anexos A B B-1 B-2 E-1 E-2 F F-1 y F-2 - gas.pemex.com · Bases Página 1 ANEXO "A" El presente ......

SUBDIRECCIÓN DE DUCTOS

GERENCIA DE MANTENIMIENTO

"Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur"

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ANEXO "A"

El presente es parte integrante de la Convocatoria No.________________, para el "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur", y se formula de común acuerdo entre las partes. Para hacer constar que los trabajos antes descritos se llevarán a cabo de conformidad con los siguientes planos que PEMEX Gas y Petroquímica Básica (en adelante PGPB) entregará a El Contratista y de cuya correcta elaboración PGPB se hace responsable.

PLANOS Y/O CROQUIS DE LA UBICACIÓN DE LOS DUCTOS

No. PAG.

No. MAPA TRAMO

1 1 Esquema general del Sistema de Transporte de Petroquímicos 1 2 Ducto: Gas Húmedo Dulce 36" D.N. 1 3 Ductos 30", 24", 16", 12", 8" y 4" D.N. Cactus - Nvo. Pemex. 1 4 Ducto C3+ 24" D.N. 1 5 Ducto 16” D.N., “Cactus – Palomas - Pajaritos” 1 6 Ducto: Etanoducto C2+ 12" D.N. 1 7 Ducto: Etanoducto C2+ 12" D.N. 1 8 Ducto: Etanoducto C2+ 12" D.N. 1 9 Ducto: C2+ 24" D.N. Y C3+ 20” D.N. 1 10 Ducto: Gas Húmedo Dulce 24” D.N. 1 11 Ducto: Gasolinoducto 8” D.N. 1 12 Censo Derechos de Vía Comunes 002 1 13 Censo Derechos de Vía Comunes 003 1 14 Censo Derechos de Vía Comunes 004 1 15 Censo Derechos de Vía Comunes 005 1 16 Censo Derechos de Vía Comunes 008 1 17 Censo Derechos de Vía Comunes 011 1 18 Censo Derechos de Vía Comunes 012 1 19 Censo Derechos de Vía Comunes 013 1 20 Censo Derechos de Vía Comunes 015A 1 21 Censo Derechos de Vía Comunes 015B 1 22 Censo Derechos de Vía Comunes 016 1 23 Censo Derechos de Vía Comunes 017 1 24 Censo Derechos de Vía Comunes 018 1 25 Censo Derechos de Vía Comunes 019 1 26 Censo Derechos de Vía Comunes 022 1 27 Censo Derechos de Vía Comunes 023 1 28 Censo Derechos de Vía Comunes 025 1 29 Censo Derechos de Vía Comunes 027A 1 30 Censo Derechos de Vía Comunes 027B 1 31 Censo Derechos de Vía Comunes 029 1 32 Censo Derechos de Vía Comunes 031 1 33 Censo Derechos de Vía Comunes 035 1 34 Censo Derechos de Vía Comunes 035 1 35 Censo Derechos de Vía Comunes 051 1 36 Etanoducto C2+ 8” D.N., V.S. Cangrejera Km 36+461 – Pajaritos Km 41+161 1 37 Trampas de diablos Estación 2 A Km. 50+936 1 38 Área de trampas de diablos la Isla Km. 77+000




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1 39 T.R.D. Nudo Teapa. 1 40 Área de trampas de diablos el Misterio Km. 103+800. 1 41 Válvula Secc. Cangrejera. 1 42 Válvula Secc. Palomas. 1 43 Interconexiones Cangrejera. 1 44 Área de trampas pajaritos. 1 45 Río Tonala. 1 46 Tuberías Subterráneas y aéreas a inspeccionar en Cactus. 1 47 Área de trampas de diablos Cactus Km. 10+912. 1 48 Área de trampas de diablos Cactus Km. 00+000. 1 49 Trampas de diablos Cactus 10+150. 1 50 V.T. Indust. De Cacao de Tabasco km. 103 +900 1 51 Instalación superficial y medición Km. 100 1 52 Caseta de reg. y medición Marínela del Sureste Km. 50+438 1 53 Batería de medición Bat. Cunduacan Dos Bocas Km. 73+800 1 54 Isométrico de Est. De Med. Cactus Km 0+000 1 55 Caseta de medición Bellota Km 98+500 1 56 Isométrico caseta de medición Campo Carrizo Km 63+000 1 57 Campo de medición Campo Ogarrio Km 165+020 1 58 Caseta de medición Campo Otates Km 168+530 1 59 Isométrico V.T. Campo Samaria Km 73+030 1 60 Estación No. 1 Cárdenas 1 61 Inyección LPG 24” y L-36” 1 62 Caseta de medición Central de Almacenamiento Km 95+000 1 63 Casetas de medición Compresoras Paredón Km 19+ 1 64 Cuestionario: Mezcla Butano 08” D.N., Pajaritos – Nudo Teapa. 1 65 Cuestionario: Etanoducto 8” D.N., La Venta - Pajaritos. 1 66 Cuestionario: Gasoducto Húmedo 36” D.N., Cd. Pemex – La Isla. 1 67 Cuestionario: Gasoducto Húmedo 24” D.N., La Isla - Cactus. 1 68 Cuestionario: Propanoducto 20” D.N., La Isla - Cactus. 1 69 Cuestionario: Gasolinoducto 24” D.N., Cd. Pemex - La Isla. 1 70 Cuestionario: Gasoducto húmedo 24” D.N., La Isla – El Misterio. 1 71 Cuestionario: Gasolinoducto 12” D.N., Cd. Pemex – Minatitlán. 1 72 Cuestionario: Gasolinoducto 12” D.N., Cd. Pemex – Minatitlán. 1 73 Cuestionario: Gasolinoducto 12” D.N., Cd. Pemex – Minatitlán. 1 74 Cuestionario: Butanoducto 16” D.N., Cactus – Las Palomas. 1 75 Cuestionario: Butanoducto 16” D.N., Cactus – Las Palomas. 1 76 Cuestionario: Butanoducto 16”D.N., Cactus – Las Palomas. 1 77 Cuestionario: Butanoducto 16”D.N., Cactus – Las Palomas. 1 78 Cuestionario: Propanoducto 16” D.N., Nuevo Pemex – Cactus. 1 79 Cuestionario: Naftas Ligeras 12” D.N., Nuevo Pemex – Cactus. 1 80 Cuestionario: Etano Plus 24” D.N., Nuevo Pemex - Cactus. 1 81 Cuestionario: Gas Húmedo 30” D.N., Cactus – Nuevo Pemex. 1 82 Cuestionario: Naftas pesadas 04” D.N., Nuevo Pemex – Cactus. 1 83 Cuestionario: Gasolina Estab. 8” D.N., Cactus – Nuevo Pemex. 1 84 Cuestionario: Gasoducto Húmedo 24” D.N., El Misterio – La Venta. 1 85 Diagrama de excavación y relleno para materiales tipo “A” y “B”. 1 86 Tachuela de posicionamiento global (GPS) 1 87 Cercado perimetral de alambre de púas, para protección de excavaciones. 1 88 Diagrama de aplicación de resina epóxica. 1 89 Diagrama de instalación de cerco de alambre de púas.




