Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
“REQUISITOS MINIMOS PARA INSPECCIÓN, EVALUACIÓN
Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS EN PEMEX”
MONOGRAFÍA
Que para obtener el título de:
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
ALFREDO CASTILLO AGUILAR
DIRECTOR:
MTRA. MARTHA EDITH MORALES MARTÍNEZ
XALAPA-ENRÍQUEZ, VER.
MARZO 2013
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Índice.
Introducción. .......................................................................................................................... 5
Capítulo 1
Petróleos Mexicanos. .................................................................................................... 6
Antecedentes. .................................................................................................................... 7
Misión................................................................................................................................. 7
Visión. ................................................................................................................................. 7
Proposito de Pemex. .......................................................................................................... 8
Estructura Organica. .......................................................................................................... 8
Ley Organica. ...................................................................................................................... 9
Codigo de Conducta. .......................................................................................................... 9
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios............................................................. 10
Instalaciones petroleras. .................................................................................................. 19
Productos. ........................................................................................................................ 19
Capítulo 2
Normas y Leyes. .......................................................................................................... 21
Ley de Petróleos Mexicanos. ........................................................................................... 22
ISO 13623:2009. ............................................................................................................... 22
NMX-B-482-1991: Capacitación, Calificación y Certificación de personal de ensayos
No destructivos. ............................................................................................................... 22
NRF-004-PEMEX-2011: Proteccion con recubrimiento Anticorrosivos para Instalaciones
Superficiales de Ductos. ................................................................................................... 23
NRF-005-PEMEX-2009: Protección Interior de Ductos con Inhibidores. ......................... 24
NRF-013-PEMEX-2009: Diseño de Lineas Submarinas en el Golfo de Mexico. ............... 25
NRF-026-PEMEX-2009: Proteccion con recubrimientos anticorrosivos para tuberias
Enterradas y sumergidas. ................................................................................................. 29
NRF-047-PEMEX-2009: Diseño, Instalación y Mantenimiento de los Sistemas de
Proteccion Catódica. ........................................................................................................ 29
NRF-060-PEMEX-2009: Inspeccion de ductos de transporte mediante equipos
instrumentados. ............................................................................................................... 30
Capítulo 3
Ductos Marinos. .......................................................................................................... 31
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Partes de un Ducto Marino. ............................................................................................. 33
Clasificación de un Ducto Marino. ................................................................................... 35
Capítulo 4
Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos
En PEMEX . .................................................................................................................. 45
Inspección. ....................................................................................................................... 47
Inspección Externa Inicial (T0). ........................................................................................ 49
Inspección Externa (T1). ................................................................................................... 51
Inspección Externa con Equipo de Operación Remota (T2). ........................................... 51
Inspección Externa con Pruebas no Destructivas (T3). .................................................... 54
Inspección Interna con equipo Instrumentado (T4). ....................................................... 55
Inspección Especial Ocasional. ......................................................................................... 56
Inspección Especial de Seguimiento . .............................................................................. 56
Evaluación. ....................................................................................................................... 58
Estabilidad Hidrodinamica. .............................................................................................. 58
Análisis de Flexibilidad. .................................................................................................... 65
Esfuerzo de Curvatura. ..................................................................................................... 67
Pandeo Local. ................................................................................................................... 68
Análisis de Vorticidad. ...................................................................................................... 69
Análisis por Fatiga. ........................................................................................................... 71
Protección Catódica. ........................................................................................................ 72
Evaluación de Daños. ....................................................................................................... 72
Mantenimiento. ............................................................................................................... 77
Mantenimiento Preventivo. ............................................................................................. 77
Mantenimiento Correctivo. ............................................................................................. 78
Conclusiones. ................................................................................................................... 85
Definiciones y Terminologías. .......................................................................................... 86
Abreviaturas y Simbologia. .............................................................................................. 89
Anexos. ............................................................................................................................. 90
Bibliografia y Referencias. .............................................................................................. 134
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Introducción
La ingeniería es el conjunto de conocimientos y técnicas científicas aplicadas a la creación,
perfeccionamiento e implementación de estructuras (tanto físicas como teóricas) para la
resolución de problemas que afectan la actividad cotidiana de la sociedad.
Su función principal es la de realizar diseños o desarrollar soluciones tecnológicas a
necesidades sociales, industriales o económicas.
Funciones del ingeniero
1. Administración: Participar en la resolución de problemas. Planificar, organizar,
programar, dirigir y controlar la construcción y montaje industrial de todo tipo de
obras de ingeniería.
2. Investigación: Búsqueda de nuevos conocimientos y técnicas, de estudio y en el
campo laboral.
3. Desarrollo: Empleo de nuevos conocimientos y técnicas.
4. Diseño: Especificar las soluciones.
5. Producción: Transformación de materias primas en productos.
6. Construcción: Llevar a la realidad la solución de diseño.
7. Operación: Proceso de manutención y administración para optimizar
productividad.
8. Ventas: Ofrecer servicios, herramientas y productos
Ética profesional
 Los ingenieros deben reconocer que la vida, la seguridad, la salud y el bienestar de
la población dependen de su juicio. Y que siempre la vida se encuentra por encima
del bien material
Los ductos para conducción de hidrocarburos localizados en el mar, están sujetos a
condiciones ambientales y operacionales que llegan a ocasionarles daños; tal es el caso de
la corrosión y daños producidos por agentes externos, entre los que se encuentran las
abolladuras, muescas, grietas, rayones, laminaciones, etc., todos estos daños, van en
detrimento de la resistencia del tubo a la presión interna del trabajo.
La seguridad en la operación de las instalaciones petroleras es de vital importancia, sobre
todo cuando se detecta un daño en un ducto, debe evaluarse su resistencia remanente, a
fin de determinar las acciones de mantenimiento preventivo o correctivo, que restablezcan
el factor de seguridad y basado en probabilidades de falla aceptados por la industria
petrolera internacional que garantice integridad mecánica durante la vida útil del sistema.
Por lo anterior, la ejecución de los programas de inspección, evaluación y mantenimiento a
las líneas submarinas instaladas en el golfo de México ha sido una de las tareas
permanentes que PEMEX/Inspección y Mantenimiento ha desarrollado, lo anterior con la
finalidad de que estas líneas operen de forma segura y continua a lo largo de su vida de
servicio.
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CAPITULO 1
PETRÓLEOS MEXICANOS
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
1. PEMEX.
1.1 Antecedentes.
Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado, creado por Decreto el 7 de junio
de 1938, con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios, con domicilio en
el Distrito Federal que tiene por objeto llevar a cabo la exploración, la explotación,
producción de hidrocarburos y su transformación, conforme a lo dispuesto en La Ley de
Petróleos Mexicanos, la condición central y dirección estratégica de la industria petrolera.
PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:
 Pemex Exploración y Producción
 Pemex Refinación
 Pemex Gas y Petroquímica Básica
 Pemex Petroquímica
Petróleos Mexicanos es la mayor empresa de México y de América Latina, y el mayor
contribuyente fiscal del país. Es de las pocas empresas petroleras del mundo que desarrolla
toda la cadena productiva de la industria, desde la exploración, hasta la distribución y
comercialización de productos finales.
1.2 Misión
La misión de PEMEX Exploración y Producción (PEP) es maximizar el valor económico a
largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de
sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus
actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su
transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se
realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del
territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste
1.3 Visión
Ser reconocida por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que
permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que
es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.
PEMEX orgullo de México y de los petroleros, se ha convertido en una de las empresas
estatales más competitivas del mundo, ya que opera en forma oportuna, moderna,
transparente, eficiente y eficaz, con estándares de excelencia y honradez.
La economía nacional ha dado un giro gracias a que PEMEX, a través de sus alianzas con
la industria, se ha posicionado como palanca del desarrollo nacional generando altos
índices de empleo.
Su tecnología de vanguardia le ha permitido aumentar sus reservas y reconfigurar su
plataforma de exportación, vendiendo al exterior crudo de mayor calidad y valor, además de
ser autosuficiente en gas natural.
Abastece materias primas, productos y servicios de altísima calidad a precios competitivos.
Cuenta con una industria petroquímica moderna y en crecimiento.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
PEMEX es una empresa limpia y segura, comprometida con el medio ambiente, su alta
rentabilidad y moderno régimen fiscal le han permitido seguir siendo un importante
contribuyente al erario público, cuyos recursos se utilizan en beneficio del país.
1.4 Propósito de PEMEX.
“Maximizar el valor económico de los hidrocarburos y sus derivados, para contribuir al
desarrollo sustentable del país.”
1.5 Estructura orgánica
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos determinara la estructura
organizacional y operativa para la mejor realización del objeto y actividades del organismo
en su ámbito técnico, comercial e industrial. Petróleos Mexicanos contara con las unidades
que requiera para el mejor cumplimiento de su objeto en términos de lo que disponga su
Estatuto Orgánico.
Petróleos Mexicanos será dirigido y administrado como se muestra en la tabla 1.5.1
Tabla 1.1 Estructura Organizacional y Operativa en PEMEX
CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
 CONSEJERO PROFESIONAL
 CONSEJERO PROFESIONAL
 CONSEJERO PROFESIONAL
 CONSEJERO PROFESIONAL
Director General de Petróleos Mexicanos
 ABOGADO GENERAL
 Coordinador Ejecutivo de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
 Coordinador de Asesores de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
 DIRECCIÓN CORPORATIVA DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN Y PROCESOS

DE NEGOCIO
 DIRECTOR CORPORATIVO DE ADMINISTRACIÓN
 DIRECTOR CORPORATIVO DE FINANZAS
 DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIONES
 GERENTE DE COMUNICACIÓN SOCIAL
 Secretario Particular de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
 TITULAR DEL ÓRGANO INTERNO DE CONTROL DEPENDENCIA JERÁRQUICA

