de limpieza. El contratista debe realizar corridas con equipos de limpieza mecánica ó con productos químicos, conforme a lo que se establezca en las bases de licitación. Las corridas de limpieza deben cumplir con los requisitos siguientes: a) b) c) Los equipos a utilizar para llevar a cabo la limpieza interna de los ductos, deben cumplir con las especificaciones establecidas de acuerdo al tipo de producto que transporta el ducto. El contratista debe proporcionar el equipo de limpieza mecánica y/o química, que incluya los accesorios y materiales necesarios, tales como: producto químico, sistema de separación, filtrado y almacenamiento de residuos (en caso de requerirse), copas y/o discos, cepillos, magnetos, placas calibradoras, entre otros. Así como, la instrumentación para su localización de acuerdo a las condiciones operativas, longitud del tramo o segmento del ducto, mismos que deben tener la aprobación técnica por parte de PEMEX, como se establece en las bases de licitación. El contratista debe ser el responsable de determinar las corridas de limpieza necesarias, para asegurar una buena resolución del equipo instrumentado. Cada una de estas corridas debe ser solicitada por el contratista y autorizadas para su ejecución por PEMEX. 8.1.5.2 Corrida de equipo geómetra. Debe detectar y dimensionar indicaciones geométricas en la circunferencia de la tubería, restricciones de diámetro interno y radios de curvatura. Cuando se utilice previo a la corrida de un equipo instrumentado debe determinar la factibilidad del paso de otros equipos, de acuerdo a lo establecido en las bases de licitación. 8.1.5.3 Corridas para determinar la ubicación de los ductos. Cuando sea especificado en las bases de licitación, el contratista debe ubicar la trayectoria del ducto por medio de un sistema de navegación inercial para el posicionamiento global GPS, así como, giroscopios y acelerómetros que permitan la obtención del cambio angular X, Y, Z, y el registro de los cambios de velocidad, normalmente es una sección independiente que se corre junto con el equipo instrumentado. El “Datum” debe estar dado en coordenadas UTM WGS84 o NAD27. 8.1.5.4 Pruebas de funcionamiento del equipo. El contratista de acuerdo con su procedimiento, debe definir y documentar las medidas necesarias para preparar y validar el correcto funcionamiento del equipo de inspección antes de realizar la corrida. El contratista debe confirmar lo siguiente: a) b) c) Que la fuente de alimentación esté disponible y en condiciones de operación. Que todos los sensores, almacenamiento de datos, odómetros y otros sistemas mecánicos estén funcionando correctamente. Que el almacenamiento de datos esté disponible. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios d) e) INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 12 DE 30 Que todos los componentes del equipo de inspección sean inicializados correctamente. Que los dispositivos de protección del equipo estén funcionando correctamente. El contratista debe entregar a PEMEX los registros documentados de las pruebas anteriores. 8.1.5.5 Inspección visual de los componentes mecánicos y electrónicos del equipo. El contratista debe verificar visualmente que el equipo de inspección este seguro mecánicamente. Así mismo, debe revisar los dispositivos electrónicos para asegurar que están sellados y funcionen correctamente. 8.1.5.6 Localización del equipo mediante referencias. En forma conjunta PEMEX y el contratista deben establecer los lugares donde se deben colocar las referencias para poder detectar el paso del equipo. Para ductos terrestres, el contratista debe proporcionar y colocar en puntos conocidos sobre la superficie y trayectoria del ducto los indicadores superficiales. En ductos marinos y terrestres se deben identificar las referencias que PEMEX indique. 8.1.6 Requerimientos durante la inspección Se deben realizar conforme a procedimiento específico y protocolo establecido en el SSPA, todas las actividades necesarias desde el momento en que se coloca el equipo de inspección en la trampa de envío, hasta que se haya retirado de la trampa de recibo. Las corridas de inspección se deben realizar posteriores a los trabajos de limpieza del ducto. El anexo C describe las actividades genéricas para realizar el pateo y recibo del equipo de inspección. 8.1.6.1 Manejo y colocación del equipo en la trampa de envío. Las actividades para el manejo y colocación del equipo son responsabilidad del contratista, estas deben ser realizadas de acuerdo a su procedimiento particular, con el personal, equipos y herramientas propuestos en la licitación. Cuando aplique, el personal de PEMEX, debe realizar las maniobras necesarias para la apertura de la cubeta de acuerdo con los procedimientos de cada Organismo Subsidiario. El personal que PEMEX designe, debe verificar que las condiciones de seguridad sean observadas. 