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1 90 Detalle de zanja para tubería con cercado perimetral de alambre de púas, para protección de excavaciones.

1 91 Poste de concreto tipo mojonera. 1 92 Envolvente metálica. 1 93 Diagrama de envolvente Petroesleve. 1 94 Diagrama de envolvente E.M.R.E.

EL CONTRATISTA acepta que los planos que se mencionan pueden no ser la totalidad de los requeridos para la ejecución de los trabajos, por lo que, en caso de necesitarse esta relación será complementada en su oportunidad con una nueva relación de planos que constituirá el ANEXO "A-1". Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. A los días del mes de 2005.

CONTRATISTA

PEMEX-GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA




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ANEXO “B”

El presente es parte integrante de las bases concúrsales, para el "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur", y se formula de común acuerdo entre las partes para hacer constar que los trabajos antes descritos se lleven a cabo de conformidad con los siguientes anexos: El Contratista para ejecutar las partidas que se indican en el Anexo “C”, deberá ajustarse a las siguientes especificaciones de PGPB que serán generales para esta obra.

ESPECIFICACIONES GENERALES.

1.- ANTECEDENTES Y DESCRIPCION: Como parte de los trabajos de mantenimiento normal programados; la inspección, certificación, estudio de integridad y rehabilitación de los sistemas de transporte de: "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur". PGPB programa su mantenimiento, ejerciendo las mejores prácticas internacionales y la más avanzada tecnología, para obtener un servicio de primera calidad que permita garantizar su segura operación. Para llevar esto a cabo, se realizará la inspección interior con equipo instrumentado basado en la tecnología de Fuga de Flujo Magnético (en adelante FFM). Se determinará su trazo y perfil con un equipo instrumentado Geoposicionador, ubicando instalaciones y puntos especificados por PGPB y la correlación de las fallas detectadas por la corrida de inspección. Ubicándolas con coordenadas geográficas con un Sistema Global de Posicionamiento, para la rehabilitación inmediata de todas aquellas que representen riesgo potencial, determinadas por La Contratista mediante la aplicación de la Administración de Riesgos y Adecuación para el Propósito, basado lo anterior en un Estudio de Integridad Mecánica, avalando el procedimiento de reparación una Compañía Certificadora. Se Certificará la correcta realización de todos los trabajos ejecutados sobre los ductos objeto del alcance de este contrato. La Integridad Mecánica de las Instalaciones y del Sistema como tal, así como el correcto alcance del mantenimiento, por una Compañía Certificadora acreditada y aprobada en los términos de la LFMN (Ley Federal sobre Metrología y Normalización) y toda información deberá ser compatible con la actual plataforma de la Subdirección de Ductos de PGPB. 2.- UBICACIÓN: Los trabajos se desarrollarán en los DDV de Petróleos Mexicanos, en el cual se alojan los ductos objeto del alcance de este contrato, atravesando en su trazo los Estados de Chiapas, Tabasco y Veracruz, con una longitud total general de 644.27 kilómetros divididos en 19 tramos para los ductos que se inspeccionaran con equipo instrumentado de fuga de flujo magnético, 146 kilómetros de ductos, divididos en 9 tramos para evaluaciones directas de corrosión interna y externa (EDCE y EDCI) y 21.3 kilómetros de ductos en 34 instalaciones superficiales divididas en tres Sectores para inspección con equipo de ondas guiadas. Se anexa tablas de detalle de las instalaciones y ductos a inspeccionar.




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DUCTO TRAMO LONGITUD LIMPIEZA QUÍMICA

REHABILITACIÓN Y CERTIFICACIÓN

INSPECCIÓN FFM

Gas Húmedo Dulce 36" D.N. Cd. Pemex - La Isla. 80.88 80.88 80.88 80.88 Gas Húmedo Dulce 30" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.15 10.15 10.15 10.15

Propano C3+ 24" D.N. Cd. Pemex - La Isla. 79.67 79.67 79.67 79.67 Etano Plus C2+ 24" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.10 10.10 10.10 10.10

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. La Isla - La Venta. La Isla – El Misterio. 24.22 24.22 24.22 24.22

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. La Isla - La Venta. El Misterio – La Venta. 79.54 79.54 79.54 79.54

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. Cactus - La Isla. 10.91 10.91 10.91 10.91 Propano C3+ 20" D.N. La Isla – Cactus. 10.70 10.70 10.70 10.70

Etano Plus C2+ 16" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.15 10.15 10.15 10.15 Nafta Ligera 16" D.N.