Y FUNCIONAL DE LA SECRETARÍA DE LA FUNCIÓN PÚBLICA
 Asesor "A"
Fuente: www.pemex.com
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos se compondrá de quince miembros
propietarios, a saber:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
I.
II.
III.
Seis representantes del Estado designados por el Ejecutivo Federal;
Cinco representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la Republica
Mexicana, que deberán ser miembros activos del mismo y trabajadores de planta de
Petróleos Mexicanos, y
Cuatro consejeros profesionales designados por Ejecutivo Federal, mismos que
representaran al Estado y serán servidores públicos.
1.5.1 ORGANIGRAMA PEMEX
Figura 1.1 Organigrama de Pemex
Fuente: www.pemex.com
1.6 Ley Orgánica.
Pemex y los órganos subsidiarios se sujetaran en primer término a lo establecido en la Ley
de Petróleos Mexicanos, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de
noviembre de 2008, su Reglamento y, solo en lo no previsto, a las disposiciones legales que
por materia corresponda. Esta ley es de interés público, tiene su fundamento en los
artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Este ordenamiento tiene como objeto regular la organización, el funcionamiento, el control y
la rendición de cuentas de Petróleos Mexicanos.
1.7 Código de Conducta.
El Código de conducta de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, es una guía que
sirve para resolver dilemas éticos o de conducta en la organización, contribuye a cumplir
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
con la visión y objetivos; en su contenido está presente la filosofía de los petroleros, capaz
de orientar el comportamiento de todos los que integramos la industria petrolera estatal.
A continuación se señalan los elementos del entorno con los que la institución interactúa,
frente a los que reconocen una responsabilidad y fundamenta su actuar y decidir en relación
a ellos:
1. Integrantes de la Industria
2. Sindicato
3. Clientes
4. Proveedores, Contratistas y prestadores de servicios
5. Distribuidores
6. Medio Ambiente
7. Seguridad
8. Comunidades
9. Sociedad
10. Gobierno
11. Familia
1.8 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:
1.8.1 Corporativo de Petróleos Mexicanos.
Petróleos Mexicanos coordina las acciones institucionales de los Organismos Subsidiarios y
Empresas Filiales de Pemex Petroquímica, para cumplir con las estrategias vinculadas a
sus programas de producción y enfocados al crecimiento de la calidad de sus productos.
Petróleos Mexicanos busca adoptar un modelo de dirección por calidad, para maximizar el
valor de sus operaciones, innovar y mejorar continuamente su gestión, crear redes de valor
que contribuyan a fortalecer sus finanzas, así como reducir el ejercicio del gasto público.
Asimismo, tiene como objetivos otorgar atención médica a sus trabajadores y
derechohabientes con calidad y eficiencia, mejorar la calidad y rentabilidad en materia de
telecomunicaciones y mantener la conducción corporativa en la administración de la
seguridad industrial y protección ambiental en la empresa.
1.8.2 Pemex Exploración y Producción.
La misión de PEMEX Exploración y Producción (PEP) es maximizar el valor económico a
largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de
sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus
actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su
transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se
realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del
territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste.
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PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en términos de producción de crudo, el primero en
producción de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo en
ingresos.
La estrategia para mejorar el desempeño, en el corto y mediano plazo, ha sido la de adoptar
las mejores prácticas de la industria en términos de esquemas de negocios, procesos,
productividad, medio ambiente y seguridad industrial en las operaciones; también se ha
fortalecido la capacidad de ejecución y se ha revitalizado la actividad exploratoria, a fin de
lograr que PEMEX Exploración y Producción se convierta en la empresa petrolera más
exitosa del siglo XXI.
PEP opera con cuatro regiones:
•Región norte
•Región sur
•Región noreste
•Región suroeste
Las cuales se organizan en activos.
Los activos son la unidad de negocio encargada fundamentalmente de maximizar el valor
económico del activo, mediante la explotación racional de los yacimientos, optimizando los
costos de operación y logrando mayor eficiencia en las inversiones, para cumplir con los
programas de producción y distribución de aceite, gas y condensado, aplicando las normas
y procedimientos de seguridad, protección ambiental y ecología.
1.8.2.1 Región Norte.
La región norte tiene una extensión aproximadamente de 1.8 millones de kilómetros
cuadrados, conformada por una porción terrestre y otra marina. Se localiza en la parte Norte
de la Republica Mexicana, colindando al norte con los estados unidos de América, al sur
con el Rio Tesechoacán, al Oriente con la isobata de 500 metros del Golfo de México y al
Occidente con el Océano Pacifico.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 1.2 La Region Norte esta constituida por una parte continental y otra marina
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Administrativamente, la región está conformada por cuatro activos integrales, Aceite
Terciarios del Golfo, de reciente creación, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz, y cuyas
actividades están enfocadas al desarrollo y optimización de la explotación de los campos
existentes, mientras que las actividades de incorporación de reserva y evaluación están a
cargo del Activo Regional de Exploración.
Figura 1.3 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Region Norte
La región se mantiene como la principal productora de gas natural y donde se desarrolla la
mayor actividad en lo que a desarrollos de campo se refiere. Asimismo, de nueva cuenta la
Región norte es la más importante en cuanto a reservas probables y posibles de aceite y
gas natural del país.
1.8.2.2 Región Sur.
La región sur tiene una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados y se ubica
en la porción Sur de la República Mexicana. Al norte colinda con el Golfo de México; al
noroeste con la Región norte en el paralelo 18° y el rio Tesechoacán. Al este limita con el
Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el Océano Pacifico. La región comprende 8
estados de la república: Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas,
Yucatán y Quintana Roo, como se observa en la figura.
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Figura 1.4 Cobertura geografica de la Region Sur.
Actualmente está conformada por un Activo Regional de Exploración y cinco activos
integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna. Los
campos adicionales, resultado de las actividades exploratoria, son Rabasa y Teotleco. En
particular, el Activo Integral Cinco Presidentes posee el mayor número de campos con 43, lo
que equivale a 27.6 por ciento del total regional.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 1.5 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Region
Sur. Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatan y Quintana Roo.
1.8.2.3 Región Marina Noreste.
Esta región se ubica en el Sureste de la República Mexicana, e incluye parte de la
plataforma continental y del talud del Golfo de México. Abarca una extensión de 166,000
kilómetros cuadrados y se localiza en aguas territoriales nacionales frente a las costas de
los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Como se muestra en la siguiente la
figura 1.6:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 1.6 La Región Marina Noroeste se localiza dentro de las aguas
territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatan y Quinta Roo
Actualmente esta región cuenta con dos activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap,
con ubicación geográfica:
Figura 1.7 Ubicación geografica de los activos integrales de la Region Marina Noroeste
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Estos activos integrales administran 25 campos, Once de los cuales presentan reserva
remanente pero no están en producción, Kambesah y Után en el Activo Integral Cantarell, y
Ayatsil, Baksha, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tson y Zazil-Ha, en el activo integral KuMaloob-Zaap.
1.8.2.4 Región Marina Suroeste.
En años recientes, la Región Marina Suroeste se ha caracterizado por los descubrimientos
de volúmenes importantes de reservas de hidrocarburos, contribuyendo así al logro de las
metas de reposición de reservas, establecidas tanto a nivel regional como nacional. La
región se ubica en aguas territoriales que comprenden la plataforma y talud continental del
Golfo de México. Su extensión cubre un área superior a 352 390 kilómetros cuadrados.
Hacia su porción Sur, colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el
Este con la Región Marina Noroeste, y al norte y poniente está limitada por las aguas
territoriales nacionales, como se aprecia en la Figura 1.8:
Figura 1.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y
del talud continental del Golfo de México.
La estructura organizacional esta constituida por los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc,
Litoral de Tabasco y Holok-Temoa. Este ultimo de reciente creación, se incorporo con el
propósito fundamental de desarrollar y administrar los campos ubicados en isobatas
superiores a 500 metros. Adicionalmente, la región Marina Suroeste cuenta con un activo de
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
exploración, el cual cambio su nombre de Activo Regional de Exploración por el de Activo
de Exploración Plataforma Continental Sur. La figura 1.9 muestra su ubicación geográfica.
Figura 1.9 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Región
Marina Suroeste.
Actualmente la región administra 66 campos con reservas remanentes, 17 de ellos con
producción de aceite ligero y supe ligero, así como gas asociado, es decir, existe una
proporción importante de campos por desarrollar. Cabe hacer mención de este censo de
capos, están incluidos 2 nuevos campos, que manifiestan los resultados positivos de los
trabajos exploratorios de la región, y evidenciando al mismo tiempo un área de oportunidad
para mantener e incrementar la producción e hidrocarburos a nivel regional y nacional.
1.8.3 PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.
PMI es el brazo comercial de PEMEX en el mercado internacional. Con operaciones en todo
el mundo, PMI maneja las importaciones y exportaciones de crudo y derivados de PEMEX,
abasteciendo diversos mercados alrededor del mundo.
Buscamos establecer relaciones mutuamente benéficas con nuestros clientes, proveedores
y socios comerciales para así obtener una posición duradera en el mercado. Somos
reconocidos como socios justos y confiables por todas las compañías con las que
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
realizamos negocios. Nuestra meta es ser exitosos desarrollando relaciones de negocios
permanentes.
1.9 Instalaciones petroleras
Figura 1.10 Mapa Interactivo de las Instalaciones Petroleras
1.10 Productos.
Figuar 1.11 Productos elaborados por PEMEX
Algunos productos elaborados por PEMEX son:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
 Petróleo crudo (Maya, Istmo y Olmeca) y gas natural.
 Pemex Premium UBA: Gasolina de bajo contenido de azufre y mayor octanaje,
formulada para automóviles con convertidor catalítico y motores de alta relación de
compresión.
 Pemex Magna: Gasolina sin plomo formulada para automóviles con convertidor
catalítico y en general motores de combustión interna a gasolina con requerimientos,
por lo menos, de 87 octanos.
 Pemex Diesel: Combustible utilizado en motores de combustión interna para
vehículos de carga y transportes de pasajeros.
 Diesel Marino Especial: Combustible para embarcaciones con motores a Diesel.
 Diesel Industrial Bajo Azufre: Combustible de uso industrial con bajas emisiones de
contaminantes.
 Combustóleo: Combustible utilizado en procesos industriales en quemadores,
calentadores, calderas, generadores de energía eléctrica y embarcaciones mayores.
 Gasavión: Combustible utilizado para aeronaves equipados con motores del ciclo
Otto.
 Turbosina: Combustible utilizado en los aviones con motores de turbina o a
reacción.
 Parafinas: Materias primas utilizadas en la fabricación de aceites lubricantes y otros
insumos de uso industrial.
 Otros: Gasnafta, Gasolvente, Coque de Petróleo, Citrolina, Asfaltos y Lubricantes
Básicos.
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CAPITULO 2
NORMAS Y LEYES
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
2.1 LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Esta ley es de interés público, tiene su fundamento en los artículos 25, 27 y 28 de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Tiene como objeto regular la
organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de Petróleos
Mexicanos, creado por Decreto publicado el 7 de Junio de 1938, así como fijar las bases
generales aplicables a sus organismos subsidiarios.
Petróleos mexicanos y los organismos subsidiarios que se constituyan se sujetaran, en
primer término, a lo establecido en esta ley, su Reglamento y, solo en lo previsto, a las
disposiciones legales que por materia corresponda. Los organismos subsidiarios también se
sujetaran a las disposiciones de los respectivos decretos del Ejecutivo Federal.
2.2 ISO 13623:2009
Especifica los requisitos y da recomendaciones para el diseño, materiales, construcción,
pruebas, operación, mantenimiento y abandono de los sistemas de tuberías utilizados para
el transporte en la industria del petróleo y de gas natural.
Se aplica a los sistemas de ductos en tierra y costa afuera, la conexión de los pozos,
plantas de producción, plantas de procesamiento, las refinerías e instalaciones de
almacenamiento, incluyendo cualquier sección de una tubería construida dentro de los
límites de dichas instalaciones con el fin de su relación. Una figura se muestra la extensión
de los sistemas de tuberías cubiertas por la norma ISO 13623:2009.
Se aplica a las tuberías rígidas, metálicas. Esto no es aplicable para las tuberías flexibles o
aquellas construidas a partir de otros materiales, tales como el vidrio, plásticos reforzados.
Es aplicable a todos los sistemas de tuberías nuevos y se pueden aplicar a las
modificaciones realizadas a los ya existentes. No se pretende que se aplique con carácter
retroactivo a los sistemas de tuberías existentes.
Describe los requisitos funcionales de los sistemas de tuberías y proporciona una base para
su diseño, construcción, pruebas, operación, mantenimiento y abandono.
2.3 NMX-B-482-1991: Capacitación, Calificación y Certificación de personal de
ensayos no destructivos.
Esta norma Oficial mexicana se emplea para evaluar y documentar la capacidad técnica del
personal que realiza, testifica, supervisa y evalúa los ensayos no destructivos.
Esta norma establece un sistema para la capacitación, calificación y certificación de
personal que efectúa ensayos no destructivos en la industria, utilizando cualquier de los
siguientes métodos:
a) Inspección por electromagnetismo (Corrientes de Eddy)
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b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Inspección por líquidos penetrantes.
Inspección con partículas magnéticas.
Inspección con radiografía industrial
Inspección con ultrasonido industrial.
Inspección visual
Inspección de hermeticidad
Inspección por emisión acústica
Neutrografia
Ensayo no destructivo
Es la aplicación de métodos físicos indirectos que tienen por finalidad verificar la sanidad de
un material, sin alterar de forma permanente sus propiedades físicas, químicas, mecánicas
o dimensionales.
2.4 NRF-004-PEMEX-2011: Protección
Instalaciones Superficiales de Ductos.
con
Recubrimientos
Anticorrosivos
a
Esta norma establece las especificaciones y requisitos que deben cumplir los sistemas de
recubrimientos, preparación de superficies, aplicación, inspección y los criterios de
aceptación de los servicios relacionados con los sistemas de recubrimiento s anticorrosivos,
para las instalaciones superficiales de ductos que transportan hidrocarburos y sus
derivados.
Esta norma no aplica para instalaciones superficiales de ductos cuya temperatura de
operación este fuera del rango de -40 a 315 °C.
Esta norma solo aplica a sistemas de ductos de tubería de acero al carbón.
Los sistemas genéricos de recubrimientos que contempla esta norma son como se muestra
en la tabla 2.1:
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Tabla 2.1 Sistemas genericos de recubrimiento
NUMERO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
SISTEMA GENÉRICO
TEMPERATURA
MÁXIMA
DE
OPERACIÓN (°C)
Epóxido catalizado de altos solidos
+
Epóxido modificado
-5 a 90
+
Poliuretano modificado
Inorgánico de zinc base solvente
+
Epóxido catalizado de altos solidos
-5 a 90
+
Poliuretano
Inorgánico rico en Zinc, autocurante base
solvente
+
-5 a 90
Polisiloxano Acrílico
o
Polisiloxano Epóxido altos solidos
Elastómero de poliuretano
-20 a 120
Poliuretano (medias cañas)
0 a 120
Polietileno-hule butílico
-34 a 83
Ceras microcristalinas de petróleo
-40 a 60
Epóxido liquido 100% solidos
+
-5 a 135
Poliuretano
Fibra de vidrio reforzada (medias cañas)
0 a 130
Galvanizado en frio
-29 a 177
Metalizado de aleación de zinc y aluminio
-50 a 135
(85%Zn, 15%Al)
Galvanizado de zinc por inmersión en caliente -50 a 200
Fuente: Obtenido de la norma NRF-004-PEMEX-2011
Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la
adquisición o contratación de bienes y servicios relativos a las actividades de selección,
suministro, aplicación de lo sistemas de recubrimientos anticorrosivos para instalaciones
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
superficiales de ductos que transportan hidrocarburos y sus derivados, que lleven a cabo los
centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser
incluida en los procesos de contratación: licitación pública, invitación a por lo menos tres
personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el
proveedor, contratista o licitante.
2.5 NRF-005-PEMEX-2009: Protección Interior de Ductos con Inhibidores.
Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos que deben cumplir los
materiales, inspección y pruebas de laboratorio para inhibidores de corrosión, así como la
contratación de los servicios para la selección del sitio e instalación de puntos de evaluación
de la velocidad de corrosión e inyección de inhibidores, mantenimiento a los sistemas de
evaluación y protección interior mediante la aplicación continua de inhibidores de corrosión
instalados en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, terrestres,
submarinos, nuevos y existentes de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Esta norma incluye los ductos de recolección, distribución y transporte de hidrocarburos y
sus derivados, agua o salmura.
Es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de inhibidores de
corrosión, contratación de los servicios de instalación, inspección y mantenimiento de los
sistemas de evaluación de la corrosión y protección interior con inherentes, que se realizan
en los sistemas de transporte por ducto 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 debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
2.6 NRF-013-PEMEX-2009: Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de México.
Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos para el diseño de ductos marinos
de tubería de acero al carbón para las siguientes condiciones:
 Temperatura hasta 150 °C (302 °F).
 Presiones hasta 351.5 kg/cm2 (5000 lb/pulg2).
 Profundidad hasta 200 m (656.17 pies) en la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco.
 Profundidades hasta 100 m (328.09 pies) en la Región Norte y Lankahuasa.
Tanto entre plataformas como en la llegada a la costa, así como en interconexiones con
líneas existentes pozos submarinos. A fin de garantizar su integridad ante diferentes efectos
mecánicos e hidrodinámicos, con el propósito de reducir la posibilidad de la pérdida de
vidas humanas, daño ecológico, perdidas económicas y daño físico de las instalaciones
durante su vida útil. Cubre consideraciones generales para el diseño así como la
clasificación de los ductos de acuerdo a la zonificación y al tipo de fluido que transporta, Se
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
indican las expresiones y los factores de seguridad que se deben utilizar para las diferentes
solicitaciones a las que ésta sujeta la línea. Incluye los criterios para la estabilidad
hidrodinámica tanto en la fase de instalación como en la fase de operación, así como los
parámetros oceanográficos que se deben utilizar de acuerdo a las diferentes regiones del
Golfo de México.
Esta norma no es aplicable a tuberías flexibles o tuberías fabricadas de otros materiales
como plásticos reforzados con fibra de vidrio.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios objeto de la misma, 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 debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Esta norma es aplicable en el diseño de líneas submarinas localizadas en el Golfo de
México, en las profundidades y zonas delimitadas por las coordenadas que se indican a
continuación y que se muestran en la figura.
Coordenadas Geográficas.
 N19° 00’, W93° 30’, N18° 26’ Y W92° 00’ (Litoral Tabasco), hasta 200 m (656.17
pies)
 N20° 10’, W92° 40’, N18° 55’ Y W91° 55’ (Sonda de Campeche), hasta 200 m
(656.17 pies)
 N20° 42’, W97° 31’, N22° 18’ Y W96° 56’ (Zona Norte), hasta 100 m (328.09 pies)
 N20° 30’, W96° 53’, N20° 40’ Y W96° 39’; N20° 10’, W96° 14’ Y N19° 59’, W96° 29’
(Zona Lankahuasa), hasta 100 m (328.09 pies).
Coordenadas UTM, de acuerdo al North American Datum of 1927 (datos para Norte
América de 1927). Información basada en el elipsoide Clarke 1866.
Coordenadas UTM.
 X=447 373,74; Y=2 100 776,37; X=605 606,89; Y=2 038 279,81 (Litoral Tabasco).
 X=534 832,24; Y=2 229 827,27; X=614 084,44; Y=2 091 831,16 (Sonda de
Campeche).
 X=654 482,43; Y=2 289 517,91; X=712 908,04; Y=2 467 246,73 (Zona Norte).
 X=720 748,47; Y=2 268 106,98; X=744 826,52; Y=2 286 894,87;
X=789 192,66; Y=2 232 200,77; X=763 353,54; Y=2 211 483,01; (Zona Lankahuasa).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 2.1 Zona de aplicacion de la norma
Los lineamientos de diseño que se establecen en este documento aplican para la
zonificación de líneas submarinas que se indican en la figura 2.2:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 2.2 Linea submarina
Figura 2.3 Zonificacion de una linea submarina.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
2.7 NRF-026-PEMEX-2008: Protección con Recubrimientos Anticorrosivos para
Tuberías Enterradas y/o Sumergidas.
Esta norma de referencia establece los criterios generales y requisitos mínimos de calidad
que deben cumplir los materiales durante su aplicación, inspección y pruebas de los
sistemas de recubrimientos anticorrosivos exteriores para ductos de acero enterrados y/o
sumergidos en zonas lacustres (cruces de ríos, laguna, esteros, entre otros) y sus interfaces
(tierra-Aire y Agua-Aire), que pertenecen a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,
en los siguientes casos:
 Sistemas de Ductos de nueva construcción
 Mantenimiento de los sistemas de ductos existentes
Esta norma de referencia no incluye la selección del sistema de recubrimiento anticorrosivo
a aplicarse en una tubería determinada; la decisión de la selección del sistema anticorrosivo
es responsabilidad del área usuaria. El sistema de recubrimiento anticorrosivo seleccionado
se debe incluir en las bases técnicas de concurso correspondientes.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de los
recubrimientos anticorrosivos y contratación del suministro y aplicación de los
recubrimientos anticorrosivos para ductos de aceros enterrados y/o sumergidos, 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 debe
cumplir el proveedor, contratista o licitante
2.8 NRF-047-PEMEX-2007: Diseño, Instalación y Mantenimiento de los Sistemas de
Protección Catódica
Esta norma incluye los requisitos para el diseño, materiales, instalación, pruebas y
mantenimiento de sistemas de protección catódica, a través de ánodos galvánicos o
sistemas de corriente impresa, para proteger contra la corrosión a tuberías enterradas (en
lecho marino y áreas terrestres) o sumergidas en cuerpos de aguas dulce, salobre, marino y
para subestructuras de plataformas marinas, muelles, embarcaderos y monoboyas,
utilizados en las actividades de producción, transporte, distribución, comercialización y
procesamiento de hidrocarburos y sus derivados en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios de diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica que
se realicen en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
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 debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
2.9 NRF-060-PEMEX-2006: Inspección de Ductos de Transporte mediante Equipos
Instrumentados.
Esta norma establece los requisitos para la contratación del servicio de inspección por
medio de equipos instrumentados que se realicen en los sistemas de ductos para transporte
de hidrocarburos líquidos o gaseosos.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios de inspección interior con equipo instrumentado que realicen o pretendan realizar
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 debe cumplir
el proveedor, contratista o licitante.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
CAPITULO 3
DUCTOS MARINOS
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Un ducto marino es una estructura formada por tubos y accesorios, los cuales están unidos
a sus extremos. Su función es transportar los hidrocarburos de una plataforma a otra, a
tierra o monoboyas.
Figura 3.1 Ductoas marinos
Materiales.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Tubería. La tubería que se utilice en el diseño de ductos marinos debe cumplir con lo
establecido en la norma de referencia NRF-001-PEMEX-2007, tanto para servicio de
hidrocarburos amargos como no amargos.
Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás
accesorios utilizados en las líneas submarinas de transporte de hidrocarburos, deben
satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación,
componentes y calidad indicados en la NRF-096- PEMEX-2010.
Las válvulas que vayan a instalarse bajo el NMM deben cumplir los requerimientos de la
ISO 14723:2001. Las válvulas que vayan a instalarse sobre el NMM deben cumplir los
requerimientos de la NRF-211-PEMEX-2008.
El uso de las bridas de desalineamiento y las tés de flujo queda a criterio del diseñador y
sus especificaciones y características deben estar conforme a catalogo del fabricante y
adecuados para el servicio.
3.1 Partes de un ducto marino
Un ducto marino está formado de tres partes principales, las cuales son:
a) Ducto ascendente
Se conoce como ducto ascendente o riser a la tubería marina vertical en su fase
inicial y final (origen-destino) en plataforma. El ducto ascendente inicia en la unión
con la curva de expansión. Esta unión se realiza por lo general con un elemento
mecánico como una brida giratoria (brida swivel) y termina en la trampa de diablos o
tubería de cubierta.
Las plataformas están constituidas por elementos tubulares, así que alguna de sus
piernas sirve de guía y soporte para el ducto ascendente, el cual se soporta por
medio de una abrazadera ancla en su extremo superior y por algunas abrazaderas
guía o deslizantes a lo largo de la pierna. Sus diámetros varían entre 8 y 36 pulgadas
y una plataforma puede llegar a tener hasta 12 de ellos, en ocasiones es necesario
colocar hasta tres ductos en una sola pierna
.
El ducto ascendente debe ser instalado por la parte exterior de la plataforma y estar
apoyado en la misma por medio de abrazaderas (anclas y guías), las cuales deben
diseñarse para la combinación de cargas críticas, se debe evitar colocar ductos
ascendentes en el área tanto de pozos como de cunetas de deslizamiento. En caso
de ser necesaria la colocación de más de dos ductos ascendentes en una misma
pierna, se debe realizar los análisis de cargas correspondientes. Tanto en las anclas
como en las guías se debe colocar un material aislante para evitar contacto entre el
ducto ascendente y la plataforma. La separación y diseño de las abrazaderas debe
definirse con base al análisis estructural considerando: peso propio, presión,
temperatura y fuerza producida por oleaje y corriente y un análisis por vorticidad,
tanto para la fase de instalación como de operación.
Se debe colocar un sistema de protección para atenuar la temperatura en la zona de
mareas y oleaje, el cual debe extenderse 4,00 m (13,13 pies) en la parte aérea y 3,00
m (9,85 pies) en la parte sumergida considerando el NMM. El sistema puede ser de
material metálico o no metálico, y debe cumplir con los requerimientos de la
Especificación Técnica P.2.0721.04-2008.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
La unión entre el ducto ascendente y la curva de expansión debe diseñarse de tal
forma que sea una conexión sencilla pero que asegure hermeticidad e integridad
estructural bajo las condiciones de carga especificadas.
El ducto ascendente se debe proteger contra impactos de embarcaciones (lanchas
de pasaje o abastecedores) con una estructura (defensa) fija a la plataforma en la
zona de mareas y oleaje, fabricada con acero ASTM A 36, API 5L Grado B o
equivalente.
b) Curva de expansión
El diseño de la curva de expansión debe garantizar la flexibilidad suficiente para
absorber las cargas en condiciones generadas durante la operación y en condiciones
de tormenta de la plataforma, pudiendo tener la configuración de una Z o de una L.
Los cálculos de la expansión deben considerar la interacción entre el ducto y el suelo
marino. La curva de expansión incluye un tramo de tubería recta superficial al lecho
marino de 30 metros después del último codo horizontal, más una longitud de
transición donde inicia el enterrado hasta unirse con la línea regular. Está longitud de
transición, se debe obtener mediante el radio de curvatura permisible para no
exceder el 18% del SMYS. Además se debe revisar que no exceda el esfuerzo
combinado permisible.
Se deben diseñar elementos atiesadores para la curva de expansión cuando el
análisis estructural lo requiera, y el plano de ingeniería debe indicar con una nota que
éstos deben retirarse una vez instalada y conectada la misma con el ducto
ascendente y la línea regular.
c) Línea regular.
Sección de tubería comprendida entre las curvas de expansión (ver figura 2.2).
Es importante señalar, que la línea submarina y el ducto ascendente surgen de la necesidad
de transportar los hidrocarburos (crudo y gas) extraídos del subsuelo marino, y que a su vez
se efectúa con la ayuda de plataformas marinas, que sirven además de soporte para llevar
la línea submarina a su fase inicial y final (origen y destino), mediante el ducto ascendente:
La clasificación de los ductos marinos es en relación a las tres Categorías de Seguridad y
Servicio (CSS) para diseño de una línea submarina, en función de:
 Tipo de fluido
I. Oleoductos (transportan crudo)
II. Gasoductos (transportan gas)
III. Oleo-gasoductos (transportan crudo y gas)
 La zonificación
I. Zona A
II. Zona B
 Volumen de producción transportado
I. Muy alta
II. Alta
III. Moderada
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Para considerar el factor de diseño adecuado, el cual incluye las condiciones de riesgo de la
línea submarina. Dichas categorías son: Muy alta, Alta y Moderada.
3.2 LA CLASIFICACIÓN DE LOS DUCTOS MARINOS
3.2.1 LA ZONIFICACIÓN
Zona A
Comprende la línea regular y ramales.
Zona B
Comprende el ducto ascendente y curva de expansión.
La zonificación de una línea submarina se define de la siguiente manera:
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Figura 3.2 Linea submarina
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 3.3 Zonificacion de una linea submarina.
3.2.2 POR TIPO DE FLUIDOS
3.2.2.1 Oleoducto
Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de
petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias. La excepción es el gas natural,
el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le denominan gasoductos a sus tuberías por
estar en estado gaseoso a temperatura ambiente.
Fueron pioneros en el transporte por medio de oleoductos las compañías de Vladímir
Shújov y Branobel, a finales del siglo XIX.
 Construcción
Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de
petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un coste menor por unidad y
también mayor capacidad.
A pesar de que se pueden construir oleoductos bajo el mar, el proceso es altamente
demandante tanto tecnológica como económicamente; en consecuencia, la mayoría del
transporte marítimo se hace por medio de buques petroleros.
Los oleoductos se hacen de tubos de acero o plástico con un diámetro interno de entre 30 y
120 centímetros. Donde sea posible, se construyen sobre la superficie. Sin embargo, en
áreas que sean más desarrolladas, urbanas o con flora sensible, se entierran a una
profundidad típica de 1 metro.
La construcción de oleoductos es compleja y requiere de estudios de Ingeniería Mecánica
para su diseño de Conceptual a Detalles, así como estudios de impacto ambiental a todo lo
largo de las áreas por donde serán tendidos.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
El American Petroleum Institute es la institución más influyente a nivel mundial en lo que
respecta a normas de ingeniería para la construcción de oleoductos, siendo la
especificación API 5L (Especificaciones para Tubería de Línea) la aplicable para la
construcción de tuberías para transporte de petróleo crudo, gas, así como derivados de
hidrocarburos. La última versión del API 5L fue divulgada en Octubre 2007 en su edición
44ta.
Los oleoductos de tubería de acero son construidos uniendo en el sitio (campo) la series de
tubos del diámetro requerido que han sido llevados al lugar del tendido, la unión es
generalmente mediante soldadura. Los tubos por su parte, pueden tener diámetros desde
1/2" (12,7 mm) hasta 144" (aproximadamente 360 cm) y vienen de fábricas de tuberías que
pueden utilizar diversos métodos para su fabricación de acuerdo a la norma API 5L, los
métodos más usados son: - Seamless (Sin Costura, un tipo de tubería que no es soldada) ERW (Electrical Resistance Welding o soldadura por resistencia eléctrica hoy día conocida
como High Frequency Welding o HFW) - SAW (Submerged Arc Welding o Soldadura por
Arco Sumergido). De este tipo existe la SAWL (Con costura longitudinal) y la SAWH (Con
costura Helicoidal o en Espiral).
 Operación
El petróleo se mantiene en movimiento por medio de un sistema de estaciones de bombeo
construidas a lo largo del oleoducto y normalmente fluye a una velocidad de entre 1 y 6 m/s.
En ocasiones se utiliza el oleoducto para transportar dos productos distintos o más, sin
hacer ninguna separación física entre los productos. Esto crea una mezcla en donde los
productos se unen llamada la interfaz. Esta interfaz debe retirarse en las estaciones de
recepción de los productos para evitar contaminarlos.
El petróleo crudo contiene cantidades variables de cera o parafina la cual se puede
acumular dentro de la tubería. Para limpiarla, pueden enviarse indicadores de inspección de
oleoductos, también conocido como pigs por su nombre en inglés, mecánicos a lo largo de
la tubería periódicamente porque es posible su reutilización.
 Accidentes
Los oleoductos transportan material inflamable y volátil, por lo que son fuente de
preocupaciones de seguridad.