8.1.6.2 Pateo del equipo. PEMEX debe efectuar las maniobras para el pateo del equipo de acuerdo al procedimiento específico y protocolo establecido en el SSPA. El contratista debe confirmar mediante equipos electrónicos de localización de equipos instrumentados la salida del equipo de la trampa de envío hacia la línea regular. PEMEX debe monitorear y dar seguimiento a las condiciones operativas del ducto durante el desarrollo de la corrida, así como la manipulación de válvulas y maniobras operativas. 8.1.6.3 Seguimiento, detección y ubicación del equipo. El seguimiento, detección y ubicación de los equipos por medio de sus localizadores y las referencias instaladas y/o existentes durante la ejecución de la corrida, se debe efectuar conforme a los procedimientos del contratista, para lo cual debe proporcionar el personal, equipos y herramientas establecidos en la licitación. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 13 DE 30 8.1.6.4 Recepción, manejo y retiro del equipo en la trampa de recibo. En forma conjunta PEMEX y el contratista deben efectuar las actividades para el recibo del equipo de acuerdo al procedimiento específico y protocolo establecido en el SSPA. Todas las actividades para el manejo y retiro del equipo son responsabilidad del contratista, éstas deben ser realizadas de acuerdo a su procedimiento, con el personal, equipos y herramientas propuestos en la licitación. La manipulación de válvulas y maniobras operativas deben estar a cargo de personal de PEMEX. El personal que PEMEX designe, debe verificar que las condiciones de seguridad sean observadas. 8.1.7 Requerimientos posteriores a la inspección Se deben realizar actividades posteriores a la corrida de inspección, para validar la misma. Al término de la corrida y una vez que el equipo esté fuera de la cubeta de la trampa de recibo, el contratista debe verificar en campo: a) b) c) El estado de los sensores. El estado de accesorios electrónicos. Que el equipo llegue funcionando. 8.1.7.1 Información documental del funcionamiento del equipo. El contratista debe entregar a PEMEX la información documental para validar el funcionamiento del equipo y aceptabilidad de la corrida de inspección, el cual debe incluir como mínimo: a) b) c) d) e) f) g) Número y nombre del contrato. Fecha de corrida. Tipo de corrida efectuada. Ducto inspeccionado. Descripción y datos generales de la corrida de inspección. Evidencia fotográfica del envío y recibo. Conclusiones. En caso de que los datos recolectados en la corrida sean deficientes, el contratista debe informar como mínimo lo siguiente: a) b) c) d) Pérdida de datos en canales del sensor. Ruido del sensor. Inexactitud de la distancia. Variaciones en la velocidad. En base a la información anterior PEMEX tiene la facultad de dictaminar si se acepta o se rechaza la corrida de inspección, la que en caso de no ser aceptada, debe ser realizada nuevamente por el contratista. 8.2 Información que debe entregar PEMEX PEMEX debe proporcionar al contratista la información sobre las características físicas y condiciones de operación del ducto establecidas en el anexo A. Esta información se debe entregar durante el proceso de licitación, misma que debe ser cotejada con las especificaciones técnicas de los equipos propuestos. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 14 DE 30 8.3 Información y documentación que debe entregar el licitante o contratista en idioma español 8.3.1 Información mínima que debe entregar el licitante en el proceso de licitación a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) 8.3.1.1 a) b) c) d) e) f) Ficha técnica de los equipos propuestos para cada diámetro, la cual debe incluir como mínimo: tipo, dimensiones, peso, rangos de operación. Especificación técnica. Debe cumplir con el numeral 8.3.1.1. Historial de utilización del equipo. Procedimientos de pateo y recepción de cada uno de sus equipos. Procedimientos de validación de corridas. Procedimiento de elaboración de reportes finales de corridas de equipo. Procedimiento de elaboración de planos topográficos. Procedimiento de correlación de levantamiento topográfico contra información del equipo geoposicionador. Procedimiento de seguimiento de los equipos utilizando las referencias instaladas y/o existentes. Procedimiento para verificación de indicaciones. Documentos que avalen o respalden los requisitos que debe cumplir el personal, de acuerdo con el numeral 8.1.4. Especificación técnica del equipo de inspección propuesto. Esta debe incluir como mínimo: Tipos de indicaciones, componentes y características que el equipo debe detectar, identificar y dimensionar Umbral (es) y Probabilidad de Detección (POD) del equipo. Probabilidad de Identificación (POI) para cada tipo de indicación, componente, o características a detectar con el equipo. Precisión del dimensionamiento o caracterización para cada tipo y rango de indicaciones cubiertas por la especificación. Factores físicos y operacionales que limitan el Umbral de detección (POD y POI). Limitaciones geométricas del equipo para línea recta, codos y accesorios. 