Cactus – Palomas – Pajaritos. Cactus – Est. 2 A 50.94 50.94 50.94 50.94

Nafta Ligera 16" D.N. Cactus – Palomas – Pajaritos. Est. 2 A – Palomas 73.27 73.27 73.27 73.27

Nafta Ligera 16" D.N. Cactus – Palomas – Pajaritos. Palomas – Pajaritos 9.00 9.00 9.00 9.00

Etano Plus C2+ 12" D.N. Cd. Pemex – Est. 2 A Cd. Pemex – La Isla 77.00 77.00 77.00 77.00

Etano Plus C2+ 12" D.N. Cd. Pemex – Est. 2 A La Isla – Est. 2 A 56.20 56.20 56.20 56.20

Mezcla de Butano 12" D.N. Nudo Teapa – Minatitlán 22.38 22.38 22.38 22.38 Naftas Ligeras 12" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.15 10.15 10.15 10.15

Propano C3+ 8" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.11 10.11 10.11 10.11 Mezcla de Butano 8" D.N. Pajaritos - N. Teapa 8.40 8.40 8.40 8.40 Naftas Pesadas 4" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.50 10.50 10.50 10.50

Total en Km: 644.27 644.27 644.27 644.27

DUCTOS A SER INSPECCIONADOS POR EDCE Y EDCI

Sector TRAMO LONGITUD MTS Diámetro (pulg.)

Minatitlán Nuevo Teapa - Minatitlán. 33,154.00 36 Minatitlán Minatitlán – Juan Díaz Covarrubias 64,200.00 30 Minatitlán Los Cocos – Cangrejera 7,000.00 24 Veracruz Manantial - Poza Rica 3,500.00 24 Minatitlán Nudo Teapa – Pajaritos 7,200.00 20 Minatitlán La Venta – Est. No 2 Agua Dulce 10,760.00 20 Veracruz Puente Moreno – Terminal Marítima 11,700.00 20 Minatitlán Arroyo San Francisco – C.P. Cosoleacaque 4,250.00 18

Nuevo Pemex Cangrejera – Pajaritos. 4,700.00 08 TOTAL 146,464 Metros




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DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR NUEVO PEMEX

DUCTO TRAMO LONGITUD MTS Diámetro (pulg.)

Trampas de diablos Estación 2 A Km. 50+936 1,240.00 20, 12 y 4 Área de trampas de diablos la Isla Km. 77+000 367.00 24, 20 12 y 8 T.R.D. Nudo Teapa. 30.00 8 Área de trampas de diablos el Misterio Km. 103+800. 165.00 24, 20 y 8 Válvula Secc. Cangrejera. 220.00 6 Válvula Secc. Palomas. 165.00 16, 14 y 10 Interconexiones Cangrejera. 345.00 12 y 8 Área de trampas pajaritos. 210.00 20, 16 y 12 Río Tonala. 4,400.00 20, 16, 12 y 8 Tuberías Subterráneas y aéreas a inspeccionar en Cactus. 2,858.00 24, 20, 16, 12, 10, 8 y 4

TOTAL 1 10,000 Metros

DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR CARDENAS


LINEA DE 36"Ø, DE CACTUS Y NUEVO PEMEX Estación Cactus - Nuevo Pemex 15.00 12

LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Otates 15.00 8 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Carrizo 15.00 4 LINEA DE 48"Ø CACTUS EST. N° 1 Campo Jacinto 20.00 8 LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Industrializadora de cacao de Tabasco. 50.00 3 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Samaria 50.00 4 LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Ogarrio 200.00 6 LINEA DE 48"Ø CACTUS - ESTACION 1 Estación Cárdenas 25.00 6 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Marínela del sureste S.A. 530.00 3 LINEA DE 48"Ø CACTUS - LOS RAMONES Compresoras Paredón 300.00 16 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Batería Cunduacán dos bocas 700.00 16 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo bellota 600.00 8 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Central de almacenamiento de crudo 800.00 6 LINEA DE 36"Ø, DE CACTUS AL KM 100 Inyección cactus al STDSC (KM 100) 500.00 36 El Misterio 510.00 30, 24, 20, 16 y 8 Estación de medición Cactus L-48” D.N. 1,450.00 48, 30 y 6 Estación de medición Cactus LPG 24” y L-36” 1,600.00 36, 20 y 16 Estación No. 1 de Cárdenas 1,185.00 16, 8, 4 y 2


DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR MINATITLÁN


GASODUCTO 48" D.N. V.S. MIR Tonala 266.00 48 y 16 GASODUCTO 48" D.N. TDD Las Choapas 356.00 48, 20 y 16 GASODUCTO 48" D.N. V.S. MDR y MIR Coatzacoalcos 532.00 48 y 16 GASODUCTO 48" D.N. Interconexión Exest. 4 Juan Díaz Covarrubias 235.00 30 GASODUCTO 48" D.N. TDD Norma 356.00 48, 20 y 16

Est. De Compresión Chinameca 940.00 48, 42, 36, 24, 16, 14, 12, 6, 4, 3, 2 y 1

TOTAL 3 2,685 Metros 3.- OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA: Para la realización de los trabajos El Contratista, deberá contar en cantidad suficiente con el equipo, refacciones, herramientas y personal, necesario para prestar el servicio en el lugar de los trabajos, con facultad de decisión