17 de octubre de 1998 - en Jesse en el delta del río Niger en Nigeria, un oleoducto
hizo explosión matando a unos 1200 aldeanos, algunos de los cuales estaban
recogiendo gasolina. Este es el peor de varios accidentes similares en este país.
4 de julio de 2002 - La ruptura del oleoducto de Enbridge liberó petróleo crudo cerca
de Cohasset, Minnesota.
12 de mayo de 2001 - un oleoducto tuvo rupturas en las afueras de Lagos, Nigeria.
Un máximo de 200 personas pudieron haber muerto.
19 de diciembre de 2010 - Explota un oleoducto alrededor de las 6:00 am
perteneciente a la para-estatal mexicana Petróleos Mexicanos (PEMEX) debido a
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”

una toma clandestina que era usada para el robo de combustible, ocurrido en el
municipio de San Martín Texmelucan, del estado de Puebla en México dejando una
cifra de al menos 27 personas muertas, 52 heridas y más de 5.000 personas
desalojadas de sus hogares por temor a que no fuera la única toma clandestina
dejando además perdidas por varios millones de dólares (Fuente: Periódico El
Universal [México]).
23 de diciembre de 2011 - Un poliducto hace explosión en la población de
Dosquebradas, en Colombia, 39 muertos y 80 heridos.
Como blancos
Los oleoductos pueden ser el blanco de vandalismo, sabotaje o hasta de ataques
terroristas. En la guerra, los oleoductos suelen ser el blanco de tácticas militares, ya que la
destrucción de oleoductos puede romper seriamente la logística enemiga.
3.2.2.2 Gasoductos
Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran
escala. Es muy importante su función en la actividad económica actual.
Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases
inflamables y/o tóxicos
Por analogía con el oleoducto, se le llama con frecuencia gaseoducto, término que también
es aceptado por el Diccionario de la Lengua Española con la misma definición.
 Construcción
Figura 3.4 Construcción de un gasoducto en Argentina, en el año 1960.
Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión,
desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de
1 metro. Excepcionalmente, se construyen en superficie.
Por razones de seguridad, las normas de todos los países establecen que a intervalos
determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
en caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, pueden ser
necesario situar estaciones de compresión a intervalos.
El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación,
generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para
el gas natural, se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones
criogénicas a muy baja temperatura (-161 ºC).
Figura 3.5 Señales que indican que hay un gasoducto cercano.
Para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la
perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como
la fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para
cruzar otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles.
El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van
depositando sobre el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.
Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén
protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con
algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que
la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm.
Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar
dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que
establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.
El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción.
Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la
modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, etc. Queda, únicamente, comprobar
la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función de los
cambios realizados: repoblaciones, reforestaciones, protección de márgenes, etc.
En general, en Europa, todos los gasoductos están obligatoriamente sometidos a
procedimientos de evaluación de impacto ambiental por las autoridades competentes. En
este procedimiento, se identifican, entre otras, las zonas sensibles ambientalmente y los
espacios protegidos, se evalúan los impactos potenciales y se proponen acciones
correctoras.
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 Circulación del gas
La presión a la que circula el gas por el gasoducto es normalmente de 72 bar para los de las
redes básicas de transporte y 16 bar en las redes de distribución.
Para llevar el gas hasta los hogares y comercios, es preciso bajar la presión de transporte
hasta límites razonablemente seguros. Esto se consigue instalando estaciones de
regulación a lo largo del gasoducto en las que se baja la presión hasta la presión habitual de
distribución.
El cambio de presiones se hace de forma análoga a las redes eléctricas (alta tensión/baja
tensión), en este caso se utilizan estaciones de regulación y medida, por medio de
reguladores de presión de membrana se regula la presión de salida que se necesite.
Servidumbre
Figura 3.6. Señal que indica la presencia cercana de un gasoducto de alta presión
En España, en los lugares por donde pasa un gasoducto, se establecen las siguientes
limitaciones a la propiedad:
1. Prohibición de efectuar trabajos de arada o similares a una profundidad superior a 50
centímetros, así como plantar árboles o arbustos a una distancia inferior a 2 metros,
a contar del eje de la tubería.
2. Prohibición de realizar cualquier tipo de obras, construcción, edificación o efectuar
acto alguno que pudiera dañar o perturbar el buen funcionamiento de las
instalaciones a una distancia inferior a 10 metros del eje del trazado, a uno y otro
lado del mismo. Esta distancia podrá reducirse siempre que se solicite expresamente
y se cumplan las condiciones que en casa caso fije el órgano competente de la
Administración.
3. Libre acceso del personal y equipos necesarios para poder mantener, reparar o
renovar las instalaciones con pago, en su caso, de los daños que se ocasionen.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4. Posibilidad de instalar hitos de señalización o delimitación y los tubos de ventilación,
así como de realizar las obras superficiales o subterráneas que sean necesarias para
la ejecución o funcionamiento de las instalaciones.
 Accidentes
Los gasoductos transportan material inflamable y volátil, por lo que son fuente de
preocupaciones de seguridad






3 de junio de 1989.— Dos trenes circulando, produjeron chispas que detonaron gas
natural de un gasoducto con fugas cerca de Ufa, Rusia. Hubo unas 645 personas
muertas.
28 de septiembre de 1993.— Durante los trabajos de colocación de fibra óptica en la
Autopista Regional del Centro en Venezuela, la rotura accidental de un gasoducto
principal provocó una explosión y subsecuente incendio, dejando 53 personas
muertas y 70 heridas. (El País)
28 de diciembre de 1998 - La explosión de un Gasoducto en Colombia, en la
población de Arroyo de Piedra, donde murieron 15 personas y 25 resultaron heridas.
No fue posible determinar las causas pero pruebas realizadas por las autoridades
colombianas indicaron la existencias de colonias de bacterias, las cuales atacaron la
tubería causando corrosión localizada generando escape de gas y la explosión del
ducto.
19 de agosto de 2000.— La rotura de un gasoducto de gas natural que estalló en
llamas cerca de Carlsbad, Nuevo México mató a 12 miembros de la misma familia.
La causa fue una importante corrosión interna del gasoducto.
30 de julio de 2004.— Un gasoducto principal explotó en Ghislenghien, Bélgica
(treinta kilómetros al sudoeste de Bruselas), matando a por lo menos 23 personas y
dejando 122 heridos, algunos de extrema gravedad. (CNN) (Expatica)
7 de mayo de 2007.— Una explosión en Ucrania destruyó parcialmente un gasoducto
que transporta gas de Rusia a la Unión Europea.
Atentados