8.3.2 Información mínima que debe entregar el contratista antes de la inspección con equipo instrumentado. a) b) c) Informe de la corrida con equipo geómetra cuando aplique. Informe de visita a sitio de trampas e instalaciones. Información documental del funcionamiento del equipo establecida en el numeral 8.1.5.4. 8.3.3 Información mínima que debe entregar el contratista después de la inspección con equipo instrumentado. a) b) c) d) Reporte de aceptabilidad de la corrida con equipo instrumentado. Reporte preliminar de la inspección con equipo instrumentado. Reporte final de la inspección con equipo instrumentado. Informe de calibración vigente de los equipos a utilizar en la verificación de indicaciones. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.3.4 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 15 DE 30 Elaboración de informes 8.3.4.1 Generalidades. El contratista debe presentar a PEMEX informes de los resultados de las corridas de limpieza, geómetra e instrumentado, entregando un informe preliminar y un informe final de los resultados obtenidos de la inspección con equipo geómetra e instrumentado que incluya la memoria descriptiva de la corrida de inspección, los cuales deben ser por escrito, en archivo electrónico y en idioma español. El contratista debe proporcionar el software para la visualización, utilización e interpretación de la base de datos del reporte generado por las corridas del equipo geómetra e instrumentado, estos datos deben ser exportables y compatibles con los sistemas informáticos de PEMEX. Éste software debe tener la capacidad de filtrar la información para generar gráficas de distribución de indicaciones, de PMPO, hojas de excavación, entre otros y debe ser instalado en los equipos de cómputo que designe PEMEX. Cuando sea especificado en las bases de licitación, el personal especialista del contratista debe capacitar al personal de PEMEX en el uso de este software. Para efectos de estandarización, el contratista debe establecer para cada ducto, como punto de inicio la válvula de seccionamiento de la trampa de envío (km 0+000) y como punto final la válvula de seccionamiento de la trampa de recibo. 8.3.4.2 Informe de corridas de equipos de limpieza. El contratista debe elaborar un informe de cada una de las corridas de equipos de limpieza (discos, copas, imanes, cepillos y placas calibradoras) que se efectúen en el ducto, el cual debe incluir como mínimo lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h) i) Número y nombre del contrato. Fecha de corrida. Tipo de corrida efectuada. Ducto inspeccionado. Reseña y datos generales de la corrida de limpieza. Cantidad de sedimentos y tipo. Análisis físico-químico de los sedimentos cuando aplique. Evidencia fotográfica del envío y recibo. Conclusiones. 8.3.4.3 Informe de corrida de equipo geómetra. El contratista debe elaborar dos informes, uno preliminar y uno final de la inspección, los cuales deben incluir como mínimo lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h) i) Número y nombre del contrato. Fecha de corrida. Tipo de corrida efectuada. Ducto inspeccionado. Restricciones, cuando aplique. Perfil de velocidad. Reseña y datos generales de la corrida. Evidencia fotográfica del envío y recibo. Conclusiones. El informe de la corrida con equipo geómetra debe establecer la aceptabilidad de la corrida, para continuar con la corrida del equipo instrumentado. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 16 DE 30 8.3.4.4 Informes de la inspección con equipo instrumentado. El contratista debe entregar a PEMEX un informe preliminar y un informe final de la corrida del equipo instrumentado, los tiempos de entrega deben establecerse en las bases de licitación. 8.3.4.4.1 Informe preliminar de la corrida del equipo instrumentado. El informe preliminar de la corrida del equipo de inspección, se debe elaborar en función del tipo de tecnología utilizada e incluir como mínimo lo siguiente: a) b) c) Información general de la corrida del equipo instrumentado. Gráficas individuales de: velocidad, magnetización y rotación con sus parámetros, según aplique. Listado de indicaciones más significativas de acuerdo a lo establecido en las bases de licitación, que incluyan: gráfico de localización de la indicación y de soldaduras de referencia. 8.3.4.4.2 Informe final de la corrida del equipo instrumentado. El informe final de la corrida del equipo instrumentado debe cumplir con el tipo de tecnología utilizada e incluir como mínimo lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h) Información detallada de la corrida de inspección. Resumen de indicaciones detectadas y clasificadas en la corrida de inspección. Resumen de las restricciones más relevantes: Abolladuras, ovalidades, aplastamientos, exceso de penetración, entre otros, incluye: gráfico de localización de restricción y soldaduras de referencia. Resumen de indicaciones más significativas, tales como: Pérdidas de metal externas o internas, laminaciones, grietas, entre otros, incluye: gráfico de localización de la indicación y soldaduras de referencia. Gráficas de: Profundidad por pérdida de