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inmediata para no incurrir en tiempos de espera y poder continuar con cada una de las etapas marcadas en su procedimiento de inspección y rehabilitación. Si El Contratista no cumple con esta condición será responsable y correrán por su cuenta los gastos por demoras que esto ocasione. El Contratista proporcionará y mantendrá su equipo y accesorios en condiciones normales de operación, para garantizar tanto la calidad, como la continuidad de los trabajos. El Contratista deberá sujetarse a las normas de Seguridad que PGPB tenga establecidas en sus Centros de Trabajo, así como a todas las disposiciones reglamentarias aplicables cuando los trabajos involucren instalaciones de otras Subsidiarias o Entidades. El Contratista capacitará a 5 técnicos de PGPB en el manejo de los Paquetes o Software, del reporte de la corrida del Geoposicionador e Instrumentado con equipo de FFM, del Reporte del GPS y de todo aquel que se genere con motivo de este Contrato y deba ser ejecutado, modificado o actualizado por personal de PGPB, el curso de capacitación se dará en el Cd. de Villahermosa, Tabasco, para lo cual se deberá de contar con material didáctico y practico, además de contar con las instalaciones adecuadas para dicho evento. PGPB expedirá por escrito las ordenes de trabajo y permisos de trabajo con riesgo y gestionará ante las áreas y Subsidiarias correspondientes, los permisos y programas de trabajo para que El Contratista efectúe los trabajos y/o servicios correspondientes. Para llevar un control adecuado del equipo y materiales propiedad de El Contratista, ambas partes aceptan: PGPB, no aceptara en custodia ni será responsable de los materiales y equipos propiedad de El Contratista que se encuentren dentro de las instalaciones de PGPB. Posterior a la firma del Contrato y antes del inicio de los trabajos El Contratista entregará por escrito a la supervisión de PGPB los procedimientos aplicables a trabajos y/o servicios contratados. El Contratista da por aceptado al establecer una propuesta, las condiciones operativas de las líneas a inspeccionar, tales como presión, flujo, temperatura, dimensiones de las trampas y válvulas o cualquier otra condición que pueda influir en el éxito de las corridas de inspección o cualquiera otra y que tiene contemplada la capacidad de su tecnología para trabajar bajo las condiciones existentes en las líneas. En caso contrario deberá expresar sus dudas y diferencias en la visita de obra, junta de aclaraciones o propuesta técnica. Cualquier trabajo o servicio necesario por la omisión de este punto, por parte de El Contratista, será solucionado por el mismo, previa autorización del supervisor de PGPB, a cuenta y costo de El Contratista. No se aceptara que una corrida se declare fallida basada en la velocidad registrada por el diablo instrumentado, por lo que se deberá de proponer la tecnología adecuada y requerida para cada evento en particular. Se permite la Subcontratación de los trabajos de inspección con equipos de Ondas Guiadas y los estudios de Evaluaciones Directas (Evaluación Directa de Corrosión Externa y Evaluación Directa de Corrosión Interna), además se permite la subcontratación de los trabajos de Certificación de la Integridad Mecánica, aplicación de Ensayos y Pruebas no Destructivos (Inspección Radiográfica, Análisis de anomalías en campo con equipo de inspección ultrasónica, líquidos penetrantes, etc.), la toma de puntos de control superficiales sobre el eje de la tubería y la localización de fallas por medio de navegador de geoposicionamiento (GPS), rehabilitación, limpieza química y los trabajos de confinamiento y tratamientos de los residuos generados por los trabajos.




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El Contratista deberá presentar a PGPB, la planeación integral para realizar los trabajos, incluyendo procedimiento constructivo de ejecución de los trabajos, para lo cual tendrá que presentar para su evaluación como mínimo el siguiente listado de procedimientos:

Constructivo de ejecución de los trabajos. Introducción, seguimiento y retiro de diablos. Limpieza química de ductos. Posicionamiento global del ducto. Rehabilitación del ducto. Instalación de envolventes metálicas. Excavación. Retiro de esmalte y aplicación de sistemas de recubrimientos anticorrosivos solicitados. Estudio de integridad mecánica para los ductos inspeccionables por equipos de fuga de flujo

magnético. Estudio de evaluación directa de corrosión externa (EDCE) y de evaluación directa de corrosión

interna (EDCI) para los ductos no inspeccionables por equipos de fuga de flujo magnético. Estudio de integridad mecánica para los ductos evaluados mediante EDCE Y EDCI. Inspección por equipo de ondas guiadas para ductos en instalaciones superficiales. Estudio de integridad mecánica para los ductos inspeccionables por equipos de ondas guiadas. Estudio de integridad mecánica para los ductos en instalaciones superficiales. Certificación de la integridad mecánica de los ductos inspeccionables por equipos de fuga de flujo

magnético.

Los procedimientos requeridos deberán estructurarse de la siguiente manera: 1.- Objetivo 2.- Alcance. 3.- Requisitos. 4.- Definiciones. 5.- Frecuencias. 6.- Documentos de referencia. 7.- Seguridad, Salud y Protección Ambiental. 8.- Responsabilidades. 9.- Desarrollo. 10.- Cuestionario. 11.- Registros. 12.- Anexos. Para la ejecución de los trabajos estos deberán estas validados por una Compañía acreditada y aprobada en los términos de la LFMN (Ley Federal sobre Metrología y Normalización). El Contratista deberá entregar a PGPB, las pólizas de garantía y/o documentos expedidos por el fabricante o proveedor, de los siguientes materiales: • Trampas de envío y recibo de diablos. • Stopples fittings. • Camisa de acero al carbón modelo Split+Sleeve. • Envolventes metálicas bipartidas tipo EMRE y petroesleve. (Incluye: Acero de la envolvente y

componentes de las resinas para relleno de la envolvente y sello de cabeceras).




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• Sistemas de recubrimientos anticorrosivos solicitados. • Soldadura.

Esta lista es enunciativa, más no limitativa. El contratista deberá presentar en su propuesta de evaluación, cartas de compromiso de los proveedores de los materiales solicitados a instalar, así como toda la información técnica necesaria del producto, para verificar que lo solicitado sea lo propuesto por la Cía. Contratista. Los certificados y/o pólizas de garantía expedidos por el fabricante o proveedor se deberán mostrar a PGPB, antes de la instalación de los materiales, para la verificación de la calidad de lo proporcionado, y se deberán entregar después de la instalación para su control documental. El Contratista se obliga a tener en la obra un número adecuado de empleados competentes, profesional técnico y supervisores con experiencia demostrable en trabajos similares. El Contratista deberá asegurar que su personal coopere con la Supervisión de PGPB, a fin de evitar dificultades en la ejecución de la obra. La remoción y reemplazo del personal por parte de la Contratista que sea falto de experiencia así como el del personal que no acate los lineamientos de Seguridad y ponga en peligro la obra o las instalaciones por su indisciplina será de inmediato a la solicitud expresa por el Supervisor de la Obra. PGPB el día de la apertura de la bitácora, cuando se lleve a cabo el acto de inicio de los trabajos, presentará a El Contratista a su personal y El Contratista hará lo propio. El Contratista deberá elaborar y presentar a la supervisión de PGPB las estimaciones en las fechas y periodos convenidos en el programa de erogaciones que será presentado por la contratista al inicio de la obra, con el fin de mantener una sana administración y adecuado ejercicio del presupuesto. 4.- PAGOS DE TRABAJOS ORDINARIOS: PGPB, pagará a El Contratista los Servicios y Trabajos materia de este Contrato, a los precios que se establezcan en el Anexo C. PGPB, deducirá los pagos improcedentes por trabajos de mala calidad, como sería el caso en los informes de los resultados del equipo instrumentado de FFM que proporcione El Contratista y que no sean correctos ó que no se cumpla la precisión en la ubicación de los puntos que se menciona en el Anexo B-1 de la presente licitación. El precio de los Servicios incluyen además de lo especificado en cada concepto, todos los gastos necesarios para el suministro, uso, aplicación, almacenaje, conservación y traslados al lugar de los sitios de trabajo de los insumos de mano de obra, materiales, maquinaria, equipos y herramientas para la realización de estos trabajos. Considerando también:

El importe de los permisos, así como él trámite de los mismos para la internación e importación temporal en Territorio Nacional de personal, materiales, equipo y accesorios, propiedad de El Contratista, que se requieran para llevar a cabo la obra. El Contratista asume la responsabilidad de obtener los permisos y derechos que se requieran para la importación de todo tipo de equipo, herramienta, refacciones y materiales que sean necesarios para la ejecución de la obra.




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Los gastos de transporte de los equipos que estén en el Extranjero, desde cualquier lugar donde se encuentren hasta el sitio de los trabajos en la República Mexicana, incluyendo los traslados en el interior del Territorio y regreso a su lugar de origen.

Los Gastos de honorarios, transporte, alimentación y hospedaje del personal de El Contratista, incluyendo

aquellos traslados en el Territorio Nacional ocasionados por prestación de los trabajos que se contratan, mientras dure la obra.

Pagos de derechos de importación e impuestos Municipales y Federales que correspondan a El Contratista

por la ejecución de los trabajos.

El costo de los sondeos necesarios para la exacta ubicación de la línea a toda su longitud, previa a su inspección, lo cual será entera responsabilidad de El Contratista. No se aceptarán errores en la ubicación ni en el posicionamiento de la línea.

Adicional a lo anterior, para los trabajos de inspección con equipos de fuga de flujo magnético se tiene lo

siguiente:

o El costo por la colocación y el retiro de las cajas marcadoras, así como su resguardo y transporte será responsabilidad de El Contratista.

o La correlación de las anomalías reportadas (tres por tramo) y de los puntos GPS (tres por tramo) sin

que necesariamente sean los mismos. Si en estas verificaciones se comprueba que éstas no son correctas o que no están ubicadas dentro de la tolerancia, PGPB no pagará la corrida de inspección y/o geoposicionamiento. La detección de la tubería, excavaciones en cualquier terreno y a cualquier profundidad, remoción del recubrimiento exterior, reposición del recubrimiento, una vez reparadas y finalmente el compactado. Si El Contratista tuviera error en su correlación, deberá reponer las condiciones, originales del ducto y de la infraestructura, así como la afectación, a su cuenta y costo. Por tratarse de correlaciones cuyo objetivo es verificar la exactitud de los reportes proporcionados, no se solicitaran puntos ubicados en cruces de carretera, instalaciones pavimentadas ó zonas inundadas.

o Los gastos originados por el cadenamiento (si llega a ser necesario) en cada correlación.

o El software y hardware (siempre y cuando el que se encuentre instalado en las instalaciones de PGPB, no sea suficiente para poder ejecutar el Software), necesarios para la interpretación de sus reportes, los periféricos necesarios, la capacitación al menos de 5 Ingenieros de PGPB, para el manejo de los mismos. 2 (dos) licencias de uso de cada software que se entregue (dos en total) y la aclaración de dudas sobre el manejo del programa después de la capacitación.

El Contratista será el responsable de almacenar sus materiales (Envolventes Metálicas, Recubrimientos,

etc.) por lo que deberá considerar la renta de locales para oficinas, bodegas y talleres, y se obliga a cumplir al arrendatario en todas las partes del Contrato que se subscriban.

5.- IMPROCEDENCIA DE PAGOS A CARGO DE PGPB.




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Si la corrida resulta fallida por mal funcionamiento del equipo por causa imputable a El Contratista, este se compromete a efectuar las corridas necesarias sin cargo extra y PGPB podrá hacer cargos por personal y equipo que disponga para la nueva corrida. Queda estipulado que cualquier daño ocasionado a los equipos por las condiciones químicas del Gas son responsabilidad de El Contratista. 6.- DESCRIPCION DE LOS TRABAJOS ORDINARIOS. 6.1.- Trabajos de limpieza interior de la tubería, con herramienta especial para ello (diablos) con copas y/o discos y/o cepillos adicionales, los cuales serán considerados a partir de los reportes históricos proporcionados por PGPB. El Contratista realizará las maniobras necesarias para colocar el diablo en cada trampa de envío de cada tramo del gasoducto de común acuerdo con el personalde PGPB, y este,conjuntamente con el área operativa serán responsables de realizar las maniobras necesarias para lanzarlo y en forma mancomunada darle seguimiento durante la corrida, incluyendo las maniobras necesarias para su retiro y recuperación en cada una de las trampas de recibo de cada tramo. Las fechas para realizar las corridas de diablos que forman parte de esta licitación serán definidas conjuntamente con la contratista ganadora y el personal de la Superintendencia Correspondiente, con el fin que quede programado de acuerdo a las condiciones de operación. El Contratista debe especificar en el anexo correspondiente (datos básicos de materiales y equipos que proporcionará) el tipo de instrumentos o diablos que usara para cada uno de estos trabajos y sus características generales incluyendo dureza y tipo. De acuerdo a lo indicado, la propuesta que no lo presente será descalificada al evaluar técnicamente su propuesta. La maniobra de introducción, seguimiento y el retiro de los diablos, con sus correspondientes accesorios, deberá ser considerado por El Contratista, por lo que debe ser considerado en su propuesta. Con respecto a la corrida del instrumento calibrador o geómetra previa a la del diablo de inspección, la Contratista analizando las condiciones particulares de la corrida y revisando las deformaciones presentadas en las placas calibradoras decidirá la realización de las corridas de inspección y de geoposicionamiento. El posicionamiento global con equipo instrumentado (diablo) así, como la inspección interior con equipo instrumentado a partir del principio de FFM, de alta resolución, de los 644.27 Kilómetros de los ductos inspeccionables con equipo instrumentado a partir de fuga de flujo magnético, tramos especificados en este Anexo. Con un equipo de inspección interior (diablo de Fuga de Flujo Magnético) el cual tiene como finalidad principal detectar, ubicar y medir anomalías en la tubería, tales como: Pérdida de material de la pared interior o exterior a causa de corrosión, fallas en soldaduras circunferenciales o longitudinales (según tipo), abolladuras, laminaciones y otras especificadas en estas mismas bases, mediante la tecnología de pérdida o fuga de flujo magnético. La definición de trazo y perfil con equipo geoposicionamiento global (GPS), el cual tiene como finalidad definir la ruta y perfil (longitud, latitud y altitud) de la línea. Bajo el principio de medición inercial por medio de giroscopios y acelerómetros instalados en la herramienta, obteniendo el cambio angular en ejes X, Y, Z y la diferencial de velocidad en X, Y, Z. Las coordenadas geográficas son calculadas estableciendo puntos de control GPS a lo largo de la tubería a una distancia de 1 (un) Kilómetro como mínimo que nos dé la precisión indicada en el Anexo B-1 de este Contrato y correlacionando los datos del sistema inercial a estos puntos durante el procesamiento de datos. Basados en los puntos se pueden obtener las coordenadas (X, Y, Z) de toda la trayectoria del ducto.