10 de septiembre de 2007— Cuatro gasoductos de Petróleos Mexicanos (PEMEX)
explotaron en la madrugada en Veracruz (México).5 Estos atentados fueron
reivindicados por el Ejército Popular Revolucionario (EPR).6 , 7
3.2.2.3 Oleo-Gasoducto
Un oleo-gasoducto por definición corresponde a una tubería de gran diámetro para el
transporte de hidrocarburos en fase gaseosa y liquida desde el sitio donde se extrae o
produce hasta los centros de distribución, de utilización o transformación.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
3.2.3 VOLUMEN DE PRODUCCIÓN TRANSPORTADO
La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se
debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente
Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta categorización puede ser elevada a una
categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencias de
falla.
Con relación al tipo de fluido que transporta se deben considerar dos grupos:
3.2.3.1 Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos.
Gases inflamables y/o tóxicos además de mezclas de hidrocarburos (oleo gasoductos).
Las CSS para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos se deben
seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 1.
Tabla 3.1 Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases
inflamables y/o tóxicos.
NIVEL
PRODUCCIÓN
0 - 300 MBCPED
DE
ZONA A
ZONA B
ALTA
MUY ALTA
3.2.3.2 Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos.
Líquidos inflamables y/o tóxicos. La categorización de una línea especifica que transporta
gas o mezcla de crudo y gas, se debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles
de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta
categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación
cuantitativa de riesgo y consecuencias de falla.
Las CSS para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos se deben
seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 3.2.
Tabla 3.2 Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan líquidos
inflamables y/o tóxicos.
NIVEL
DE
ZONA A
PRODUCCIÓN
0 - 100 MBCPED
MODERADA
101 – 1000 MBCPED
MUY ALTA
ZONA B
MODERADA
ALTA
3.2.3.3 Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
En líneas que transporten fluidos que no sean inflamables y no tóxicos (agua, nitrógeno y
otros), deben categorizarse con la clasificación Moderada.
Anexo B. Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de
crudo pesado equivalente.
1) La producción de las líneas de gas se convertirá a Miles de Barriles de Crudo Pesado
Equivalente Diarios con la siguiente expresión:
1 MBCPED = 139,798 m3 (4,937 millones de pies cúbicos) diarios de gas.
2) La producción de las líneas de crudo ligero se convertirá a Miles de Barriles de Crudo
Pesado
Equivalente Diarios con la siguiente expresión:
1 MBCPED = 140,83 m3 (0,886 miles de barriles) de crudo ligero diarios.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
CAPITULO 4
REQUISITOS
MÍNIMOS
PARA
INSPECCIÓN,
EVALUACIÓN
Y
MANTENIMIENTO
DE
DUCTOS
MARINOS EN PEMEX
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.1 Objetivo
Establecer los requisitos mínimos que debe cumplir el prestador de servicios para llevar a
cabo una adecuada inspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos que
involucren todos los parámetros que garanticen la integridad mecánica a la red de ductos
marinos instalados en el Golfo de México, con la finalidad de establecer programas de
inspección, mantenimiento y recomendaciones de operaciones futuras.
4.2 Alcance.
Se establecen los criterios y niveles de inspección para los ductos marinos de aceros que
transportan hidrocarburos líquidos y gaseosos y/o productos relacionados, agua y gas
nitrógeno. La información necesaria para su evaluación, así como la ingeniería para el
mantenimiento preventivo y correctivo recomendado y los formatos que deben ser llenados
para llevar un registro histórico del ducto inspeccionado. Así mismo, el ducto marino
comprende línea regular, ducto ascendente y arribo playero.
4.3 Campo de Aplicación.
Este tema de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la
contratación de los servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de
PEMEX Exploración y Producción. Por lo que debe de ser incluido en los procedimientos de
contratación: licitación pública, Invitación cuando menos a tres empresas, o por adjudicación
directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Este tema es aplicable en inspección, evaluación y mantenimiento de líneas submarinas
localizadas en el Golfo de México, en profundidades de 100 metros y menores, en las zonas
delimitadas por las coordenadas que se indican a continuación y que se muestran en la
figura 4.1.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 4.1 Zona de aplicación
Fuente: Obtenido de la Norma de referencia NRF-014-PEMEX-2006
4.4 Inspección
La planeación de las operaciones de inspección de los sistemas de ductos marinos de
transporte de hidrocarburos, es responsabilidad de PEMEX, y está regulada
fundamentalmente por el análisis de su condición, desde el punto de vista del diseño,
fabricación e instalación y el nivel de riesgo a sufrir daño; considerando las fallas y sus
consecuencias, inspeccionando en cada tramo del ducto marino, como mínimo la línea
regular, ducto ascendente y arribo playero.
Todas las indicaciones encontradas durante los trabajos de inspección, deben referenciarse
a un punto fijo para facilitar su ubicación en los trabajos de mantenimiento.
Para llevar a cabo el programa de inspección del ducto, se debe contar con la siguiente
información básica:
 Carta geográfica con la localización de las instalaciones marinas
 Manual de inspección de ductos Marinos
 Libros con los planos de los arribos de los ductos Marinos a las plataformas.
 Relación de ductos marinos y ascendentes con datos de operación
 Información básica de ductos de acuerdo a los formatos indicados en el ANEXO A
 Información histórica de operación y mantenimiento
 Registros de inspecciones anteriores
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Derivado de la inspección, se debe entregar la información de las indicaciones detectadas
conforme a lo establecido en los Anexos B y F de dimensiones significativos y formatos de
inspección respectivamente y los formatos resumen de tales indicaciones de acuerdo al
Anexo E.
A un ducto marino que se inspeccione se le debe aplicar los siguientes tipos de inspección
(Ver Tabla 1 sobre programas, tipos y frecuencias de inspección):
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.4.1 Inspección externa inicial (T0)
Aplica a todos los ductos nuevos donde se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil
topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular, así como la inspección visual de
ductos ascendentes y arribos playeros.
4.4.1.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección inicial se debe disponer, previo al
inicio de los trabajos, la siguiente información:
 Procedimiento específico aceptado por PEMEX.
 Calendario general de inspección y programa de trabajo particular del ducto por
inspeccionar.
 Certificados vigentes de calibración del equipo a utilizar que lo requiera, expedidos
por laboratorios acreditados por la EMA (Entidad Mexicana de Acreditación) u otro
organismo internacional que tenga reconocimiento mutuo con esta entidad. En su
defecto, previa comprobación de no existencia de laboratorios acreditados o
entidades capacitadas, la calibración puede ser efectuada por el propio contratista,
aplicando un procedimiento propio avalado por un especialista o una casa
Certificadora
 Relación de personal certificado de inspección, mostrando documentación probatoria
original y vigente de acuerdo a la Norma que aplique.
4.4.1.2 Equipo principal. Embarcación con equipo sonar de barrido lateral (Side Sean
Sonar), perfilador somero detector de metales y ecosonda que cumpla con las
características mínimas indicadas en el Anexo C, buceo industrial e inspección visual en
donde apliquen
Figura 4.2 Ejemplo de una Ecosonda
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.3 Zonar del barrido lateral
4.4.1.3 Perfil del personal. Personal de experiencia y conocimientos comprobados en
trabajos de inspección a tuberías submarinas, así como del tipo e importancia de los daños
potenciales que se pueden encontrar. Buzos inspectores calificados por una empresa
reconocida nacional o internacional.
4.4.1.4 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar la inspección de todo el alineamiento del
ducto marino, la inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la
finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente:
a) Tramos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre la tubería,
garreos de anclas, tubería sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición de la
tubería sobre el lecho marino.
b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en línea regular, ductos
ascendentes y arribos playeros.
c) Condición funcional de toda la soportaría del ducto.
4.4.1.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse una sola vez en un plazo de seis a
doce meses después de iniciada la operación del ducto, siempre y cuando no se haya
realizado durante la construcción.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.4.1.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos
establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo
F. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos
significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en
archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma
inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones
correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación
del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.2 Inspección externa (T1)
Se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la
línea regular, así como realizar la inspección visual de ductos ascendentes y arribos
playeros.
4.4.2.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección externa (T1), se debe disponer,
previo al inicio de los trabajos, adicionalmente a la información indicada en el inciso 4.4.1.1.
de los resultados de las últimas inspecciones y reparaciones efectuadas.
4.4.2.2 Equipo principal. El equipo necesario para la realización de esta inspección debe
cumplir con lo indicado en 4.4.1.2.
4.4.2.3 Perfil del personal. El personal necesario para la realización de esta inspección
debe cumplir con lo indicado en 4.4.1.3
4.4.2.4 Trabajos que se deben ejecutar. Los trabajos que se deben ejecutar deben cumplir
con lo indicado en 4.4.1.4
4.4.2.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse cada 2,5 años después de la
inspección inicial en el periodo intermedio de la inspección externa T2, y se debe omitir
cuando se realice dicha inspección.
4.4.2.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales debe cumplir con lo indicado en 4.4.1.6
4.4.3
Inspección externa con equipo de operación remota (T2).
Se debe realizar esta inspección en la línea regular para identificar anomalías en su
trayectoria, mediante el uso de una embarcación equipada con vehículo operado a control
remoto (ROV), cubriendo desde el codo en el ducto ascendente de la Plataforma de origen
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
hasta el codo en el ducto ascendente de la plataforma de llegada o en su caso a 3 m de
tirante de agua en dirección al arribo playero. Así mismo se debe efectuar un monitoreo de
la protección catódica en todo el eje longitudinal del ducto, de igual modo se debe realizar
la medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos
ascendentes conforme a los criterios establecidos en la norma de referencia NRF-047PEMEX-2007.
Figura 4.4 Vehiculo operado a contro remoto (ROV)
4.4.3.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección con Equipo de Operación
Remota (ROV), se debe disponer previo al inicio de los trabajos, la información indicada en
el inciso 4.4.2.1.
4.4.3.2 Equipo principal. Embarcación de Posicionamiento equipada principalmente con
vehículo operado a control remoto (ROV).
Embarcación de poco calado con el equipo necesario para la inspección tanto del trazo y
perfil del ducto como del potencial catódico, mediante el método del cable de arrastre
(este equipo no es necesario que este a bordo del barco inspector) para el caso de un
ducto marino con arribo playero. Para complementar la inspección en los arribos playeros
se deben utilizar equipos que proporcionen la misma información que el equipo de
operación remota.
4.4.3.3 Embarcación de Posicionamiento DPII. Embarcación con equipo de
posicionamiento dinámico (DPII) que cumpla con las características mínimas indicadas en
el Anexo C.
4.4.3.4 Equipo de Operación Remota (ROV). Equipo de operación remota (ROV) que
cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.4.3.5 Equipos a utilizar para terminar la inspección en el arribo playero. Equipo de
buceo, de Geoposicionamiento, sonar, equipo de levantamiento de potenciales y cámaras
submarinas.
4.4.3.6 Perfil del personal. Personal con experiencia y conocimientos de la operación del
equipo ROV comprobados en trabajos de inspección a tuberías submarinas, así como del
tipo de daños potenciales que se pueden encontrar.
El personal que realice la inspección continua del potencial catódico debe tener
experiencia y conocimientos comprobados para inspeccionar, identificar, interpretar la
información obtenida y documentar las anomalías o daños en el recubrimiento dieléctrico,
en los ánodos de sacrificio; entre los más frecuentes se encuentran: baja de potencial,
daños mecánicos y desprendimientos.
4.4.3.7 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar el recorrido con embarcación provista
del equipo de Operación Remota (ROV) en todo el alineamiento de la línea regular,
inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y
registrar como mínimo lo siguiente:
a. Tubería fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre la
tubería, curvaturas, garreos de anclas, tubería sobre arrecifes, fugas,
cruzamientos, posición de la tubería sobre el lecho marino, profundidad
de enterramiento, perfil topográfico del lecho marino y condición del lastre
de concreto en tramos sin enterrar.
b. Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en el ducto.
c. Condición funcional de la soportaría del ducto.
d. Medición del potencial continúo por medio del ROV en toda la longitud de
la tubería.
e. Medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo
playero y ductos ascendentes.
4.4.3.8 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse en un plazo no mayor a cinco años
posterior a la inspección inicial.
4.4.3.9 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales junto con los datos del ducto marino debe elaborarse en los formatos
establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo
F. Se debe presentar el listado de hallazgos significativos y dimensionar las anomalías
encontradas en toda la longitud del ducto durante esta inspección, tales como socavaciones
entre la tubería y lecho marino, daños mecánicos y reportar las mediciones del gradiente de
potencial junto con el alineamiento del ducto en el formato de resumen de resultados como
se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. Se debe elaborar la
gráfica de Potencial continuo versus Longitud del ducto, incluyendo la localización de los
ánodos.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma
inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones
correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación
del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3)
Esta inspección se debe realizar para detectar daños contenidos en el espesor, pared
externa y pared interna del ducto ascendente y arribo playero en líneas que no sea posible
inspeccionarla con equipo instrumentado. Las técnicas que pueden emplearse son alguna o
algunas de las siguientes:
•
•
•
•
•
Inspección visual
Líquidos penetrantes
Partículas magnéticas
Inspección con equipo de ultrasonido
Inspección con ondas guiadas
4.4.4.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección mediante pruebas no destructivas
(T3) se debe disponer, previo al inicio de los trabajos, de la información indicada en el inciso
4.4.2.1.
4.4.4.2 Equipo principal. Barco equipado para trabajos de buceo, con equipo para cumplir
con las técnicas indicadas en el inciso 4.4.4.
4.4.4.3 Perfil del personal. El personal debe tener conocimiento y estar calificado por una
empresa reconocida nacional ó internacional en buceo y aplicación de pruebas no
destructivas. Además debe contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en
instalaciones costa afuera, así como también conocer la relevancia de diferentes daños
potenciales que pueden presentarse en las tuberías submarinas, tales como: abolladuras,
grietas, rayones, muescas, acanaladuras, entre otras. Esta inspección debe realizarse por
técnicos de nivel II como mínimo, especializados en las técnicas indicadas en 4.4.4. Todos
ellos calificados de acuerdo con la norma mexicana NMX-B-482-1991 y/o ASNT SNT-TC-1A
o equivalente
4.4.4.4 Trabajos que se deben ejecutar. Se debe realizar una inspección visual detallada,
medición de espesores de pared, inspección muestral de uniones soldadas y barrido en
zonas críticas tales como: elementos con daño previo, zonas de concentración de
esfuerzos y zonas de daño potencial por ambiente y condiciones de operación severos, así
como llevar a cabo la limpieza del área por inspeccionar para efectuar las pruebas no
destructivas aplicando las técnicas indicadas en 4.4.4. Se debe efectuar la metrología de la
anomalía o del daño detectado.
En caso de detectar anomalías en metal base, se debe determinar el espesor mínimo de
zona sana, mediante un barrido en la zona adyacente a la anomalía y reportar el valor
mínimo encontrado.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
En caso de detectar defectos en soldadura, deben tomarse como mínimo cinco lecturas de
espesor de pared en ambos lados de la unión soldada, para determinar el espesor de pared
de zona sana y se debe reportar el valor menor indicando su localización. Además debe
hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en ambos lados de la junta cubriendo como
mínimo la zona de barrido SD.
4.4.4.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse cada año durante los tres primeros
años de vida del ducto y luego se debe programar esta inspección cada tres años o una
tercera parte de la vida remanente determinada a partir de su tasa de crecimiento de daño,
el que resulte menor.
4.4.4.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos
establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo
F. Deben reportarse las dimensiones significativas de las anomalías encontradas durante la
inspección, conforme a lo establecido en el Anexo B. Adicionalmente, al término de la
inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen
de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma
inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones
correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación
del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4)
Este nivel de inspección tiene como objetivo inspeccionar con diablo instrumentado la
tubería, para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y externa, cambios en
la geometría del tubo (ovalamiento, abolladuras, etc.), laminaciones, ampollas y en algunos
casos grietas, de tal manera que se tenga información para evaluar los daños y elaborar los
programas del mantenimiento requerido. La inspección mediante equipos instrumentados
debe cumplir con lo indicado en la NRF-060-PEMEX-2006.
Figura 4.5 Diablo instrumentado
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.4.5.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección con equipo instrumentado (T4) se
debe disponer, previo al ¡nido de los trabajos, la información indicada en el inciso 4.4.2.1.
4.4.5.2 Equipo principal. Diablo de limpieza, diablo calibrador, diablo simulador y diablo
instrumentado.
4.4.5.3 Perfil del personal. El personal operador del diablo instrumentado así como el
analista de los resultados del mismo deben estar calificados y/o certificados por la entidad
que representan de acuerdo al método que utilice el equipo. Además deben contar con
experiencia comprobada en trabajos de inspección en tuberías submarinas, así como también
interpretar e identificar los diferentes daños detectados en el ducto que pueden presentarse
durante la inspección.
4.4.5.4 Trabajos que se deben ejecutar. Corrida del equipo instrumentado la cual depende
de los requerimientos del área usuaria.
4.4.5.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse conforme al programa de inspección
establecido por PEMEX.
4.4.5.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos
establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo
F. El reporte de resultados debe efectuarse conforme a los requerimientos del área usuaria.
El anexo D indica los requerimientos mínimos de información de inspección con equipo
instrumentado. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de
hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo
E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma
inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones
correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación
del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.6 Inspección especial ocasional
Esta inspección se debe realizar después de la presencia de un evento extraordinario que
pueda afectar la integridad del ducto por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y
equipo mínimo requerido dependen de dicho evento, pudiéndose aplicar las inspecciones
T1, T2, T3 y/o T4 descritas anteriormente. Las dimensiones y características de las
anomalías encontradas mediante esta inspección, deben registrarse conforme al Anexo B.
4.4.7 Inspección especial de seguimiento
Esta inspección se debe realizar de acuerdo con el programa establecido por PEMEX para
dar seguimiento a la evolución de las anomalías detectadas previamente, por lo que el tipo
de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicha anomalía,
pudiéndose aplicar las inspecciones T1, T2, y/o T3 descritas anteriormente. Las
dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección,
deben registrarse conforme al Anexo B.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.2 Tabla PROGRAMAS, TIPOS Y FRECUENCIAS DE INSPECCIÓN PARA DUCTOS MARINOS
Programa
de
Inspección
Externa
Inicial
Externa
Tipos de
Inspección
Localización
Actividad
Equipo mínimo
Personal
TO
*Revisión
de
alineamiento, trazo y
Línea regular, perfil topográfico de
ducto
línea regular, cruces e
ascendente y interconexiones
arribo playero *Inspección visual de
ducto ascendente y
arribo playero.
Barco equipado con
Sonar de barrido
lateral,
perfilador
somero detector de
metales, ecosonda y
equipo de buceo.
T1
Revisión
de
alineamiento, trazo y
Línea regular, perfil topográfico de
ducto
línea regular, cruces e
ascendente y interconexiones
arribo playero Inspección visual de
ducto ascendente y
arribo playero.
Barco equipado con
Sonar de barrido
lateral,
perfilador
somero detector de
metales, ecosonda y
equipo de buceo.
Medición del gradiente
de potencial catódico,
medición
de
la
continuidad de las
juntas aislantes del
arribo
playero
y
ductos ascendentes.
Inspección
para
Línea regular, verificar
el
ducto
alineamiento,
ascendente y profundidad
de
arribo playero enterramiento,
perfil
topográfico del lecho
marino, condición del
lastre de concreto en
tramos sin enterrar,
fugas,
daños
mecánicos, escombros
y
localización
de
anomalías.
Barco equipado con
vehículo operado a
control remoto (ROV)
con
equipo
de
De acuerdo a lo
Potencial catódico.
en el punto
Lancha con motor indicado
4.4.2.4.
fuera de borda y
equipo de medición
de
protección
Catódica.
T2 (ROV +
Protección
catódica)
Inspección
visual
detallada, medición de
espesores de pared,
inspección maestral de
Ducto
uniones soldadas y
T3 (Pruebas no ascendente