metal, horario técnico por pérdida de metal, PMPO por pérdida de metal, histograma basado en profundidad, histograma basado en PMPO, velocidad del equipo, nivel de magnetización del equipo, rotación del equipo, entre otros. Listado de indicaciones y características (válvulas, derivaciones, interconexiones, curvas, envolventes, encamisados, abrazaderas, objetos metálicos, reparaciones, soldaduras, marcadores, entre otros). Los datos a utilizar para estas indicaciones y características deben ser los listados en el anexo D. Para los tipos de indicaciones a reportar, referirse a la Tabla 4. (Equipo utilizado en inspección interna y detección de indicaciones) de la NOM-027-SESH-2010 y a los requerimientos adicionales establecidos en las bases de licitación. Los criterios de interacción de indicaciones deben ser los establecidos en al anexo E. 8.3.4.4.3 Planos de trazo y perfil del ducto. Cuando sea especificado en las bases de licitación el contratista debe entregar por cada ducto inspeccionado, los juegos de planos impresos y en archivo electrónico. 8.4 Verificación y validación 8.4.1 Verificación de resultados Las verificaciones de las indicaciones se deben hacer con una medición directa, en presencia del personal que designe PEMEX, de conformidad con el informe de la inspección. PEMEX debe definir las indicaciones a verificar de cuando menos tres o las establecidas en las bases de licitación de acuerdo con su criticidad, disponibilidad de acceso y logística, entre otros. Asimismo, se deben realizar según la última edición autorizada del procedimiento aplicable. El formato para el reporte de verificación de indicaciones debe ser aprobado por PEMEX, el cual debe contener un croquis y tabla donde se observe el comparativo entre el reporte de resultados de la inspección y la verificación de la indicación. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 17 DE 30 El personal del contratista que realice las verificaciones debe estar calificado y avalado en su especialidad de acuerdo a ASNT SNT-TC-1A o equivalente. La etapa del proceso para realizar la verificación de las indicaciones, debe ser establecida en las bases de licitación. El contratista debe documentar cualquier inconsistencia entre los resultados reportados de la inspección y las correlaciones de campo que se encuentren fuera de la especificación de inspección. Deben identificarse las fuentes de las inconsistencias entre PEMEX y el contratista y realizar el reproceso de análisis de datos. 8.4.2 Validación de resultados 8.4.2.1 Proceso de validación. Se debe llevar a cabo un proceso de validación para todas las inspecciones, el cual debe ser realizado por el contratista, de acuerdo a lo establecido en el numeral 8.4.1 y 8.5. 8.5 Criterios de aceptación PEMEX debe aplicar los criterios de acepción establecidos en las bases de licitación y el contrato para validación de la inspección con equipo instrumentado, los cuales deben incluir como mínimo lo siguiente: a) b) Los resultados reportados deben ser verificados por comparaciones con los resultados de campo, y para ser aceptados, deben cumplir con las tolerancias, confiabilidad y Umbrales de detección del equipo instrumentado, en caso de no ser factible la verificación, se puede recurrir a las mediciones de campo históricas, previa autorización de PEMEX. Cualquier discrepancia entre el reporte de resultados de la inspección y la verificación de indicaciones que estén fuera de las especificaciones de desempeño del equipo instrumentado, debe documentarse para cualquier aclaración entre PEMEX y el contratista. Basado en la fuente y el alcance de las discrepancias identificadas y analizadas se debe tomar la siguiente acción: Los datos de la inspección deben ser rechazados y reprocesados teniendo en cuenta los resultados de las verificaciones de campo. 8.6 Seguridad industrial y protección ambiental El residente de obra de PEMEX y el superintendente del contratista responsable de la inspección de ductos mediante equipos instrumentados, deben cumplir con las medidas de Seguridad Industrial y Protección al Ambiente correspondientes al procedimiento de “trabajos con riesgo” que establece PEMEX. Se debe realizar la disposición final de los líquidos, sedimentos y demás residuos removidos durante las corridas de equipos, de acuerdo a los procedimientos operativos de cada organismo subsidiario de PEMEX y conforme a lo establecido en las bases de licitación. 8.7 Memoria de cálculo No aplica Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS 9. RESPONSABILIDADES 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 18 DE 30 Verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta Norma de Referencia, para la inspección interior de ductos de transporte mediante equipos instrumentados de ductos terrestres y marinos. 9.2 Licitante o Contratista. Debe cumplir con los requisitos establecidos en esta Norma de Referencia para la inspección interior de ductos de transporte mediante equipos instrumentados de ductos terrestres y marinos. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES No tiene concordancia. 11. BIBLIOGRAFÍA 11.1 ANSI/ASNT ILI-PQ-2005 In-line Inspection Personnel Qualification and Certification (Calificación y certificación de personal de inspección interna). 11.2 API STD 1163-2005 In-line Inspection Systems Qualification Standard (Estándar de calificación para los sistemas de inspección interna). 11.3 ASME B31.4-2009 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids (Sistemas de transporte por ductos para hidrocarburos líquidos y otros líquidos). 11.4 ASME B31.8-2010 Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de ductos de transporte y distribución de gas). 11.5 ASME B31G-2009 Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines (Manual para determinar los esfuerzos remanentes en ductos corroídos). 11.6 ASNT SNT-TC-1A-2011 Recommended Practice for Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing (Práctica recomendada para calificación y certificación de personal en pruebas no destructivas). 11.7 NACE IP 35100-2000 In-line Nondestructive Inspection of Pipelines (Inspección interna no destructiva de ductos). 11.8 NACE SP0102-2010 Standard Practice In-line Inspection of Pipelines (Práctica estándar para inspección interna de ductos). Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12. NRF-060-PEMEX-2012 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Rev.: 1 PÁGINA 19 DE 30 ANEXOS Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado Referencias PEMEX Nombre del Organismo Subsidiario Activo/Sector responsable del ducto Nombre del contacto en PEMEX Correo electrónico Teléfono oficina Condiciones del ducto Descripción y clave SAP de la ubicación técnica (ducto) Longitud del ducto de la válvula de TDE a la válvula de TDR (km) Especificación y grado de la tubería Espesor nominal (in) Diámetro nominal (in) Presión Máxima Permisible de Operación (kg/cm2) Presión de diseño (kg/cm2) 2 Presión para el cálculo del Factor Estimado de Reparación (FER) (kg/cm ) Ubicación física de la TDE Ubicación física de la TDR Tipo de costura: Longitudinal _____ Helicoidal ______ Sin costura ____ Características del ducto y accesorios Fecha de construcción Fecha de inicio de operación Año de inspección interior con equipo instrumentado Frecuencia de corridas de limpieza Tipo de equipo de limpieza Técnica de inspección: Flujo magnético _____ Ultrasonido_______ Juntas aislantes: Si Especificar y describir ubicación Tes de estoples: Si Especificar y describir ubicación Accesorios mitrados: Si Especificar y describir ubicación Testigos de corrosión: Si Especificar y describir ubicación Puntos de inyección de inhibidor: Si Especificar y describir ubicación Tes rectas en trampas a las 3:00 o 9:00 HT: Si Especificar y describir ubicación Con barras guías Si Especificar y describir ubicación Daños conocidos en la trayectoria del ducto Si Especificar y describir ubicación Detalles del producto Tipo de producto: Crudo____ Gas ____ ¿Vaporización parcial en puntos altos?: Volumen de parafinas, ceras u otros residuos sólidos (kg) Contenido de CO2 (% Mol) Contenido de H2S (% Mol) Tipo de flujo: Turbulento ______ Mínima Presión de operación: (kg/cm2) Mínima Temperatura de operación: (°C) Mínima Flujo de líquido: (MBPD) Mínima Flujo de gas (MMPCD) Multifásico ____ Si ____ Otro ____ No ___ No ___ No ___ No ___ No ___ No ___ No ___ No ___ Otro ____ No ____ Laminar ______ Normal Normal Normal Normal Intermitente ______ Máxima Máxima Máxima Máxima Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios NRF-060-PEMEX-2012 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Rev.: 1 PÁGINA 20 DE 30 Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado (continuación) ¿Se puede regular el flujo?: ¿Se puede regular la presión?: Sí ____ Sí ____ No _____ No _____ Sí _____ ¿Existen cambios de espesor en el ducto?: Espesor Nominal (in) Del km al km Longitud (km) Tipo de costura Especificación y Grado No ______ Comentarios Longitud total (km) ¿Existen cambios de diámetro nominal (D.N.) en la trayectoria del ducto?: Sí _____ No ______ Longitud Tramo (km) Tipo de reducción Comentarios ¿Existen en el ducto codos de radio menor a 1,5D o codos de retorno?: Sí _____ Ubicación Espesor máximo Radio (1D, 1,5D o 3D) Ángulo (45°, 90° o 180°) (km) (in) No _____ D.N. inicio Km inicio D.N. termina km termina Accesorios en el ducto ¿Existen ramales de entrada o salida en la trayectoria del ducto?: Tipo Ubicación Horario técnico D.N. ramal (Te, Injerto) (km) (HT) (in) Sí ____ Barras guías: Sí____ No___ Válvulas de seccionamiento o bloqueo a lo largo de la trayectoria regular del ducto Ubicación Bore mínimo Tipo (Compuerta, Bola, Check) (km) (mm) Comentarios No ____ Comentarios Comentarios ¿Existen instalaciones superficiales con referencias a lo largo de la trayectoria del ducto? Ubicación Referencia (Te, Válvula, Brida, Accesorio, Carrete, Reparación) Comentarios (km) Si ____ No ___ NRF-060-PEMEX-2012 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Rev.: 1 PÁGINA 21 DE 30 Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado (continuación) L A A’ C E D C’ D’ F Válvula de seccionamiento Área de maniobras H Válvula de derivación Línea igualadora G Línea de pateo B Detalles de la trampa A A’ B C C’ D D’ E F G H L Unidad Longitud de la cubeta Espesor de la cubeta Distancia a centro de línea de pateo Diámetro. mayor x diámetro menor x longitud de reducción Espesor de la reducción Longitud del carrete de transición Espesor del carrete de transición Diámetro exterior de la cubeta Diámetro exterior del carrete de transición Diámetro exterior de la línea de pateo Ancho del área de maniobras Largo del área de maniobras Condiciones de la trampa Tipo/bore de válvula de seccionamiento Altura del nivel del piso a la línea de centro de la TDE/ TDR ¿Existe indicador de paso de diablos?: ¿Si la Te es recta, tiene barras guías?: ¿Existen termopozos en la TDE/TDR?: Tipo de cierre de la tapa (cierre rápido, roscada, atornillada) Tipo de reducción (concéntrica, excéntrica) Ángulo de la trampa con respecto a la horizontal Medidas de trampa de envío Medidas de trampa de recibo Trampa de envío Trampa de recibo Sí ____ No ____ Sí ____ No ____ Sí ____ No ____ Sí ____ No ____ Sí ____ No ____ Sí ____ No ____ (m) (in) (m) (in) (in) (m) (in) (in) (in) (in) (m) (m) (mm) (mm) Autorizado por: Nombre Firma Fecha Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 22 DE 30 Anexo B. Precisión mínima requerida para los equipos de inspección Distancia axial de la muestra: Espaciamiento del sensor circunferencial: Limitaciones de detección: Profundidad mínima de la indicación: Requisitos de velocidad mínima de inspección: Requisitos de velocidad máxima de inspección: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: Precisión en la localización: Nivel de confiabilidad: Tipo de equipo: Grabación análoga 40 a 150 mm (1,6 a 6,0 in) - No discrimina entre indicaciones internas y externas - Proporciona una aproximación estimada de la gravedad de la corrosión - Capacidad limitada en la detección de soldaduras circunferenciales aguas arriba y aguas abajo - Indicaciones agrupadas que no pueden ser identificadas individualmente 20% del espesor de pared 0,34 m/s (0,75 mph) 4,00 m/s (9,00 mph) ± 15% del espesor de pared ± 13 mm (0,50 in) Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in) Circunferencial: ± 30° 80% Autopropulsado o propulsado con fluido Tabla B1. Especificación para equipo de flujo magnético longitudinal de resolución estándar Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 23 DE 30 Distancia axial de la muestra: De 2,0 mm (0,08 in) Si el equipo funciona con una frecuencia de muestreo fija, el muestreo axial aumenta la distancia con la velocidad de inspección. Espaciamiento del sensor circunferencial: 8 a 17 mm (0,3 a 0,7 in) Limitaciones de detección: Profundidad mínima de la indicación: 10% del esp. de pared Precisión en la medición de la profundidad de la indicación: 10% del esp. de pared Requisitos de velocidad mínima de inspección: 0,50 m/s (~1 mph) (bobinas inductivas); ninguno (sensores de alta sensibilidad) Requisitos de velocidad máxima de inspección: 3,00 a 5,00 m/s (6,71 a 11,18 mph) Nivel mínimo de magnetización: Intensidad mínima de campo magnético: Densidad mínima de flujo magnético: 7 a 12 kA/m (2,1 a 3,7 kA/ft) 1,7 T (Este requisito debe eliminar la sensibilidad a la velocidad y a la magnetización remanente) Para indicaciones especificas: Precisión en el tamaño de la profundidad: Pérdida del metal general: Pérdida del metal localizada: Pérdida del metal por ranura axial: Pérdida del metal por ranura circunferencial: Pérdida del metal por muesca axial: Pérdida del metal por muesca circunferencial: Corrosión en soldaduras circunferenciales: - Adyacentes a la soldadura: - Sobre o a través de la soldadura: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: Profundidad mínima: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Precisión en el tamaño de la longitud: 10% del espesor de pared ± 10% del espesor de pared ± 20 mm (0,8 in) 10 a 20% del espesor de pared ± 10% del espesor de pared ± 10 mm (0,4 in) 20% del espesor de pared -15 / +10% del espesor de pared ± 20 mm (0,8 in) 10% del espesor de pared -10 / +15% del espesor de pared ± 15 mm (0,6 in) Detectable pero no reportada 10% del espesor de pared -15 / +20% del espesor de pared ± 15 mm (0,6 in) Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: Profundidad mínima: Precisión en el tamaño de la profundidad: 10% del espesor de pared ±10 a 20% del espesor de pared 10 a 20% del espesor de pared ±10 a 20% del espesor de pared Para indicaciones generales: Precisión en el tamaño de la longitud (axial): 10 mm (0,40 in) Precisión en el tamaño del ancho (circunferencial): ± 10 a 17 mm (0,4 a 0,7 in) Precisión en la localización: Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in) Circunferencial: ± 5° 80% Autopropulsado o propulsado con fluido Nivel de confiabilidad: Tipo de equipo: Tabla B2. Especificación para equipo de flujo magnético longitudinal de alta