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Una vez referenciada y posicionada la línea, así como todas sus soldaduras circunferenciales e instalaciones superficiales, El Contratista deberá compaginar esta información con los datos de inspección mediante equipo instrumentado para correlacionar la posición de las anomalías y establecer sus coordenadas X, Y, Z, para su ubicación posterior en campo. El reporte final de la Contratista debe presentarse impreso y en software por cada sección de tubería inspeccionada, el cual contendrá el resumen ejecutivo de la corrida de acuerdo a los datos establecidos en el Anexo B-1, de la presente licitación. 6.2.- El Contratista determinará las fallas a reparar, así como su prioridad de atención a cada una de ellas, basándose en: a) Evaluando la resistencia remanente (MAOP (Presión Máxima de Operación Permisible) o MOP (Máxima

presión de Operación)) en las áreas corroídas, determinando la Máxima Presión Segura para cada falla de acuerdo a la metodología aceptada en NRF-030-PEMEX-2003, que es el procedimiento indicado en ASME/ANSI B31G, tomando en cuenta el perfil hidráulico del tubo basando el calculo en las características del ducto, de la falla y las condiciones operativas indicadas por PGPB, a las que se desea rehabilitar la tubería.

b) El Coeficiente de Presión Reducida o Factor Estimado de Reparación. c) Otros criterios aplicables aprobados por PGPB. Aplicando las metodologías de Administración de Riesgo (Risk Management) y Adecuación para el Propósito (Fitness for Purpouse) así como de la Evaluación de la Integridad del sistema (Integrity Assesment) y deberá recomendar el procedimiento de reparación basándose en las tecnologías revisadas y aprobadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica. El criterio de reparación y su procedimiento, debe estar avalado por la Empresa contratada con este propósito y aprobado por la Supervisión de PGPB. Estos trabajos están incluidos dentro de los alcances del concepto de Evaluación, Diagnostico y Certificación de la integridad Mecánica del ducto y las restantes que no ameriten reparación, serán indicadas para monitorear su comportamiento a futuro. La Contratista indicará a PGPB, las anomalías más críticas que se presenten en el reporte de la corrida de inspección y por estar en peligro las instalaciones, PGPB podrá iniciar la reparación de estas anomalías de mayor riesgo potencial, aún sin contar con los datos de geoposicionamiento, realizando esta ubicación con los datos proporcionados por la contratista por el procedimiento tradicional de cadenamiento con cinta e iniciando la reparación de acuerdo al procedimiento presentado. 6.3.- Una vez que se tenga el reporte final, la ubicación de las fallas se determinarán y se ubicarán por medio de un sistema de recepción pasiva, de Posicionamiento Global, que funciona en base a las señales de radiofrecuencia que trasmite una constelación de satélites, información de muy alta precisión. El procedimiento para ubicar las fallas que se deberá aplicar será el posicionamiento diferencial, para lo cual deberán colocar un receptor en un punto de control. Es decir, en un sitio de coordenadas previamente determinadas con la precisión que se espera obtener en el levantamiento de los demás puntos y el otro receptor en el sitio cuyas coordenadas se desean calcular, los archivos de ambos receptores se almacenarán en la memoria interna de los mismos, posteriormente en un programa de postprocesamiento en PC, se introducen las coordenadas de la base y con las observaciones hechas en este sitio, el programa calcula los parámetros de corrección diferencial que aplica a las observaciones hechas con el otro receptor, mejorando así las precisión de las coordenadas.