y barrido
en
zonas
destructivas).
arribo playero críticas y en su caso
dimensionar
y
caracterizar
las
anomalías
encontradas.
Detectar
daños
y
anomalías como son:
corrosión interna y
externa, cambios en la
geometría del tubo,
laminaciones, grietas.
Técnicos
Especialistas
Técnicos
especialistas
Cada 2,5 años después
de la inspección inicial,
en el periodo intermedio
de la inspección T2 y se
omite cuando se realice
la inspección T2.
Cada
años
cinco
Cada año durante los
primeros tres años de
vida del ducto y luego
Barco con equipo de Técnicos y buzos se programara realizar
esta inspección cada
buceo y equipo para inspectores
certificados
en tres años o una tercera
pruebas
no pruebas
no parle
de
la
vida
destructivas.
destructivas.
remanente determinada
a partir de su tasa de
crecimiento de daño, el
que resulte menor.
Equipos
de
limpieza, calibrador,
geómetra,
geoposicionador e
Instrumentado
Interna
Especial
Línea regular,
Conforme al tipo de Conforme al tipo de Conforme al tipo de
Ocasional: T1, ducto
inspección.
T2 , T3 Y/O T4 ascendente y/o inspección.
inspección.
arribo playero,
Línea regular,
ducto
ascendente y/o
arribo playero,
de
Solo una de seis a doce
meses
después
de
iniciada la operación del
duelo, siempre y cuando
no se haya realizado
durante la construcción.
Línea regular,
T4 (Equipo ducto
instrumentado) ascendente y
arribo playero.
Seguimiento:
T1.T2 Y/0T3
Frecuencia
inspección
Especialistas en la
De acuerdo con el
inspección con
programa establecido
equipo
por PEMEX.
instrumentado
Depende
evento.
del
Conforme al tipo de
inspección para el Conforme al tipo de
De acuerdo con el
Conforme al tipo de programa establecido
monitoreo
de
la
inspección.
evolución
de
la inspección.
por PEMEX.
indicación
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Nota: Los formatos a utilizarse deben ser de acuerdo al tipo de inspección.
4.5
Evaluación.
La evaluación debe realizarse de acuerdo a lo indicado en los incisos 4.5.2 a 4.5.9.
Únicamente se permitirá la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios
de ingeniería (mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito, pruebas
de laboratorio, etc.) que el efecto real de las anomalías no pone en riesgo la integridad
estructural de las tuberías y por lo tanto, la seguridad y confiabilidad de las instalaciones.
Para la evaluación de las indicaciones o anomalías encontradas, se debe tomar en cuenta
los resultados de evaluaciones anteriores de las mismas, de tal manera que solo se analicen
aquellos casos donde se detecten cambios o modificaciones que requieran de un nuevo
análisis.
En esta sección cuando no se cumplan los criterios de aceptación indicados para cada
evaluación, el contratista debe proponer a PEP algún otro análisis o medida precautoria para
garantizar la confiabilidad del ducto durante la operación.
La evaluación se debe registrar en los formatos indicados en el inciso 4.7.2. En caso de
que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea
un daño, se debe reportar en el formato de evaluación FE01.
4.5.1 Requerimientos de información
Para realizar la evaluación se debe solicitar a PEMEX la información indicada en el Anexo A
y la información de las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por PND
descritas en el Anexo B.
4.5.2 Estabilidad hidrodinámica
4.5.2.1. Estabilidad hidrodinámica horizontal. Se debe realizar un análisis de estabilidad
hidrodinámica para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen
con lo indicado en esta sección, éste análisis debe realizarse para condiciones de operación
de la línea, utilizando los lineamientos establecidos por el AGA (Analysis for Submarine
Pipeline On-Bottom Stability) o equivalente. Debe considerarse la combinación de fuerzas
verticales y horizontales actuando simultáneamente, así como la direccionalidad del oleaje y
corriente.
El análisis de estabilidad hidrodinámica se debe realizar únicamente si la línea regular o un
tramo se encuentra desenterrada más del 50% de su diámetro exterior, exceptuando curva
de expansión y zona de transición. El análisis debe realizarse con la tubería desenterrada,
llena del fluido y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de evaluación se
indican en la Tabla 2.
Durante el análisis hidrodinámico de la línea submarina el factor de estabilidad
seleccionado, se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo
inducidas por el oleaje:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de
tormenta.
b) Una velocidad de fondo (U1/1-0oo). para un período de 3 horas de tormenta
completamente desarrollada.
Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser
iguales o mayores que el factor de estabilidad indicado en la Tabla 3. En caso de que los
factores de estabilidad hidrodinámica calculados sean inferiores a los indicados en dicha
tabla, se debe aplicar alguno de los métodos de mantenimiento correctivo indicados en el
subinciso 4.6.2.3 de este tema.
Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis para periodos de
retorno de 100 años, se indican a continuación:
Altura de ola y velocidad de corriente.
Las alturas de ola y velocidades de corriente para las diferentes zonas del Golfo de México
para un periodo de retorno de 100 años se indican en las figuras 4.6 a 4.9 del Anexo A.
Figura 4.6 Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundida
para la sonda de Campeche y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 100
años)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 4.7 Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundida
para la Zona Norte y Lankahuasa (periodo de retorno de 100 años)
Figura 4.8 Altura de ola maxima y significante para la sonda de Campeche
y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 100 años)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 4.9 Altura de ola maxima y significante para la zona Norte y
Lankahuasa (periodo de retorno de 100 años)
En el caso de que un tramo de la tubería se haya desplazado como resultado del paso de
un huracán se debe realizar una evaluación de la estabilidad hidrodinámica horizontal de
acuerdo a 4.5.2.1, y adicionalmente realizar un análisis de flexibilidad de acuerdo a lo
indicado en este inciso.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Tabla 4.3 Parametros de la Evaluación
PARÁMETROS DE EVALUACIÓN
+
Nivel de enterrado de la línea.
FASE DE OPERACIÓN
De acuerdo a inspección.
+ Consideración del peso del fluido
Tubo lleno (operación).
+
Características del suelo.
Tomar datos del estudio geotécnico del
corredor, realizado con pruebas estáticas o
dinámicas.
+
Altura de ola significante
Datos del Anexo A(1) de la NRF-013PEMEX-2009 correspondientes a un
periodo de retorno de 100 años.
-
Velocidad de corriente a 95% de la
profundidad.
Datos del Anexo A(1) de la NRF-013PEMEX-2009 correspondientes a un
periodo de retorno de 100 años.
+
Período pico de la ola para la Sonda de 12,3 seg.
Campeche y el Litoral Tabasco.
+
Periodo pico de la ola para la Zona
Norte y Lankahuasa.
12,0 seg.
Debe tomarse en cuenta la dirección del oleaje y de la corriente:
 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco.
El frente del oleaje debe considerarse con la dirección de ola más probable: Un rumbo de S
11° 15’ E, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría
(Ver Figura 4.10). La batimetría se considera uniforme y regular.
Figura 4.10 Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de
retorno de 10 a 100 años en la sonda de Campeche y Litoral Tabasco
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
 Zona Norte y Lankahuasa.
El frente del oleaje debe considerarse con la dirección de ola más probable: Un rumbo de S
78° 45’ W, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría
(Ver Figura 4.11). La batimetría se considera uniforme y regular.
Figura 4.11 Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de
retorno de 100 años en la zona Norte y Lankahuasa
Tabla 4.4. Parámetros para la evaluación por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas
submarinas existentes.
CSS
ALTA
MODERADA
Gas
0,9
0,8
Crudo
1,1
1,0
Tabla 3. Factores de estabilidad hidrodinámica horizontal permisibles.
Cuando derivado de este análisis se requiera el estabilizado del ducto, se debe realizar un
análisis de flexibilidad de acuerdo al inciso 8.2.3, con la finalidad de obtener la ubicación de
las matrices de concreto y verificar que los esfuerzos no sobrepasen los permisibles.
4.5.2.2. Flotabilidad de tubería enterrada. Cuando la tubería se encuentre enterrada,
tiende a flotar o hundirse en condiciones de tormenta, este fenómeno depende del peso de
la tubería (incluyendo el contenido), densidad del suelo marino y su resistencia al esfuerzo
cortante. La revisión de la flotabilidad de tuberías enterradas se debe realizar conforme.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
 Análisis de flotabilidad de tubería enterrada.
La revisión de la flotabilidad de tuberías enterradas se debe realizar de la siguiente manera:
1) Resistencia del suelo más la resistencia adicional por el peso del suelo sobre la
tubería.
Ec. (4.1)
Donde:
Fuerza de resistencia del suelo al hundimiento o flotación por unidad de
volumen de la tubería, en lb/pie3.
Resistencia al esfuerzo cortante del suelo no drenado, en N/m 2
(lb/pie2).
Diámetro exterior total de la tubería, incluyendo el lastre de concreto,
en m (pies).
Peso sumergido del suelo marino, en N/m3 (lb/pie3).
Espesor de suelo marino arriba de la tubería, en m (pies).
Área transversal de la tubería, incluyendo el lastre de concreto, en m 2
(pie2).
2) Fuerza de flotación.
Ec. (4.2)
Donde:
F
Fuerza de flotación, en N/m3 (lb/pie3).
Peso seco de la tubería por unidad de longitud, en N/m (lb/pie).
Incluye la suma de los pesos de la tubería, contenido, lastre de
concreto y recubrimiento anticorrosivo.
Peso del volumen de agua desalojada por el ducto, en N/m (lb/pie).
Área transversal de la tubería, en m2 (pie2). Incluye el espesor del
lastre de concreto.
Se debe cumplir la desigualdad siguiente:
F < RS 39
La revisión anterior se debe realizar considerando la resistencia al corte del suelo
remoldeado (reducida).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
En caso de que no se cumpla el criterio de aceptación indicado en el inciso anterior, se
debe realizar el estudio de estabilidad de acuerdo al inciso 4.5.2.1.
4.5.3.
Análisis de flexibilidad.
Este análisis se debe realizar cuando:
• Se desconozca el estado estructural del ducto.
• Posterior a la ocurrencia de algún evento extraordinario (huracanes, deslaves, sismos,
etc.) que haya desplazado el ducto y que ponga en riesgo su integridad estructural.
• Haya registro de un cambio de trazo y perfil de la línea
• Se tenga evidencia de fallas atribuibles a esfuerzos secundarios
• Una inspección no destructiva PND revele la existencia de daños sensibles a
esfuerzos axiales o momentos flexionantes.
• Se realicen modificaciones o adecuaciones en el ducto, interconexiones con otros
ductos.
• Se requiera desplazar el ducto para la realización de reparaciones.
El análisis de flexibilidad se puede realizar a través de programas especializados de
cómputo, basados en técnicas de elementos finitos (MEF) u otras que den una precisión
similar a esta. Se debe considerar para el análisis la configuración geométrica actual del
ducto, y las cargas estáticas y dinámicas actuantes generadas por las condiciones de
operación, ambientales y ocasionales.
Para las condiciones de carga se deben considerar las condiciones máximas de operación
sin variaciones a lo largo del ducto. Así mismo en lo tramos que se encuentran expuestos y
azolvados se deben aplicar las fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con lo indicado en
4.5.2.1.
Los esfuerzos máximos generados por las condiciones de carga indicadas, no deben
sobrepasar los valores permisibles indicados. Así mismo se debe evaluar el esfuerzo
circunferencial de acuerdo a lo establecido en el párrafo 4.5.3.1, el esfuerzo longitudinal de
acuerdo a lo establecido en el párrafo 4.5.3.2 y el esfuerzo combinado (von Mises) de
acuerdo con lo indicado en el párrafo 4.5.3.3.
En caso de que existan esfuerzos que sobrepasen los límites permitidos indicados en la
Tabla 4.5 se debe realizar un análisis iterativo del comportamiento estructural para
seleccionar las adecuaciones necesarias que permitan que el ducto opere dentro de los
límites permisibles establecidos. Así mismo, se debe revisar que el ducto desplazado no
interfiera con otros ductos o instalaciones cercanas.
Tabla 4.5 Combinaciones de carga y esfuerzos permisibles.
ESFUERZO
Esfuerzo Circunferencial
Esfuerzo
Longitudinal
Esfuerzo
máximo de Von Mises
TIPO DE CARGA
SECCIÓN
Presión interna y externa
4.5.3.1
Presión, temperatura, sustentación, oleaje, 4.5.3.2
Presión,
corriente temperatura, sustentación, oleaje, 4.5.3.3
corriente
Los programas de computo empleados para el análisis de flexibilidad deben reportar los
resultados en forma gráfica, con la finalidad que la interpretación sea sencilla y más rápida.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.5.3.1. Esfuerzo circunferencial. La tubería y sus componentes deben cumplir con el
espesor mínimo requerido para soportar la presión máxima permisible de operación
(PMPO) a las condiciones de servicio requerido, la cual no debe ser mayor a la presión
de calibración de los dispositivos de seguridad de la línea y no debe rebasar la presión
de diseño. La determinación del espesor de zona sana se debe hacer a partir de un
número de mediciones que sea representativo del total del tramo a evaluar.
La máxima presión permisible de operación para líneas submarinas que transportan
líquido o gas, está dada por la siguiente expresión:
Ec. (4.3)
Donde:
Presión Máxima Permisible de Operación, en kPa (lb/pulg2).
Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg).
Espesor mínimo medido en zona sana de tubería, en mm (pulg).
Specífied Mínimum Ultímate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo
Mínimo Especificado del tubo), en kPa (lb/pulg2).
Factor para evaluación por presión interna indicado en la Tabla 4.6.
D
T
Tabla 4.6. Factores para evaluación por presión interna (f_Ev).
Contenido
Gas
Crudo
Línea regular y arribos
Ducto ascendente
MODER playeros
ALTA
MUY
MODERAD ALTA MUY ALTA
No
0,60 playeros
No
Aplica No Aplica
No Aplica
0,44
ar y arribos
ADA
ALTA
A
Aplica
0,63
No Aplica
0,57
0,52
0,47
No Aplica
La clasificación de la línea de acuerdo a su seguridad y servicio se debe hacer
conforme al capitulo 3 de este tema.
4.5.3.2. Esfuerzo longitudinal. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está
dada por la siguiente expresión:
Ec. (4.4)
Donde:
TU
SMYS
Tensión longitudinal última, en N (Lbs).
Specífied Mínimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado de la tubería), en kPa (lb/pulg2).
Área nominal de la sección transversal de acero de la tubería, en mm (pulg).
Pérdida del área de sección transversal por corrosión, en mm2 (pulg2).
La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular con la expresión:
Tcp=0.56T
Ec. (4.5)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Donde Tcp en N (Lbs)
4.5.3.3. Esfuerzo combinado Se deben calcular los esfuerzos combinados de acuerdo
con:
 Expansión y flexibilidad. Se deben revisar los esfuerzos por expansión y flexibilidad
en zonas críticas como son: ducto ascendente, curva de expansión, cruces,
interconexiones y otros. Se debe considerar en el análisis de flexibilidad el gradiente
de temperatura a lo largo de la línea, tomando en cuenta la profundidad de enterrado.
El esfuerzo equivalente se debe calcular usando la siguiente expresión con base al esfuerzo
combinado de Von Mises.
Ec. (4.6)
Donde:
Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2
(lb/pulg2).
Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2).
Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2).
T
El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
Donde
es el factor de diseño de esfuerzo equivalente.
= 1,00 (Instalación)
= 0,90 (Operación)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la
tubería), en N/mm2 (lb/pulg2).
4.5.4. Esfuerzos de curvatura
Donde se presenten curvaturas horizontales o verticales en la línea submarina
diferentes al trazo original del ducto, se debe efectuar una revisión por esfuerzos de
curvatura. El esfuerzo se obtiene mediante la expresión:
Ec. (4.7)
Donde:
Gc = Esfuerzo por curvatura, kPa (lb/pulg2)
E = Módulo de elasticidad del acero, kPa (lb/pulg2)
D = Diámetro de la tubería, cm (pulg)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
r = Radio de curvatura, cm (pulg)
El esfuerzo por curvatura se debe comparar con el esfuerzo permisible obtenido
aplicando la siguiente ecuación:
Gper =0,18SMYS
Ec. (4.8)
Donde:
Gper = Esfuerzo permisible
SMYS = Specified Mínimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado de la tubería), en kPa (lb/pulg2)
4.5.5. Pandeo local.
Este análisis se debe realizar cuando los ductos se encuentren fuera de operación o
cuando se esté operando a menos del 20% de la presión de diseño.
4.5.5.1. Presión de Colapso (Pe). La capacidad permisible por presión de colapso en
la evaluación de líneas submarinas existentes, se debe calcular conforme al punto
siguiente:
 Presión de colapso (Pc). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe
calcular mediante la expresión:
Ec. (4.9)
Donde:
Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2).
Presión de fluencia por colapso
Presión elástica por colapso
factor de ovalización
E
V
D
T
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified
Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2).
Relación de Poisson = 0,30 para el acero.
Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
Diámetro máximo de la sección transversal de la tubería, en mm (pulg.).
Diámetro mínimo de la sección transversal de la tubería, en mm (pulg.).
Espesor de pared del tubo en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería sometida a presión externa se debe calcular con la
expresión:
Ec. (4.10)
Donde:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
PCDE Capacidad permisible de presión de colapso en línea submarina, en N/mm2
(lb/pulg2).
La presión de colapso permisible calculada con la Ec. 4.9, debe garantizar que:
4.5.5.2. Propagación de Pandeo (Pp). La presión de propagación permisible en la
evaluación de líneas submarinas existentes, se debe calcular de la siguiente forma
(para los ductos fuera de operación):
 Propagación de pandeo (Pp). La presión de propagación en líneas se debe calcular
con la siguiente expresión:
Ec. (4.11)
Donde:
T
D
Presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2).
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified
Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg.).
Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo se debe
calcular con la expresión:
Ec. (4.12)
Donde:
Ppc Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2).
La presión de propagación permisible calculada con la expresión 27, debe garantizar que:
En el caso del cálculo de la presión externa, se debe considerar la altura de ola máxima
para un periodo de retorno de 10 años para la condición de instalación. Para la condición en
operación se debe realizar la revisión de la presión de propagación considerando una altura
de ola de tormenta para un periodo de retorno de 100 años.
4.5.6. Análisis de vorticidad.
Este análisis debe realizarse cuando se tenga alguna modificación con respecto a la
ingeniería original. Para el caso del ducto ascendente, cuando se modifique la
separación entre abrazaderas. Para el caso de línea regular cuando existan tramos,
cruces e interconexiones no soportados.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
El análisis de vorticidad se debe realizar conforme a:
 Vorticidad. La vorticidad debida al flujo transversal del agua de mar actuando en un
tramo libre induce oscilaciones tanto normales como perpendiculares al vector de
flujo, pudiéndose presentar oscilaciones de gran amplitud (resonancia) si la
frecuencia de la vorticidad se encuentra cercana a la frecuencia natural de vibración
del claro libre. La frecuencia de vorticidad debe obtenerse con la siguiente expresión:
Ec. (4.13)
St
V
D
Frecuencia de vorticidad, Hz.
Número de Strouhal = 0,2
Velocidad del flujo perpendicular al eje de la tubería, m/seg (pies/seg).
Diámetro externo total incluyendo el crecimiento marino, m (pies).
Para el cálculo de la velocidad del flujo se debe considerar la altura de ola máxima para
Zona B y altura de ola significante para Zona A. La vorticidad debe revisarse para periodos
de retorno de 10 y 100 años.
La frecuencia de excitación por vorticidad no debe estar dentro del rango de 0,8Fn y 1,2Fn,
siendo Fn la frecuencia natural de la tubería, la cual se obtiene de la siguiente expresión:
Ec. (4.14)
Donde:
C
E
L
Constante que depende de las condiciones de apoyo.
Para tramos simplemente apoyados y 3,50 para tramos restringidos.
Longitud del claro, cm (pulg.).
Modulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (lb/pulg2).
Momento de inercia del acero, cm4 (pulg4).
Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/pie).
Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones
producidas por la vorticidad, se deben utilizar los siguientes dos parámetros:
Ec. (4.15)
Ec. (4.16)
Donde:
Vr
Fn
Ks
Velocidad reducida, m/seg (pies/seg).
Frecuencia natural de la tubería, Hz.
Parámetro de estabilidad.
Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural.
Densidad del agua, kg/m3 (lb/pie3).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
La masa efectiva por unidad de longitud de tubería se obtiene de la expresión:
Ec. (4.17)
Donde:
Peso del tubo, (kg/m) (lb/pie).
Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (lb/pie).
Peso del crecimiento marino, (kg/m) (lb/pie).
Peso del lastre de concreto, (kg/m) (lb/pie).
Peso del contenido, (kg/m) (lb/pie).
Peso del agua, (kg/m) (lb/pie).
Coeficiente de masa agregada.
Gravedad, m/seg2 (pies/seg2).
4.5.7. Análisis por fatiga.
Este análisis debe realizarse cuando la línea regular se encuentre sometida a cargas o
fuerzas cíclicas tanto internas como externas. El análisis por fatiga se debe realizar conforme
a lo indicado en:
 Fatiga. En línea regular y ducto ascendente, dependiendo de la longitud de los claros
libres que se encuentren sometidos a cargas cíclicas producto de vibraciones por
vorticidad, cargas hidrodinámicas, variación cíclica de presión y temperatura, entre
otros, se debe realizar un análisis por fatiga. En el caso general donde se presenta
variación de esfuerzos debido a la fluctuación de la amplitud de cargas cíclicas,
puede utilizarse la hipótesis de daño lineal o Regla de Miner, la cual considera un
histograma de esfuerzos en función de las amplitudes de carga. La vida de diseño
por fatiga calculada con este método, debe ser al menos 10 veces la vida útil. El
criterio de fatiga entonces se expresa como:
Ec. (4.18)
Donde:
DFAT
ni
Ni
I
Daño acumulado por fatiga.
Número de ciclos sostenidos en la i esima amplitud de esfuerzo.
Número de ciclos a la falla en la i esima amplitud de esfuerzo.
Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Figura 4.12 Velocidad Reducida vs Número de Reynolds.
4.5.8. Protección catódica
El criterio de revisión de la protección catódica de las líneas submarinas y ductos
ascendentes de acero, enterrados y/o superficiales se debe apegar a lo indicado en la
norma NRF-047-PEMEX-2007.
En caso de que no se cumpla con el criterio anterior, será necesario realizar el reforzamiento
de la protección catódica con ánodos de sacrificio.
Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras líneas submarinas, se debe revisar
la interacción entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo-suelo y
establecer las medidas correctivas para minimizar los efectos de la interacción.
4.5.9. Evaluación de daños
Las recomendaciones indicadas a continuación, no son limitativas y únicamente se
permitirá la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería
basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio,