resolución Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Distancia axial de la muestra: Espaciamiento del sensor circunferencial: 3,0 mm (0,12 in) 8,0 mm (0,30 in) Requisitos de velocidad máxima de inspección: 2 m/s (4,5 mph) (Para lograr la resolución axial máxima) NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 24 DE 30 Capacidades de detección: Precisión básica de la medición de la profundidad: Para superficies planas y espesor de pared: Resolución longitudinal: Resolución circunferencial: Profundidad de corrosión mínima detectable Precisión en la localización: Nivel de confiabilidad: Tipo de equipo: Tamaño mínimo de corrosión localizada a ser detectada: - Indicación y extensión de área, sin medición de profundidad: Diámetro: Profundidad: - Con medición de profundidad completa: Diámetro: Profundidad: Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): Circunferencial: 80% Autopropulsado o propulsado con fluido ± 0,5 mm (0,02 in) ± 0,2 mm (0,008 in) 3 mm (0,12 in) 8 mm (0,3 in) 0,2 mm (0,008 in) 10 mm (0,4 in) 1,5 mm (0,06 in) 20 mm (0,8 in) 1,0 mm (0,04 in) ± 0,1 m (4,0 in) ± 5° Tabla B3. Especificación para equipos de ultrasonido de Haz Recto Distancia axial de la muestra: Espaciamiento del sensor circunferencial: Limitaciones de detección: - Indicaciones detectables: - Alineación de la indicación: - Localización de la indicación: Velocidad de inspección: 3,0 mm (0,12 in) 10,0 mm (0,40 in) Longitud mínima: Profundidad mínima: 30 mm (1,2 in) 1 mm (0,04 in) ± 15° del eje de la tubería Interior a la mitad de la pared, exterior, material base, soldadura longitudinal Hasta 1,0 m/s (2,3 mph) (Para lograr la resolución axial máxima) Precisión en el tamaño: - Longitud: ± 10% del espesor de pared para características > 100 mm (4 in) ± 10 mm para características < 100 mm (4 in) - Ancho (para grietas en campo): ± 50 mm (2,0 in) - Profundidad: clasificación en categorías: < 12,5% del espesor de pared 12,5 a 25% del espesor de pared 25 a 40% del espesor de pared > 40% del espesor de pared Precisión en la localización: Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in) Circunferencial: ± 5° Nivel de confiabilidad: 80% Tipo de equipo: Autopropulsado o propulsado con fluido Tabla B4. Especificación para equipos de detección de grietas con ultrasonido de Haz angular INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Distancia axial de la muestra: Espaciamiento del sensor circunferencial: Limitaciones de detección: - Indicaciones detectables: - Alineación de la indicación: - Localización de la indicación: Velocidad de inspección: Precisión en la localización: Nivel de confiabilidad: NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 25 DE 30 5,0 mm (0,2 in) 210 a 285 mm (8,3 a 11,0 in) dependiendo del tamaño del equipo Longitud mínima: Profundidad mínima: 50 mm (2,0 in) 25% del espesor de pared ± 10° del eje de la tubería Material base con exclusión de 50 mm (2 in) aguas arriba y aguas abajo de la soldadura circunferencial. Sin discriminación de indicaciones internas / externas 0,5 a 3,0 m/s (1,1 a 6,7 mph) en líquidos 1,0 a 3,0 m/s (2,2 a 6,7 mph) en gas Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in) Circunferencial: ± 5° 80% Tabla B5. Especificación para equipos de ultrasonido para detección de grietas con acoplamiento en ruedas Distancia axial de la muestra: Espaciamiento del sensor circunferencial: Limitaciones de detección: - Indicaciones detectables: - Alineación de la indicación: - Localización de la indicación: Velocidad de inspección: Precisión en el tamaño: - Longitud: - Profundidad: Precisión en la localización: Nivel de confiabilidad: Tipo de equipo: 3,3 mm (0,13 in) 4 mm (0,16 in) Longitud mínima: ancho mínimo: Profundidad mínima: 25 mm (1,0 in) 0,1 mm (0,004 in) 25% del espesor de pared ± 15° del eje de la tubería A menos de 50 mm (2 in) a cada lado de la soldadura longitudinal Sin discriminación de indicaciones internas / externas 0,2 m/s (0,45 mph) a 4 m/s (9 mph) ± 25 mm (1,0 in) ± 20% del espesor de pared Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): Circunferencial: 80% Autopropulsado o propulsado con fluido Tabla B6. Especificación para equipos de flujo magnético transversal ± 0,2 m (8,0 in) ± 7,5° Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 26 DE 30 Restricción máxima 20% del diámetro nominal Radio de curvatura mínimo 1,5D a 3D Abolladura mínima (profundidad) POD 90% 2% del diámetro nominal Sensibilidad de medición o precisión del dimensionamiento Nivel de confianza 80% Longitud de abolladuras: ± 2% del diámetro nominal Ovalidad mínima (profundidad) POD 90% 2% del diámetro nominal Soldadura circunferencial: ± 2% del diámetro nominal Clasificación de radios de curvatura 1,5D, 3D, 5D, > 5D Clasificación de grados de curvatura 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90° Rango de Velocidad 1 a 3 m/s (3,3 a 9,9 ft/seg) Fluido de operación Líquidos o gaseosos Orientación mínima de abolladuras y rasgos Precisión de ubicación longitudinal ± 20° (para diámetros de 4 a 12 in) ± 15° (para