análisis de integridad basado en riesgo y confiabilidad y cualquier otro método de evaluación
de daños que suponen un modo de falla plástico, así como la realización de pruebas
hidrostáticas ó neumáticas.
Cuando exista una combinación de daños no incluida en esta sección se debe efectuar un
análisis de ingeniería mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito,
pruebas de laboratorio.
4.5.9.1. Corrosión localizada. La evaluación de la capacidad por presión interna en líneas
submarinas con corrosión localizada debe tomar en cuenta la geometría de la indicación y
propiedades mecánicas del ducto para determinar la presión de operación máxima segura
(P’) la cuál esta determinada por:
P’ = Pf x fCP
Ec. (4.19)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Donde
Pf = Presión de falla obtenida de acuerdo con el Anexo I.
fCP = Factor de capacidad permisible por presión interna indicados a continuación:
Tabla 4.7 Factor de capacidad permisible por presion interna
Contenido Línea regular Ducto
y
arribos ascendent
playeros
e
Gas
0,69
0,53
Crudo
0,63
Para el caso de requerirse determinar la resistencia remanente del ducto, ésta se debe
obtener conforme el Anexo I de ésta norma de referencia.
4.5.9.2. Daños.
4.5.9.2.1. Abolladuras. Las tuberías con abolladuras deben ser retiradas o reparadas
cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes:
a) Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en
cualquier soldadura circunferencial (a tope).
b) Las que contengan una rasgadura, rajadura o ranura.
c) Las que excedan una profundidad de 6 mm (1/4 pulg.) en tubos de 323,85 mm (12
pulg) de diámetro nominal y menores, o 2% del diámetro nominal en tubos mayores de
323,85 mm (12 pulg).
4.5.9.2.2. Muescas y ranuras. Las tuberías que tengan muescas o ranuras con una
profundidad mayor del 10% del espesor nominal de pared, deben ser retiradas o reparadas.
4.5.9.2.3. Daños calientes. Los daños calientes que tengan una profundidad no mayor al
10% del espesor nominal de la tubería no ameritan reparación ni estudio.
Los daños calientes iguales o mayores al 10% del espesor nominal de la tubería deben ser
evaluados con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida
localizada de metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño.
4.5.9.2.4. Zona esmerilada. Las zonas esmeriladas que tengan una profundidad no mayor
al 10% del espesor nominal de la tubería y no contengan grietas o fisuras, no ameritan
reparación ni estudio.
Las zonas esmeriladas iguales o mayores al 10% del espesor nominal de la tubería y que no
contengan grietas o fisuras, deben ser evaluados con estudios de ingeniería basados en
modelos de evaluación de perdida localizada de metal, aumentando un 10% las
dimensiones del daño.
Las zonas esmeriladas que contengan grietas o fisuras deben ser evaluadas como grietas.
4.5.9.2.5. Defectos en soldadura. La evaluación de estos defectos debe cumplir con los
criterios establecidos en la Tabla 7 en su sección "defectos en soldadura".
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.5.9.2.6. Desalineamiento de uniones soldadas. Los desalineamientos de uniones
soldadas deben evaluarse de acuerdo a lo indicado en la Sección VIII del API RP 579 o
equivalente, cuando la altura del desalineamiento sea mayor del 25% del espesor mínimo
medido en zona sana de ambos elementos o cuando éste se presente en combinación con
algún otro daño o sometido a esfuerzos secundarios por cargas externas.
4.5.9.2.7. Laminaciones en metal base. Las laminaciones detectadas en el metal base que
presenten un escalonamiento mayor al 10% del espesor de pared o que se encuentre en
contacto con la soldadura, deben evaluarse de acuerdo a lo indicado en la Sección Vil del
API STD 579 o equivalente, niveles 2 o 3 según el caso.
Una estimación de la presión de falla puede hacerse con la siguiente expresión:
Pfalla = (SMYS +10000)
Ec. (4.20)
Esté calculo debe hacerse solo con propósitos de priorización de reparación y no para
establecer la presión de falla real del tramo afectado. Si se esta seguro de que no existen
otros daños, la PMPO puede ser calculada por esta presión de falla multiplicada por el factor
de seguridad.
Si el tramo de ducto con laminaciones presenta combinación con otro tipo de daños
(corrosión interna, SCC, etc) o sometido a fatiga o esfuerzos flexionantes significativos
cualquier laminación con escalonamiento mayor al 10% debe ser reparado.
4.5.9.2.8. Áreas de inclusiones no metálicas. Se debe evaluar con el mismo criterio
empleado en el inciso 4.5.9.2.7.
4.5.9.3. Evaluación de otros daños por servicio
4.5.9.3.1. Agrietamiento inducido por Hidrogeno (HIC). Las áreas de agrietamiento por
HIC en forma de laminaciones, que no presenten abultamiento podrán ser evaluadas con el
criterio de evaluación de laminaciones, siempre y cuando su extensión no sea mayor 1 hora
técnica en la dirección circunferencial y %A diámetro en la dirección longitudinal del tubo y no
estén conectadas con soldaduras.
Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra, al
menos una longitud de la menor ampolla, podrán ser evaluadas como pérdidas de metal,
tomando como espesor remanente el opuesto al abultamiento.
Las grietas por HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo, cuya dimensión en
cualquier dirección sea menor a 1/2 diámetro, deben ser evaluadas por mecánica de
fractura, considerando la longitud de grieta como la extensión conectada a la soldadura y la
profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de la grieta y la pared del tubo.
Las grietas por HIC que excedan las dimensiones anteriores deben ser evaluadas con
estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o
pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar.
4.5.9.3.2. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC). Las grietas por SCC deben
ser evaluadas conforme a lo establecido en la Tabla 7.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Las grietas por SCC deben ser evaluadas con estudios de ingeniería basados en modelos
de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con
daño similar. Este análisis se debe enfocar a la identificación y mitigación de las causas
que dieron origen al SCC.
4.5.9.4. Desprendimiento de lastre concreto. Cuando se tengan desprendimientos de
lastre de concreto en la línea submarina, el contratista debe realizar un análisis de
estabilidad hidrodinámica de acuerdo a lo indicado en el inciso 4.5.2 considerando un lastre
de concreto equivalente. Para calcular dicho lastre de concreto equivalente, se debe
cuantificar el peso que la tubería ha perdido en un determinado tramo, el cual se le restará al
espesor de lastre de concreto original de la tubería, de tal manera que se obtenga un nuevo
espesor de lastre de concreto reducido.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Tabla 4.8 Criterios de aceptación de defectos en tuberias y métodos de reparación definitivos
TIPO
CRITERIOS DE ACEPTACIÓN (para
defectos aislados)
-Las que no excedan una profundidad de 6 mm en un tubo de 12" y menores
o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 12" y no afecten a una
unión soldada (longitudinal o circunferencial) y no contengan ninguna
arrancadura o ranura.
Abolladuras
Muescas
ranuras
y
Defectos
en
soldadura
Penetración
inadecuada
y
fusión incompleta
-Cavidades
por
quemaduras
-Inclusiones
de
escoria
-Porosidad
o
burbujas de gas
-Socavación
ACCIONES
CORRECTIVA
CUANDO
NO SE CUMPLA EL
CRITERIO DE
ACEPTACIÓN
1 02
Profundidad menor de 10% del espesor nominal
1,2o3
1,2
Menores a 25,4 mm (1") de longitud
Para diámetros de 12" y menores, hasta 6,4 mm (1/4") de longitud y para
diámetros mayores de 12", hasta un espesor nominal del material base, si el
espesor es mayor a 6,4 mm (1/4").
Hasta 50,8 mm (2") de longitud o 1,6 mm (1/16") de ancho.
Hasta 1,6 mm (1/16") de diámetro.
Hasta una profundidad de 0,8 mm (1/32") o 12,5% del espesor, si el espesor
es mayor a 0,8 mm (1/32") y su longitud no exceda el valor de 50,8 mm (2") o
1/8 de la longitud de soldadura, el que sea menor.
o4
1 02
1 02
1o
21
Laminaciones en Profundidad menor de 10% del espesor nominal y sin contacto con la 1, 2, 5 o 602
soldadura.
metal base
Quemaduras
por arco (Daños De acuerdo al resultado del estudio indicado en el inciso 4.5.9.2.3
Calientes)
1,2,3 o 4
Inaceptable cualquier tamaño.
Reparar a la brevedad posible con base en un estudio de mecánica de
fractura.
Grietas o fisuras Las grietas pasantes o que hayan alcanzado su tamaño critico de
acuerdo a un estudio de mecánica de fractura deben ser reparadas de
inmediato, entre tanto la presión debe reducirse a un nivel seguro
establecido de acuerdo al mismo estudio.
1 02
Corrosión
externa
generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 4.5.3.1
1, 2, 5 o 6
Corrosión
interna
generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 4.5.3.1
1, 2 o 6
Corrosión
externa
localizada
De acuerdo a 4.5.9.1
1,2, 4,5 06
Corrosión
interna
localizada
De acuerdo a 4.5.9.1
1, 2 o 6
REPARACIONES:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Sustitución de tramo.
Envolvente circunferencial completa soldada.
Esmerilado de acuerdo al inciso 4.6.2.1.
Relleno con material de aporte
Refuerzo no metálico (no se debe aplicar si existen flexiones o pandeos significativos en el tramo a
reparar ni deben ser expuestas a radiación solar directa).
Operar a presión reducida de acuerdo a la sección 4.5.3.1
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.6.
Mantenimiento.
4.6.1. Mantenimiento preventivo.
Inyección de inhibidores, reforzamiento de la protección catódica, rehabilitación de la
protección anticorrosiva e instalación de cupones para evaluar velocidades de corrosión
interior deben ser considerados como acciones de un mantenimiento preventivo, definidos
bajo previa evaluación de ingeniería.
4.6.1.1 Inyección de inhibidores. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de
inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia. En caso
de no tenerlo será necesario implementar un programa .de acuerdo a los criterios indicados
en la NRF-013-PEMEX-2009 y NRF-005-PEMEX-2009. La corrosión interior del ducto en el
cual se esté utilizando un sistema de inhibidores, no debe ser mayor de 2 MPA de acuerdo a
lo indicado en los incisos de la norma de referencia NRF-005-PEMEX-2009.
4.6.1.2. Reforzamiento de la protección catódica. El reforzamiento se debe realizar
instalando ánodos de sacrificio mediante soldadura húmeda en aquellos puntos donde, como
resultado de la inspección y del perfil de potenciales, existan bajos potenciales de
protección.
4.6.1.3 Protección anticorrosiva. Se debe rehabilitar la protección anticorrosiva cuando se
detecte que se encuentra en mal estado y cuando se realiza alguna reparación en el ducto
ascendente o línea regular de acuerdo a las normas NRF-004-PEMEX-2011 y NRF-026-PEMEX2008.
4.6.1.4 Monitoreo de la velocidad de corrosión interior. Se debe llevar a cabo la
instalación de testigos de tipos gravimétricos ó electroquímicos, debidamente separados,
acondicionados, pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las
características químicas de los productos transportados, las cuáles también determinaran
los periodos de exposición.
4.6.2. Mantenimiento correctivo.
El método de reparación a utilizar en una tubería con disminución de espesor de pared por
corrosión o con algún tipo de daño mecánico dependerá del tipo de anomalía, de acuerdo a lo
indicado en la Tabla 7. Si la línea puede sacarse de operación será preferible realizar una
reparación definitiva del tipo remplazo, sustituyendo la sección del tubo que contiene el
daño. En el caso de no poder dejar de operar la línea se podrá optar por una reparación
provisional mediante abrazaderas de fábrica, o por una reparación definitiva del tipo
reforzamiento, consistente en la colocación de una envolvente metálica soldada o un
refuerzo no metálico. Si se opta por la reparación provisional, se debe programar una
reparación definitiva en un plazo no mayor de 30 días.
Dichas alternativas de reparación deben seleccionarse, también con base a un estudio
técnico-económico y de costo - beneficio que garantice la seguridad de la instalación durante
su vida útil o remanente.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.6.2.1. Esmerilado. Los daños mecánicos, daños calientes o imperfecciones superficiales
podrán ser eliminados por un sistema adecuado de esmerilado cuando se justifique por un
análisis de severidad de daños. En el esmerilado deben evitarse los sobrecalentamientos,
enfriamientos bruscos y agrietamientos y el área esmerilada debe de contornearse a un perfil
suave. La Tabla 7 indica los casos en que se puede aplicar este tipo de reparación.
Se podrá reparar la zona con el daño caliente a través de esmerilado si el espesor
remanente de la tubería después del esmerilado no se reduce a un valor menor al 90% del
espesor nominal mínimo requerido de acuerdo al inciso 4.5.3.1. De otra manera, la
reparación queda prohibida y el tramo de tubería dañado debe reforzarse ó remplazarse.
Las áreas donde el esmerilado ha reducido el espesor de pared remanente a un valor
menor del espesor de pared calculado de diseño de acuerdo a la NRF-013-PEMEX-2009,
disminuido en una cantidad igual a la tolerancia de corrosión aplicable (se considera la
tolerancia de 0,125" para una vida útil de 20 años, valor que se debe reducir en promedio
0,006" por año de servicio), pueden ser analizadas en la misma forma como se trata a la
corrosión localizada del tipo de picaduras, para determinar si las áreas necesitan ser
remplazadas, reparadas o la presión de operación reducida de acuerdo al inciso 4.5.9.1.
Se debe esmerilar por capas delgadas, tratando de formar una superficie parabólica. Al
final de cada capa se debe medir, por medio de ultrasonido, el espesor de pared
remanente, con el objeto de no esmerilar más del 10%. Posteriormente se debe aplicar la
prueba de partículas magnéticas, en caso de detectar indicaciones de grietas se debe
continua esmerilando el área agrietada siempre y cuando la profundidad de la grieta no
implique un riesgo de ruptura de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; en caso de
existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección
acorde a la magnitud del daño generado.
4.6.2.2. Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, ralladuras y
quemaduras por arco pueden ser reparadas con depósitos de metal de soldadura.
El metal de soldadura utilizado en reparaciones debe estar de acuerdo con los
requerimientos de la especificación apropiada de la tubería, para el grado y tipo que está
siendo reparado.
Una vez que el área a reparar se ha esmerilado según 4.6.2.1 y que se encuentre lisa,
uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se
procederá a la reparación por medio de soldadura de relleno. Los cordones de soldadura se
deben colocar paralelos uno con respecto al otro, en la dirección circunferencial de la
tubería. Se debe depositar un cordón de refuerzo que circunde los cordones de soldadura
anteriores y finalmente se deben colocar cordones de soldadura en la dirección longitudinal
de la tubería, de manera que se forme una cuadrícula con los cordones en dirección
circunferencial pero que queden circunscritos en el cordón de refuerzo.
Todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben ser calificados de acuerdo
con los lineamientos establecidos por la AWS y en concordancia con lo que se especifique
en la última edición del código ASME sección IX, artículos II y III o por el código API STD
1104, secciones 1 y 2 o sus equivalentes. También deben estar familiarizados con las
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
precauciones de seguridad y otros problemas asociados con la soldadura sobre ductos que
contengan hidrocarburos. La soldadura debe comenzar sólo después de comprobarse que
no existen atmósferas explosivas en el área de trabajo.
La Tabla 7 indica los casos en que se puede aplicar la soldadura de relleno.
4.6.2.3. Estabilizado de líneas. Cuando los resultados del análisis de estabilidad
hidrodinámica realizado de acuerdo al inciso 4.5.2.1 indiquen que la línea es potencialmente
inestable, se tiene la opción de dragar la tubería a una profundidad que garantice su
estabilidad o se podrán utilizar sacos de arena/cemento, malla lastrada o algún otro
dispositivo que cumpla con la función de elementos estabilizadores.
Los elementos estabilizadores serán bajados hasta el fondo, donde serán colocados en su
posición de tal manera que se obtenga la configuración indicada en los planos de
ingeniería.
4.6.2.4. Envolvente de refuerzo. Si no es posible sustituir un tramo de ducto con defectos
dictaminados para reparación, las reparaciones de tipo permanente podrán realizarse
mediante la instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo
conductor, mantener la hermeticidad y tener una vida útil igual o mayor a la del tubo
conductor. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis especifico
de la problemática de la reparación.
Para reparaciones de abolladuras, grietas y fisuras que puedan ser consideradas reparables
(ver tabla 7), debe usarse un material de relleno para llenar el vacío entre la envolvente y el
tubo, con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto
conductor a la camisa de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y ser estable física y
químicamente durante su vida útil.
Un tubo con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o
al aplicar soldadura con arco eléctrico, puede ser reparado instalando envolventes soldables,
siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor
remanente sea mayor al espesor mínimo requerido en el inciso 4.5.3.1.
La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando éstas se instalen
únicamente para refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga fuga
en la tubería. Se deben dar consideraciones especiales para minimizar concentraciones de
esfuerzos resultantes de la reparación (esfuerzos residuales). Las envolventes
circunferenciales completas soldadas instaladas para eliminar fugas, o para contener la
presión interna, deben estar diseñadas para contener ó soportar la presión máxima de
operación del ducto que se va a reparar. Dicha envolvente será soldada en su totalidad, tanto
circunferencial como longitudinalmente. La camisa debe extenderse por lo menos 100 mm (4
pulg.) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando
exista sanidad del ducto, con el propósito de asegurar que la camisa cumpla
satisfactoriamente su función. Como mínimo deben tener el mismo espesor y
especificación de la tubería conductora o su equivalente, además de ser habilitadas y
colocadas sobre la superficie exterior de las tuberías, previa limpieza a metal blanco. Si el
espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los
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extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un
espesor igual al de la tubería.
Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura,
se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro, realizándose en cada caso un
análisis en el que participen las dependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad
de la entidad responsable del ducto. Dicho análisis debe contener como mínimo los
resultados de la inspección ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la
presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las
prácticas recomendadas al respecto.
Las reparaciones con envolvente metálica soldada deben realizarse de acuerdo a lo indicado
en la sección A851 del ASME B31.8.
La Tabla 7 indica los casos en los que se puede utilizar envolvente de refuerzo.
4.6.2.5. Envolvente mecánica. Las envolventes mecánicas (dispositivos como
abrazaderas de fábrica o hechizas atornilladas en la sección de la tubería) se deben utilizar
para la reparación de anomalías en tuberías que estén trabajando ya sea a bajas o altas
presiones y temperaturas. Su construcción permite realizar los trabajos de reparación
mientras la línea continúa en operación.
Las camisas mecánicas son consideradas reparaciones provisionales, por lo que debe
programarse la reparación definitiva en un término no mayor de 30 días. Sí una camisa
mecánica se suelda a la tubería, se considerara como reparación definitiva.
La reducción de la presión de la línea mientras se efectúa la reparación permanente o
definitiva, depende de las condiciones de operación y del diseño de la camisa mecánica.
4.6.2.6. Sustitución de carrete. Si es factible que el ducto sea sacado de servicio, éste se
debe reparar cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo la anomalía y remplazándolo
con otro carrete de espesor de pared y grado similar o mayor que reúna los requerimientos
del inciso 4.5.3.1, con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros
mayores de 168 mm (6 pulg.) o 200 mm para diámetros menores. Cuando se programe la
reparación de una sección de tubería mediante el corte y sustitución de la porción dañada,
el carrete debe someterse a una prueba hidrostática como se requiere para una tubería
nueva de acuerdo a lo indicado en los códigos ASME B31.4 y B31.8, así como el API RP
1110 o equivalente.
Esta prueba puede ser realizada antes de su instalación, aceptándose que se realice en
fábrica, o con equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con la
documentación correspondiente y se efectúe el radiografiado u otras pruebas no
destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate
después de su instalación.
Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes deben ser examinadas al 100%
por métodos no destructivos como se indica en el código API RP-1104, secciones 5 y 8 o
equivalente.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.6.2.7. Refuerzo no metálico. En el caso de que no exista fuga, una opción para
reparación en lugar de utilizar la envolvente metálica soldada, puede ser la colocación de
envolventes no metálicas (Resina epóxica reforzada con fibra de vidrio), para dar
reforzamiento a la tubería debilitada por la corrosión o por daños mecánicos.
La utilización de envolventes no metálicas para la reparación de tuberías con disminución
de espesor por corrosión o con daños mecánicos, está sujeta a que se demuestre que el
producto soportará como mínimo la misma presión que soporta la tubería metálica así
como, que el producto este diseñado para trabajar en los rangos de temperatura y
condiciones marinas en los que opera la línea de conducción.
El material no metálico utilizado como refuerzo debe estar soportado documentalmente con
pruebas de laboratorio y pruebas de campo, además de comprobarse su uso en
instalaciones similares de operación y servicio
Los refuerzos no metálicos se consideran reparaciones definitivas, por lo que no se requiere
programar otro tipo de reparación.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.7.
Formatos.
4.7.1.
Inspección.
El encargado de la inspección debe entregar la información en los formatos indicados en la
Tabla 8, los cuales se detallan en el Anexo F.
Tabla 8. Formatos de inspección
FORMATO
FORMATOS DE INSPECCIÓN
FI01. Isométrico General
FI02. Isométrico Específico
FI03. Listado de Elementos
FI04. Listado de Soporte
FI05. Listado de Válvulas y Bridas
FI06. Visual General
FI07. Visual Específico
FI08. Medición de espesores General
FI09. Medición de espesores Específico
FI10. Partículas Magnéticas General
FI11. Partículas Magnéticas Específico
FI12. Ultrasonido (haz recto) General
FU 3. Ultrasonido (haz recto) Específico
FI14. Ultrasonido (haz angular) General
FU 5. Ultrasonido (haz angular) Específico
FU 6. Abrazaderas
FU 7. Zona de Mareas y oleaje
FU 8. Inspección de junta aislante
FI19. Ánodos de sacrificio
FI20. Conector ducto ascendente curva de expansión
FI21. Curva de expansión
FI22. Defensa del ducto ascendente
FI23. Líquidos penetrantes General
FI24. Líquidos penetrantes Específico
FI25. Alineamiento de línea regular
FI26. Potenciales en línea regular
Línea
Ducto
ascendent Regula
r
e




















