diámetros de 14 a 48 in) ± 1% Tabla B7. Especificación para equipos Geómetra Exactitud de la investigación ± 1,0 m Radio de curvatura mínimo 1,5D a 3D Rango de Velocidad 1 a 3 m/s (3,3 a 9,9 ft/seg) Nota: Esta especificación aplica cuando el equipo sea utilizado de forma independiente. Tabla B8. Especificación para equipos de Geoposicionamiento Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 27 DE 30 Anexo C. Actividades para el pateo y recibo del equipo de inspección Las siguientes actividades describen la forma de realizar el pateo y recibo de los equipos de inspección interna en ductos. Actividades para el pateo del equipo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Abrir válvula de desfogue y cerciorarse de que no exista presión. Cerrar válvula de desfogue y abrir tapa de cubeta. Encubetar equipo y cerrar tapa de la cubeta. Abrir válvula de pateo para represionar la cubeta. Abrir válvula de seccionamiento al 100%. Cerrar válvula de derivación (flujo normal). Asegurar la salida del equipo, abrir válvula de derivación (flujo normal). Cerrar válvula de seccionamiento y válvula de pateo. Abrir válvula de desfogue, desfogar y cerrar válvula de desfogue. Actividades para el recibo del equipo. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. Abrir válvula de seccionamiento al 100%. Abrir válvula igualadora. Válvula de derivación (flujo normal) continúa abierta. Monitorear y verificar llegada de equipo. Cerrar válvula de derivación (flujo normal), para encubetar el equipo. Abrir válvula de derivación (flujo normal). Cerrar válvula de seccionamiento y válvula igualadora. Abrir válvula de desfogue y cerciorarse de que no exista presión. Cerrar válvula de desfogue y abrir tapa de la cubeta. Retirar equipo y cerrar tapa de la cubeta. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Anexo D. INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS NRF-060-PEMEX-2012 Rev.: 1 PÁGINA 28 DE 30 Datos para el reporte de indicaciones y características de una inspección con equipo instrumentado Datos Descripción Distancia absoluta (m) Distancia a partir de la válvula seccionamiento de envío (km 0+000) Distancia relativa (m) Distancia a la soldadura circunferencial aguas arriba No. SC Número de identificación de la soldadura circunferencial (SC) Espesor de pared obtenido por medición directa o comparación, en el tubo donde se localiza la indicación Longitud del tubo donde se localiza la indicación Espesor de pared (mm) Longitud del tramo (m) Tipo de Indicación Para los tipos de indicaciones a reportar, referirse a la tabla Tabla 4. (Equipo utilizado en inspección interna y detección de indicaciones) de la NOM-027-SESH-2010. Comentario Para cualquier complemento de información del tipo de indicación Profundidad Máxima (% PM) Profundidad máxima detectada en por ciento de pérdida de metal de la indicación individual o del agrupamiento. Agrupamiento Referida a corrosión o grietas agrupadas. Longitud (mm) Dimensión de la indicación en sentido longitudinal Ancho (mm) Dimensión de la indicación en sentido circunferencial Posición Horaria (h:min) Horario técnico de la indicación PMPO (kg/cm²) Presión Máxima Permisible de Operación de acuerdo al Numeral 8.4.2.3 (Corrosión generalizada y localizada) de la NRF-030-PEMEX-2009. TVR (Años) Tiempo de vida remanente (TVR) de acuerdo al numeral 8.3.2.1.1 (Medición de espesores de pared) Párrafo Frecuencia de la NRF-030-PEMEX-2009. FER Factor estimado de reparación Longitud (grados, minutos, segundos) En “Datum” WGS 84 ó NAD 27, plano X. Latitud (grados, minutos, segundos) En “Datum” WGS 84 ó NAD 27, plano Y. Elevación (m) Plano Z. Otro tipo de características detectadas Marcador, válvula seccionamiento envío, válvula seccionamiento recibo, válvula seccionamiento intermedia, codo, curva, te, camisa metálica soldada, encamisado en cruce, parche, soldadura longitudinal, inicia soldadura helicoidal, termina soldadura helicoidal, conexión ramal, cambio de espesor, desalineamiento, objeto metálico tocando, objeto metálico cercano, aditamento circunferencial, entre otros. Tabla D1. Indicaciones y características de una inspección con equipo instrumentado Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios NRF-060-PEMEX-2012 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Rev.: 1 PÁGINA 29 DE 30 Anexo E. Criterios de interacción de indicaciones Orientación de la interacción Perdida de metal Grietas Figura Axial L3 < 3t L3 ≤ L1/2 + L2/2 1 Circunferencial C3 < 3t C3 ≤ C1/2 + C2/2 2 Criterios de interacción de indicaciones conectadas a la superficie Longitud y profundidad total después de la interacción Figura Longitud axial y/o circunferencial (Caso 1) L = A1 + A2 – A3 3 Longitud axial y/o circunferencial (Caso 2) L = L1 + L2 + L3 4 Profundidad A = max (a1, a2) 4 Longitud y profundidad total después de la interacción Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios NRF-060-PEMEX-2012 INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS Rev.: 1 PÁGINA 30 DE 30 Figura 1 Figura 2 Figura 3 Figura 4