FORMATOS DE RESUMEN DE INSPECCIÓN
FRI01. Resumen de hallazgos para inspección externa
FRI02.
Hallazgos en línea regular con ROV (T2)
(TO
y T1)
FRI03. Resumen de inspección de Pruebas No
FRI04. Resumen
de inspección con equipo
Destructivas
(T3)
instrumentado (T4)
.








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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
4.7.2.
Evaluación.
El encargado de la evaluación debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea
regular evaluados en los formatos indicados en la Tabla 9 (ver Anexo G). En caso de que no exista
formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe
reportar en el formato de evaluación FE01.
Tabla 9. Formatos de evaluación
Ducto
ascendent

FE01. Resumen de indicaciones dictaminadas para e

FE02.
Estabilidad hidrodinámica horizontal y flotabilidad
reparación

FE03. Análisis de flexibilidad

FE04. Análisis de esfuerzos por curvatura.

FE05. Pandeo local

FE06. Análisis de vorticidad

FE07. Evaluación de indicaciones contenidas en el

FE08. Protección catódica
espesor

FE09. Fatiga
FORMATO
4.7.3.
Línea
Regula
r 








Mantenimiento.
El encargado del mantenimiento debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea
regular en los formatos indicados en la Tabla 10 (ver Anexo H).
Tabla 9. Formatos de mantenimiento
FORMATO
FM01. Mantenimiento Preventivo
FM02. Mantenimiento Correctivo
4.8.
Ducto
ascendente
Línea
Regular




Disposiciones de Protección Ambiental y Seguridad Industrial.
Durante las actividades de inspección y mantenimiento se deben de considerar las disposiciones de
la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental (LGEEPA), sus Reglamentos que
apliquen y el Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de
desechos y otras materias.
El contratista se debe apegar al Reglamento de Higiene y Seguridad de Pemex mientras trabaje
dentro de las instalaciones.
El contratista debe atender las "Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección
ambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex"; particularmente cuando se realicen
actividades de inspección y mantenimiento, tanto en superficie como submarinas, se debe cumplir
con lo que se establece en dichas disposiciones para la obtención de permisos de trabajos con
riesgo. Se deben cumplir los requisitos mínimos de seguridad para el personal que realiza
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
actividades de buceo comercial conforme a lo que establecen las normas extranjeras o equivalentes,
OSHA 1915.6 "Operaciones de buceo comercial" y CFR 29 Sección T.
4.9 RESPONSABILIDADES.
4.9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Aplicar los requisitos y recomendaciones de esta norma, en las actividades de inspección,
evaluación y mantenimiento de ductos ascendentes y líneas submarinas, a fin de asegurar una
operación confiable y eficiente de las mismas.
4.9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción.
Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y
Empresas Filiales, asi como con prestadores de servicios, para mantener su contenido y
requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que los ductos ascendentes y líneas submarinas
operen de una manera confiable y segura.
La verificación del cumplimiento de esta norma, será realizada por el área usuaria, verificando y
atestiguando los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos
indicados en el inciso 4.7.
4.9.3 Contratistas y prestadores de servicio.
Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma.
4.10
CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS.
Esta norma de referencia no concuerda con ninguna Norma Mexicana o Internacional.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Conclusiones
El transporte de hidrocarburos a través de líneas submarinas es una parte fundamental de la
infraestructura de explotacion de las vastas reservas con que se cuenta en las regiones marinas de
Pemex Exploracion y Producción. Donde la seguridad y confiabilidad de los ductos e iontalaciones
es un aspecto preponderante.
PEMEX es una empresa con la mayor contribución fiscal al pais, la cual comercializa en el mercado
interno y externo, de aquí se desplega la importancia de mantener la integridad mecanica a la red de
ductos marinos a su alcance.
La inspeccion, evaluacion y mantenimiento a los ductos marinos es una de la responsabilidades
mas importantes a cargo de PEMEX para una mejor produccion y transporte de sus productos, que
al mismo tiempo comprometida con el medio ambiente.
El ambiente marino posee dos importantes características que hacen crítico el mantenimiento a
ductos en este medio. La primera es el grave impacto económico y ecológico que ocasiona la falla
de una tubería marina y la segunda es la dificultad natural que impone el medio para realizar las
reparaciones.
Es importante recalcar que un descuido por falta de inspeccion, mantenimiento y evaluacion en los
ductos marinos pueden ocasionar perdidas economicas, problemas al medio ambiente (muerte de
especies vegetales y animales) y accidentes que acabarian con la vida de personas.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA.
Para los fines de esta Norma, así como para las actividades que se desarrollan en los trabajos
relacionados con Normatividad, se utilizarán como definiciones las siguientes:
Abolladura. Depresión en la superficie del tubo.
Anomalía. Condición no deseable en el cuerpo de la tubería, sus accesorios o en el medio
circundante.
Área efectiva de la indicación. Área efectiva de la pérdida por corrosión obtenida mediante el perfil
de corrosión.
Arribo playero. Tramo del ducto, interfase marino-terrestre, que incluye soportaría y junta aislante.
Batimetría. Rama de la oceanografía que trata de la determinación de las profundidades de los
fondos oceánicos y marinos. Con los resultados de la exploración batimétrica de una zona marina se
trazan los mapas batimétricos constituidos por curvas de nivel de valores negativos respecto al nivel
del mar.
Constricción. Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado de esfuerzos multiaxial.
Se consideran pérdidas de metal de diámetro menor a dos veces el espesor nominal del tubo y
profundidad mayor a 50% de este espesor, como indicaciones bajo constricción.
Crecimiento marino. Material de origen orgánico que en el tiempo se va formando y creciendo
alrededor de las estructuras inmersas en el mar.
Curva de expansión. Componente de la tubería submarina formado principalmente por codos y
tramos rectos, que unen al tramo vertical sumergido del ducto ascendente por medio de una unión
bridada, con la línea regular mediante una unión soldada; diseñada en forma de “L” ó “Z” para
absorber deformaciones térmicas o movimientos de la línea regular, y que se sujeta a la plataforma
por una abrazadera al nivel del fondo marino.
Cuello de ganso. Componente del ducto constituido de tubería y codos unidos desde el monoblock
hasta la trampa de diablos.
Daño caliente (quemadura). Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo.
Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo y puede estar dentro o fuera de norma.
Defecto. Indicación de magnitud suficiente para ser rechazada como resultado de la evaluación por
los procedimientos de evaluación que apliquen.
Ducto ascendente. Elemento del ducto marino que comprende la curva de expansión, tramo
vertical sumergido, zona de mareas, tramo vertical atmosférico, cuello de ganso y trampa de diablos,
incluye abrazaderas y junta aislante.
Envolvente de refuerzo. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a un tramo de
tubo, con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Equivalente.- Documento normativo nacional o extranjero (Norma, Código, Especificación, Estándar
o Práctica Recomendada) que no es Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), o
Norma evaluar y que se establecen como requisitos, además de valores y características (físicas,
químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza) iguales o mejores a las del
documento normativo al que hace referencia la presente norma.
Esfuerzo. La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas, cargas, presiones o desplazamientos
aplicados y se expresa como fuerza por unidad de área, siendo sus unidades más usuales kg/cm2 o
lb/pulg2.
Grieta. Hendidura o abertura pequeña en la pared del tubo o en soldaduras longitudinales o
circunferenciales.
Indicación. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva.
Línea regular. Elemento del ducto marino que comprende la tubería sobre el lecho marino o
enterrada en el mismo, cruces en el lecho marino, disparos o interconexión submarino, válvulas
submarinas, bridas de desalineamiento, ánodos de sacrificio (Medición de potenciales ducto-suelo,
inspección de ánodos) y acolchonamiento del ducto.
Muesca. Sinónimo de identación, ranura, entalla, rayón o tallón. Pérdida de material en la pared del
ducto producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo.
Perfil de corrosión. Conjunto de lecturas que define el contorno longitudinal y/o axial de una región
con pérdida de espesor metálica por corrosión.
Picadura. Corrosión localizada de una superficie de metal, confinada a un punto o a una área
pequeña, la cual tiene forma de cavidad.
Potencial de polarización. Diferencia de potencial entre una tubería de acero enterrada y/o
sumergida protegida catódicamente y un electrodo de referencia en contacto con el electrolito.
Presión de diseño. Es la presión máxima permitida calculada de acuerdo a esta Norma.
Presión máxima permisible de operación (PMPO). Es la presión máxima a la que un ducto o
segmento puede ser operado, de acuerdo con los lineamientos de esta norma.
Reparación definitiva. Es el reforzamiento o remplazo de una sección de tubería conteniendo un
defecto o daño. El reforzamiento consiste en la colocación de una envolvente metálica soldada
longitudinalmente y donde la soldadura circunferencial de la envolvente es opcional si es que no
existe fuga.
Reparación provisional. Es la acción de colocar dispositivos como abrazaderas de fábrica o
hechizas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto y que debe ser
reparada en forma definitiva o permanente lo más pronto posible.
Resonancia. Incremento en la amplitud de desplazamiento de un ducto debido a una fuerza cuya
frecuencia es igual o muy cercana a la frecuencia natural de vibración del sistema.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Sanidad de ducto. Area de un ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene imperfecciones
de tal forma que se puede aplicar soldadura, de una manera segura, sobre la superficie del ducto sin
ponerlo fuera de servicio.
Tenacidad. Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura.
Temperatura de Transición Dúctil-Frágil (TTDF). Temperatura a la cual un material presenta
cambio de un comportamiento dúctil a frágil.
Tiempo de vida remanente ( TVR ): Es el tiempo que tarda una indicación en crecer desde su
tamaño al momento de la inspección, hasta su tamaño crítico, que es el tamaño que produce una
fuga o falla.
Zona sana de la tubería. Es el tramo de la tubería que al ser inspeccionado no reporta daños ni
defectos y no contiene reparaciones tales como parches, envolventes o cualquier otro tipo de
refuerzo mecánico.
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SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.
AGA American Gas Association (Sociedad Americana del Gas)
ASNT American Society of Non Destructive Test (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas)
AWS American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura)
CSS Categorización de líneas submarinas por seguridad y servicio.
HIC Hydrogen Induced Cracking (Agrietamiento inducido por hidrógeno)
MPA Milésimas de pulgadas por año
PEMEX Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios.
PMPO Presión máxima permisible de operación
PND Pruebas no destructivas
SCC Stress Corrosión Cracking (Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos)
T0 Inspección externa inicial
T1 Inspección externa
T2 Inspección externa con equipo de operación remota
T3 Inspección externa con pruebas no destructivas
T4 Inspección interna con equipo instrumentado
UT Ultrasonido
UTM Universal Transverse Mercator (Sistema de coordenadas universal)
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
ANEXOS.
ANEXO B. DIMENSIONES SIGNIFICATIVAS DE INDICACIONES DETECTADAS POR PRUEBAS
NO DESTRUCTIVAS (PND)
1.- DIMENSIONES SIGNIFICATIVAS DE INDICACIONES DETECTADAS POR PND
El análisis de integridad mecánica se realiza con base en las dimensiones significativas de las
indicaciones detectadas por Pruebas No Destructivas, que son necesarias para determinar su nivel
de severidad. A continuación se listan las indicaciones más comunes en ductos y se indican sus
dimensiones significativas.
El reporte de inspección debe contener estos datos, con las tolerancias especificadas para la técnica
de inspección no destructiva empleada en su detección.
NOMENCLATURA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE INDICACIONES:
a) d Profundidad máxima
b) A Longitud circunferencial (Ancho)
c) L Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal)
d) t Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana
e) SC Soldadura circunferencial
f) X Distancia a la soldadura circunferencial
1.1 Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección
perpendicular a la superficie (d).
1.2 Reducción localizada de espesor.
1.3 Ampolla: Profundidad en el espesor (t’), magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la
existencia de agrietamiento secundario.
1.4 Daño caliente:
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
1.5 Grieta Longitudinal ó circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección
radial (a). Se debe reportar la ubicación de la grieta (en soldadura, zona afectada por calor o metal
base)
.
1.6 Zona esmerilada:
1.7 Laminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e), profundidad mínima en el
espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin), profundidad máxima en el
espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmax) y el espesor mínimo
adyacente a la indicación en zona sana (t).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Despliegue de
carrete
Perfil de espesor
Donde:
1 Representación de una laminación escalonada
2 Representación de una laminación simple
X Distancia a la soldadura circunferencial
%e Por ciento de escalonamiento calculado por:
1.8 Tallones, rayones y muescas sin abolladura:
1.9 Abolladura en metal base: En caso de existir entalla: longitud axial (Laxial), longitud
circunferencial (Lcirc) y profundidad (d) de la entalla.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
1.10 Defectos en soldadura
En adición a las dimensiones significativas se debe reportar la ubicación de los defectos con relación
a la pared externa o interna, horario técnico y al metal depositado o línea de fusión.
Poros Túnel, Poros Agrupados y Poros aislados. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A),
espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d. mín) y máxima (d.máx.) del
defecto.
Falta de Penetración. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en
zona sana (t), profundidad máxima (d).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Falta de Fusión. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona
sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.).
Inclusiones de Escoria, Líneas de Escoria, Dobles Líneas de Escoria, Inclusiones No
Metálicas.
Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t),
profundidad mínima (dmín) y máxima (dmáx).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Concavidad en la Raíz. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a
la zona sana (t), profundidad máxima (d).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Socavado. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a la zona sana
(t) y profundidad máxima (d).
Penetración Excesiva. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en
zona sana (t) y profundidad máxima (d).
Corona Baja. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana
(t) y profundidad máxima (d).
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
1.11 Desalineamientos en uniones soldadas. Altura del desalineamiento (d) a cada hora técnica y
en la máxima detectada, así como, los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos
que forman la unión soldada.
1.12 Ovalamiento en unión soldada. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el
máximo detectado (dmáx), así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos
que forman la unión soldada.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
1.13 Desprendimiento de concreto. Cadenamiento (C) y horario técnico (hr), longitud axial (La),
ancho circunferencial (Lc).
to
en
curva
de
expansión.
Cadenamiento
inicial
(C1)
y
1.14.Azolvamien
cadenamiento final (C2).
1.15 Socavación. Cadenamiento inicial (C1), cadenamiento final (C2) y altura máxima (h0).
1.16 Escombros. Cadenamiento (C) y descripción.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
ANEXO C: CARACTERÍSTICAS DE LA EMBARCACIÓN Y EQUIPO.
C.1 Especificaciones mínimas de la embarcación y del equipo.
La inspección inicial se debe realizar con embarcaciones construidas especialmente para ello o
pueden ser embarcaciones adaptadas para efectuar este tipo de trabajos, quedando definidas las
áreas correspondientes al equipo, especialmente a la fuente de poder más propia, conforme a la
Figura C.1 y la Tabla C.1.
Las características y requerimientos mínimos de maquinaria y equipo, con los que debe contar la
embarcación se citan a continuación:
a) Maquinaria y equipo de la embarcación. (características)
 Velocidad de crucero 12 nudos.
 Generador (mínimo 2) 333 kw.
 Potencia 1800 H.P.
 Propulsor lateral de proa 200 H.P.
b) Equipo de navegación.
 Radios de corto y largo alcance.
 Radar.
 Ecosonda
 Brújula
c) Sala de Posicionamiento.
d) Puente de mando con controles vista a proa y controles vista a popa.
e) Cuarto de máquinas.
f) Sala de graficadoras, magnetómetro, perfiladores, sonar y ecosonda.
g) Oficina de trabajo.
h) Almacén de refacciones.
i) Intercomunicaciones entre puente-posicionamiento
j) Antena.
k) Area de pruebas no destructivas y almacén.
l) Grúa o torre y malacate para muestreador.
m) Malacate para magnetómetro y sonar.
n) Cuarto de fuentes de energía.
o) Fuente acústica de perfilador somero.
p) Transductor de perfilador profundo.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
q) Hidrófonos en canal doble, del perfilador profundo.
r) Hidrófonos de perfilador somero.
s) Area de servicios.
 Cocina.
 Comedor.
 Dormitorios (mínimo 20).
 Baños (mínimo 2)
Adicionalmente a las instalaciones anteriores, es recomendable, pero no indispensable. Que el
barco tenga una sala de descanso y un área de lavandería.
C.2 Embarcación para inspección en arribos playeros.
La lancha que se utilice en los trabajos de inspección en aguas someras, debe contar con el equipo
que se relaciona a continuación y el necesario para realizar los trabajos satisfactoriamente.
a)
b)
c)
d)
Ecosonda.
Sistema de posicionamiento.
Sistema de radio.
Motor fuera de borda de 50 HP.
Figura C.1. Arreglo típico de un barco de inspección.
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Tabla C.1 Características mínimas del Equipo.
Sistema
Emisor
Frecuencia
de
Emisión
Resolución
Máxima
Operacional
Objetivos
Ecosonda
210 KHz
2 – 1 cm
Medir tirante de agua y trazar mapas Batimétricos.
Sonar de
Exploración
Lateral
105 KHz
1–2m
Perfilador
electromecánico
o somero
.
0.3 - 5.0 KHz
Variable;
generalmente
1 m, pero
depende de
su aplicación.
Vista en planta del fondo, para
localizar naufragios, tuberías,
desechos; para determinar la
topografía del fondo, los
afloramientos y depresiones, y
Detectar burbujas de gas.
Medir tirante de agua, detecta burbujas de gas, proporciona perfil del
suelo que puede variar de 60 a 150 m de profundidad
C.3 Características mínimas de embarcación de posicionamiento dinámico (DPII).
La embarcación utilizada para la inspección con ROV debe utilizar para la navegación el Sistema de
Posicionamiento Global Diferencial (DGPS), el cual se basa en la transmisión de datos vía satélite.
El equipo para la recepción e interpretación de la señal debe tener una precisión en las coordenadas
geográficas de 1.00 m.
Las características mínimas que debe cumplir el sistema utilizado son:
a) Transformación de posiciones del elipsoide WGS 84 al de Clarke 1866 y a la
proyección
plana UTM, NAD-27, Zona 15.
b) Area de cobertura amplia.
c) Alta confiabilidad de enlace.
d) Disponibilidad de la estación.
e) Rápida transmisión de datos.
f) Control de calidad integrado en tiempo real.
g) Enlace de datos desde la estación de referencia hasta el sistema central.
h) Entrega de señal a la estación de enlace terrestre.
i) Mostrar gráficamente el perfil del lecho marino en tiempo real.
j) Utilizar cartas electrónicas del área de trabajo con datos como profundidades, zonas de
anclaje, rutas marítimas, tuberías, plataformas, válvulas, etc.
El equipo de orientación geográfica para la navegación y posicionamiento debe cumplir como
mínimo con lo siguiente:
a) Portabilidad
b) Despliegue digital del rumbo y velocidad
c) Mantenimiento electrónico
d) Entrada de datos de corrección para velocidad y latitud
e) Resolución estándar IMO A424(XI)
f) Conectores tipo “D”
La embarcación debe contar con equipo ecosonda digital de frecuencia dual y un sistema de
evaluación de protección catódica que incluye como mínimo:
a) Celda de referencia remota (“tierra”) para medir las variaciones de potencial locales de
plata/cloruro de plata con una pureza de 99.99% embebida en un electrolito gelificado de pureza
espectral.
b) Sonda multielectrodos
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
c) Digitalizador
d) Computadora y periféricos
e) Consola de superficie
C.4 Características mínimas del equipo de operación remota (ROV)
El vehículo operado a control remoto debe cumplir como mínimo con las siguientes características:
a) Sistema de rastreo acústico
b) Alta maniobrabilidad
c) Capacidad de interfase con varios sensores de inspección
d) Velocidad de desplazamiento que permita un alto factor de confiabilidad y seguridad
e) Sensores para lectura de rumbo, altitud, profundidad, temperatura, presión, monitoreo de la
línea, cabeceo y balanceo, medición de ingreso al agua, alarma de bajo nivel de aceite y giro
de vehículo.
El sistema de rastreo acústico debe cumplir como mínimo con lo siguiente:
a) Rastrear hasta 6 objetos simultáneamente con telemetría.
b) Compensación automática del hidrófobo por temperatura.
c) Control de interfaces seriales RS-232C, tasa de transmisión y elección de seis formatos de
salida.
d) Determinación de FOCET X, Y, Z a la posición del hidrófobo para determinar posiciones
absolutas de los blancos.
e) Alarmas individuales de objetivos para rango, rumbo, profundidad y tiempo de respuesta.
f) Prueba automática de sistema para control de calidad de señales.
La estructura principal del ROV debe contener los siguientes equipos y accesorios:
a) Sistema universal de rastreo y localización magnética para localizar y rastrear cables,
ductos y objetos por medio de campos magnéticos.
b) Perfiladores de cabeza doble para la topografía submarina del lecho incluyendo la tubería
en caso de que ésta se encuentre descubierta.
c) Sistema batimétrico para medición profundidad, salinidad y temperatura del agua, así como
la altura del ROV sobre el lecho marino.
d) Sonar de barrido acústico para localizar objetos a distancias hasta de 150 m.
e) Cámaras a colores con zoom
f) Cámara de baja iluminación para la inspección de líneas en condiciones de poca
iluminación o aguas turbias.
g) Equipo para recibir las señales acústicas emitidas por el transductor para definir la posición
del ROV.
Para la medición de la protección catódica se debe cumplir con lo siguiente:
a) Tres celdas de referencia de plata/cloruro de plata, dos montadas en la sonda y una como
celda remota en el barco y sonda multi-electrodos montadas en el brazo manipulador para
medir potenciales y gradiente del campo aproximadamente a cada 10 cm a una velocidad de
navegación aproximada de 1 km/hr. No debe existir una diferencia mayor de 0,005mV entre
las celdas.
b) El perfil de gradiente de campo reportado debe ser preciso dentro de 0,5mV con un nivel
de confianza del 95%.
c) El potencial de contacto anódico reportado debe ser preciso dentro de
de confianza del 95%.
d) La salida de corriente reportada debe ser precisa dentro de
3,0mV con un nivel
20% con un nivel de
confianza del 95%.
ANEXO D. ANEXO D. INFORMACIÓN DE INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO
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Cuando se inspeccione con equipo instrumentado, se debe incluir en el reporte como mínimo la
siguiente información para cada ducto inspeccionado:
1. Información general de todas las corridas de diablos efectuadas incluyendo un reporte fotográfico
de cada corrida en cada ducto.
2. Se debe incluir la siguiente información de cada anomalía:
a) Localización.
b) Si son internas o externas.
c) Sus 3 dimensiones (largo, ancho y profundidad)
d) Orientación de las fallas en el sentido horario técnico
e) Posición y tipo de soldaduras de fabrica (longitudinal o helicoidal)
f) Número consecutivo de cada soldadura circunferencial
g) Desalineamiento de juntas circunferenciales
h) Espesores en cada segmento
i) Distancia relativa de cada indicación desde la soldadura aguas arriba
j) Distancia absoluta de las anomalías desde el origen (Válvula de seccionamiento de la trampa
de lanzamiento)
k) Tipo de registro (pérdida de metal, válvulas, defectos de fabricación, cambios de
espesor,
tomas reparaciones, envolventes, objetos metálicos, etc.)
l) Porcentaje de perdida de metal (internas y externas) mayores al 18 % del espesor nominal del
tubo, así como el porcentaje de los desalineamientos detectados.
m) Longitud axial y circunferencial de la anomalía.
n) Máxima Presión de Operación de acuerdo al espesor remanente de la falla o Factor estimado
de reparación.
o) Comentarios.
3. Gráficas de anomalías detectadas.
a) Clasificadas por profundidad de pérdida de metal.
b) Clasificadas por diagnóstico de presión.
c) Internas
d) Externas
4. Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio, dependiendo de la
profundidad de cada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo de tubería que la
contiene.
a) Defectos mayores o iguales al 18% pero menores al 40%
b) Defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60%
c) Defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80%
d) Defectos mayores o iguales al 80%
5. Resumen de la siguiente información:
a) Abolladuras
b) Cambios de espesores en toda la línea.
c) Desalineamientos
d) Ubicación horaria de la soldadura longitudinal
e) Ubicación horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal
f) Defectos en soldaduras circunferenciales.
g) Envolvente de protección
h) Envolventes soldadas
i) Objetos metálicos cercanos o en contacto con la tubería.
j) Parches soldados
k) Puntos de referencia y ubicación.
l) Reparaciones
m) Ánodos de sacrificio
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“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
n) Camisas de acero no soldadas
6. Observaciones y recomendaciones de acuerdo a los resultados obtenidos cuando halla una
indicación relevante que represente un alto riesgo para el ducto en cuestión.
7. Incluir en el software, la base de datos que contengan todas las anomalías que permita filtrar la
información para producir graficas de distribución y la presión máxima permisible de operación
(PMPO), asimismo deberá estar integrada con un sistema de información geográfica que
despliegue el trazo y perfil del ducto a cada 50 m., así como las anomalías referenciadas al
sistema de coordenadas UTM.
8. Gráficas sobre el cálculo de la presión máxima permisible de operación (PMPO) en los ductos de
acuerdo con los daños detectados por el diablo instrumentado.
9. Información general incluyendo fotos de referencia por cada ducto de las corridas desglosando
comentarios sobre:
a) Limpieza interior
b) Calibración geométrica
c) Inspección interior
d) Pérdidas de metal
e) Anomalías en la tubería
f) Calidad de la inspección
10. Tablas de las 15 anomalías más significativas ordenadas por:
a) Distancia progresiva
b) Severidad
11. Representación gráfica de las 15 anomalías más significativas incluyendo:
a) Descripción de la anomalía indicando: tipo, orientación, longitud axial, ancho circunferencial,
profundidad máxima, factor estimado de reparación basado en ANSI/ASME B31G modificado,
espesor nominal en milésimas de pulgada, distancia absoluta desde el lanzamiento.
b) Localización de la anomalía indicando: referencias aguas arriba, referencias aguas abajo,
soldadura de referencia aguas arriba, soldadura de referencia aguas abajo, distancia de la
anomalía a la soldadura más cercana aguas arriba, distancia de la anomalía a la soldadura
más cercana aguas abajo.
c) Esquema de localización de anomalía indicando: dibujo representativo de los cinco carretes
(carrete afectado mas dos carretes inmediatos aguas arriba mas dos carretes inmediatos
aguas abajo) número consecutivo de las soldaduras, dirección del flujo, longitud de cada
carrete.
12. Reporte resumido de tubería basado en la presión de operación, incluyendo:
a) Histograma de máxima presión de operación permitida basado en ANSI/ASME B31G
modificado, indicando en eje x la LONGITUD y en eje y la PROFUNDIDAD de las anomalías.
b) Histogramas de factores estimados de reparación (FER) en base a ANSI/ASME B31G
modificado (FER mayor o igual a 1, FER mayor o igual a 90 pero menor a 1, FER mayor o
igual a 80 pero menor a 90, y FER menor a 80) en eje y el numero o cantidad de anomalías y
en eje x la distancia absoluta.
c) Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%,
mayor o igual a 60% pero menor de 80%, mayor o igual a 40% pero menor a 60%, mayor o
igual a 18% pero menor de 30%) en eje y el número o cantidad de anomalías y en eje x
distancia absoluta.
d) Gráfica de densidad de orientación de fallas indicando en eje y la posición horaria y en eje x la
distancia absoluta, posicionando las anomalías de acuerdo a su profundidad y
discriminándolas por colores.
e) Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje y la velocidad en m/s y en
eje x la distancia absoluta
f) Listado de objetos metálicos próximos a la tubería
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g) Listado de abolladuras
h) Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales
i) Listado de localización de puntos de referencia
j) Listado de cambios de espesor
13. Listado de tubería. El listado de tubería se compondrá como mínimo de las siguientes columnas
de información:
a) Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba
b) Distancia relativa entre soldaduras
c) Distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros.
d) Descripción de la indicación (lanzamiento, válvula, junta, pérdida de metal interna, pérdida de
metal externa, etc.)
e) Profundidad máxima
f) Longitud de falla.
g) Ancho circunferencial de falla.
h) Factor estimado de reparación basado en ANSI/ASME B31G modificado
i) Orientación.
Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía de inspección para su
integración al software, debe ser entregado en Excel 5.0
14. Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el reporte.
15. La precisión para localizar mediante GPS las anomalías identificadas con equipo instrumentado
debe ser:
Axial +/-0,5 m. desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía, y
de +/- 0,2 m. desde la anomalía hasta la soldadura.
Circunferencial +/- 0,5 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un
reloj).
16. Además el contratista proporcionará en el informe final lo siguiente:
a) Indicación e identificación de las anomalías, defectos e información mencionada en el punto
9.
b) Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal, y los
espesores de pared de tubo deben ser referenciados en milésimas de pulgada.
c) Los informes producto del resultado de la inspección deberán presentarse por computadora
en diferentes formatos. Los formatos mínimos que el contratista deberá proporcionar son los
estipulados en el punto 13.
d) Información del listado de pérdidas de metal, indicando número de falla, distancia del punto
de lanzamiento, descripción de la falla, orientación, porcentaje de profundidad, longitud de la
falla, discriminación interna o externa, comentarios, distancia de la falla a las soldaduras
circunferenciales más cercanas, distancia de la falla a la referencia más cercana, número de
referencia, distancia de la falla a la instalación mas cercana y referencias GPS. Este listado
también debe ser entregado en Excel 5.0.
e) Tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo instrumentado,
incluyendo el software y su protocolo.
f) El software suministrado deberá ser capaz de desplegar toda la información especificada para
el reporte final.
g) En forma adicional a la información del reporte final impreso, el software debe tener la
información y capacidad para proporcionar:
 Formato individual de fallas identificadas con los siguientes datos: tipo de falla interna o
externa, orientación, número de falla, dimensiones de la falla (axial, longitudinal,
porcentaje de profundidad), localización, referencias para ubicación de la falla,
comentarios y un espacio de observaciones para anotaciones posteriores a la inspección.
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
Representación gráfica de cualquier pérdida de metal seleccionada a lo largo del ducto
con las distancias relativas a las soldaduras y a las referencias a ambos lados de la
anomalía. esta gráfica incluirá también texto con todos los datos relevantes de la pérdida
de metal, lo cual facilitará las labores en campo para la excavación y evaluación de la falla.
h) Descripción general del equipo utilizado.
El reporte debe ser entregado a Pemex en idioma español. En el mismo, debe describirse el
procedimiento para localizar las fallas sobre la tubería respecto a las manecillas del reloj. Los
resultados que entregará el contratista, como el informe final de la inspección, deben contemplar
todos los daños que en la fecha de los trabajos tenga la tubería inspeccionada, conforme al tipo de
anomalías anteriormente descritas.
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ANEXO E. RESUMEN DE RESULTADOS DE INSPECCIÓN
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Bibliografía y Referencias.
ISO-13623-2000 Sistemas de transportación por ductos, industría del petróleo y gas natural.
NMX-B-482-1991 Capacitación, calificación y certificación de personal de ensayos no destructivos
NRF-004-PEMEX-2011 Protección con recubrimientos anticorrosivos para instalaciones superficiales
de ductos
NRF-005-PEMEX-2009 Protección interior de ductos con inhibidores.
NRF-013-PEMEX-2009 Diseño de líneas submarinas en el Golfo de México.
NRF-026-PEMEX-2008 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberias enterradas y
sumergidas
NRF-047-PEMEX-2007 Diseño, Instalacion y Mantenimiento de los sistemas de protección catódica
NRF-060-PEMEX-2006 Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=5&catID=254&contentID=3993
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