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El receptor (base) que se ubica en el punto de control y los otros receptores se ubicarán en los puntos de coordenadas por determinar se denominan remotos, tanto la base como los remotos deben observar los mismos satélites durante un lapso común que esta en función directa de la distancia que existe entre ellos. El receptor (base) que se ubica en el punto de control y los otros receptores se ubicarán en los puntos de coordenadas por determinar se denominan remotos, tanto la base como los remotos deben observar los mismos satélites durante un lapso común que esta en función directa de la distancia que existe entre ellos. 6.4.- Una vez localizada la falla, por el método de GPS, se procede a las excavaciones correspondientes, las cuales deben ejecutarse siempre con herramienta manual, por el alto riesgo que representa el paralelismo con otras líneas en un mismo DDV, después de eliminar el recubrimiento mecánico, se confirmará la presencia de la falla. En los tramos inspeccionados, El Contratista deberá verificar por tramo inspeccionado y geoposicionado, en el campo tres anomalías señaladas por la corrida de inspección y tres puntos de geoposicionamiento, las que PGPB determinará. Si en estas verificaciones se comprueba que éstas no son correctas o que no están ubicadas dentro de la tolerancia, PGPB no pagará la corrida de inspección o geoposicionamiento. 6.5.- Se efectuará la inspección y análisis de la falla, por medio de ultrasonido puntual, aplicado por una Compañía Especializada y valorada por un técnico nivel dos, con equipo de haz recto y haz angular, del tipo pulso eco adecuado para utilizar traductores que oscilan a frecuencias de 1 a 6 MHz. Para la ejecución de este trabajo se deberá de contar con la certificación del personal por parte de la institución u órgano facultado. Una vez analizado el defecto y en el caso de ser necesario, se procederá a reforzar la tubería aplicando la metodología de rehabilitación adecuada. 6.6.- Reparación con Envolventes Metálicas bipartidas, el cual es un método aprobado de reparación. Es un método sencillo de aplicar sin interrupción del flujo, en fallas o defectos en el cuerpo de la tubería o en soldaduras longitudinales o circunferenciales y consiste en soldar dos medias cañas de acero de especificación igual o superior a la de la tubería por reforzar y de espesor igual o superior. Deberán ser envolventes fabricadas en planta, debiendo de rellenarse el espacio anular entre tubo y envolvente con una resina epóxica con el fin de garantizar debidamente su resistencia y transmisión del esfuerzo mecánico. El Contratista será responsable de presentar los procedimientos correspondientes para soldadura longitudinal y su calificación. Así también, la de los soldadores que apliquen la soldadura, deberán de tener su documento de calificación vigente, de la cual entregará copia a la supervisión de PGPB, lo anterior deberá ser aprobado por los Estándares y normas nacionales que apliquen, así como el procedimiento propio de la instalación de la envolvente metálica bipartida. Para la ejecución de este trabajo se deberá de contar con la calificación del personal que aplique este tipo de reparación, por parte del proveedor o del fabricante. El procedimiento de instalación de las envolventes metálicas bipartidas debe cubrir como mínimo los siguientes pasos, los cuales formarán parte del precio unitario propuesto: Limpieza con chorro de arena (Sand blast) de la pared interior de las medias cañas; La limpieza de la pared exterior del ducto; El exacto centrado de la envolvente; La soldadura longitudinal de las envolventes; El




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soplado del espacio anular entre envolvente y tubo; La preparación de la resina epóxica para relleno y sellado circunferencial; La inyección ó aplicación de la resina; El control de calidad e identificación de los insumos y la propia envolvente; Las pruebas de líquidos penetrantes y haz angular con equipo de ultrasonido a la soldadura longitudinal; Verificación de gelado y curado de la resina (cuando aplique), sellado circunferencial y él puenteo con el sistema de protección catódica mediante cable calibre #8, soldado con soldaduras Cadwell (dos puenteos por envolvente solo aplica para las envolventes metálicas que no lleven soldadura circunferencial), verificando una perfecta adherencia entre tubo, cable y soldadura. 6.7.- La protección mecánica del tubo se ejecutará con los recubrimientos anticorrosivos solicitados, al final se probará la continuidad del recubrimiento con un Holliday Detector con una tensión de prueba recomendada con el fabricante y apegada a la NRF-026-PEMEX-2001, y se deberá cumplir con lo especificado en el Anexo B-1 de estas bases. Para la ejecución de este trabajo se deberá de contar con la calificación del personal por parte del proveedor o fabricante. 6.8.- Una vez reparado el defecto y colocada su protección anticorrosiva, previo al visto bueno de la supervisión de PGPB, se procederá al relleno correspondiente con herramienta manual y con material producto de la excavación, cuidando de que no se dañe la protección instalada, en caso de sufrir algún daño esta, El Contratista reparará este daño por su cuenta sin cobro a PGPB. Se incorporará el material en capas de 0.20 m, procediendo a compactar con compactador manual hasta lograr un colchón de protección de 0.40 m sobre el nivel del tubo, teniendo cuidado de acostillar perfectamente bajo la tubería para evitar esfuerzos externos a la tubería, este relleno se realizará hasta tapar toda la excavación realizada. 6.9.- Uno de los conceptos más importantes para PGPB, es el conservar la información generada por las corridas de inspección y la reparación de las anomalías reportadas, además de la información generada por la corrida del diablo instrumentado, la información proporcionada después de la corrida de los instrumentos (Trazo, perfil de la línea, anomalías, coordenadas UTM, etc.) e información que proporcionará PGPB para complementar los estudios de integridad mecánica y certificación, El Contratista deberá entregar al final de los trabajos, un resumen ejecutivo del resultado de los trabajos (Ubicación, referencias y reparación de las fallas). 6.10.- El Contratista debe Certificar la Integridad Mecánica de las Instalaciones, así como la Integridad del mismo Sistema, para lo cual debe Contratar a una Compañía acreditada y aprobada en los términos de la LFMN (Ley Federal sobre Metrología y Normalización), para tal efecto los trabajos de Certificación iniciarán desde el principio de la obra, con la revisión y certificación de los procedimientos y técnicas de limpieza, inspección interior, análisis de anomalías, reparación de las mismas, propuestas por El Contratista después de analizar cada falla y continuara con la observación directa de la aplicación de estos procedimientos, la recopilación de la base de datos que proporcionará PGPB, tales como: inspección física de las instalaciones, especificaciones de diseño (las que se tengan), construcción y la revalorización del Sistema en las condiciones actuales de operación, la revisión de las metodologías, las frecuencias y normas aplicadas en el mantenimiento preventivo, respetando la metodología y procedimientos que la Compañía Certificadora aplique para tal efecto. La información que proporcionará el Superintendente en el sector y que será avalada por el mismo, para lo cual El Contratista debe considerar el movimiento, estancia y transporte del personal de la Compañía Certificadora, según la metodología de seguimiento que más le convenga (intensiva o aleatoria) siempre y cuando se cumpla con el objetivo de emisión de certificados; expidiendo al final de los trabajos, dos CERTIFICADOS INDIVIDUALES acreditados y aprobados en los términos de la LFMN (Ley Federal sobre Metrología y Normalización), en los cual se avale la INTEGRIDAD MECÁNICA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE




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LOS DUCTOS OBJETO DE ESTE CONTRATO, en conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001 tramo por tramo de acuerdo a la relación indicada. En atención a los principios y políticas de Seguridad, Salud y Protección Ambiental. El Contratista deberá contemplar dentro de sus alcances ordinarios y como política de trabajo, realizar la correcta recolección, concentración, almacenamiento y disposición de los productos, deshechos o desperdicios del trabajo, tales como sulfuro de fierro, residuos de las corridas, productos químicos, solventes, estopa, envases, cajas, etc. conteniéndolos en recipientes plásticos (tambos), entregándolos en el Sector correspondiente de PGPB. 6.11.- El Contratista debe manejar y disponer de los residuos generados en los trabajos de inspección y rehabilitación de los ductos, en apego y cumplimiento de la Legislación Ambiental vigente, para el manejo adecuado de los residuos generados en los trabajos. En cumplimiento al Proceso del Sistema de Administración Ambiental (Libro Verde) y a las Metas y Objetivos planteados por Pemex Gas y Petroquímica Básica. Esto tiene como objetivo el control, almacenamiento temporal y disposición final de residuos generados durante las actividades de limpieza, inspección y rehabilitación de los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos por Ducto. DESARROLLO:

a. El contratista debe contar con una bitácora para el manejo y control de los residuos generados por las actividades contempladas dentro del contrato, la cual debe estar a disposición del personal de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) para su revisión. Al finalizar el contrato, el contratista hará entrega oficial de la bitácora al encargado del Departamento de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA) del Centro de Trabajo. Los datos básicos que deben de anotarse en la bitácora serán los siguientes: fecha de generación, fecha de depósito en el almacén temporal, cantidad de producto (Kg.), cantidad de envases, nombre y firma de la persona que los recibe, nombre y firma de la persona que los deposita, actividad que generó el residuo y motivo por el que sé esta realizando la actividad.

b. Los sedimentos y/o residuos generados o arrastrados durante la corrida de diablo (instrumentado,

geoposicionador, geometra y de limpieza mecánica) y depositados en la cubeta de recibo, deben trasvasarse a depósitos adecuados para su transporte de tal manera que se evite derramar el residuo en el suelo, ya que de presentarse esta situación el contratista estará obligado efectuar en forma inmediata la restauración y en su caso la remediación del mismo, el material generado por esta actividad, se le debe dar el mismo trato que los residuos de la corrida de diablo.

c. Los envases mencionados en el punto anterior deben estar perfectamente rotulados, indicando el tipo de

residuo que se esta envasando. Esta actividad y las indicadas en el punto No. b deben ser desarrolladas por el contratista bajo la estricta supervisión del personal de PGPB.

Lo anterior en apego a la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente (LGEEPA), su Reglamento en Materia de Residuos Peligrosos y la Norma Oficial Mexicana No. NOM-003-SCT-200.

d. Inmediatamente después de realizar cada una de las corridas de diablo y haber envasado el residuo

generado por esta actividad en forma adecuada, el contratista deberá trasladar los contenedores al almacén temporal de residuos más cercano con que cuente PGPB.




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e. El traslado de los residuos al almacén temporal, generados en las instalaciones de PGPB, debe realizarse de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente, debiendo tramitar el permiso de transporte de los mismos. La responsabilidad del buen manejo de los residuos durante el traslado será del contratista, quien debe responder ante quien corresponda sobre el manejo inadecuado de estos.

f. Al llegar al almacén temporal y antes de depositar los contenedores con los residuos en dicha área, el

contratista procederá a pesar los residuos y a registrar en la bitácora los datos básicos descritos en el punto No. 1.

g. Personal de PGPB mensualmente deberá capturar en el SISPA como parte de los residuos generados por

el Centro de Trabajo, los residuos generados por las actividades correspondientes del contrato integral.

h. Los residuos depositados en el almacén temporal, generados como resultado de las actividades del contrato integral no deberán permanecer por más de 6 meses en ese lugar, esto de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente.

i. Los residuos generados por la limpieza química por su volumen de generación deberán ser dispuestos

en forma inmediata y definitiva, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición.

j. El contratista debe disponer en forma definitiva los residuos generados por las actividades del contrato

integral, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición.

k. Efectuada la actividad anterior, el contratista debe registrar en bitácora la disposición final del residuo,

indicando como mínimo los datos siguientes: nombre de la compañía que dispuso en forma definitiva de los residuos, no de registro de la compañía otorgado por SEMARNAT para la realización de este tipo de actividades, cantidad de producto dispuesto (Kg.), tipo de producto dispuesto, cantidad de envases dispuestos, fecha de la disposición final y nombre y firma de las personas responsables por parte de la compañía y PGPB.

l. Personal de PGPB mensualmente deberá capturar en el SISPA como parte de los residuos dispuestos

por el Centro de Trabajo, los residuos enviados a disposición final generados por las actividades correspondientes del contrato integral.

Por último es importante comentar que los residuos generados por la rehabilitación del Sistema de Transporte, se le dará el mismo trato que los residuos generados por las corridas de diablo. Para los ductos de transporte, inyección, regulación y medición que no se pueden inspeccionar con diablo instrumentado y dada la dificultad de inspeccionarlos por sus características físicas y condiciones operativas particulares, Pemex Gas y Petroquímica Básica requiere de un proceso y metodología de Evaluación Directa para determinar su integridad mecánica.




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PGBP ha evaluado previamente los riesgos en estos ductos encontrando que estos están expuestos a una combinación de corrosión interna y externa. Los ductos muestran una variedad de características físicas, tales como secciones enterradas y en superficie, variación en el tipo de revestimiento y en los niveles de corriente impresa (Protección Catódica), y en el caso de secciones enterradas, variaciones en el acceso al ducto por el derecho de vía. La Evaluación Directa de Integridad se debe planear y ejecutar de acuerdo a lo estipulado en este anexo y el anexo B-1 de estas bases del contrato. La Evaluación Directa de Integridad, como se define en este Anexo, es un proceso estructurado que identifica las localidades donde el ducto estará sujeto a excavaciones, mediante una selección con base en inspecciones indirectas del ducto. Dichas inspecciones tienen como finalidad evaluar la calidad y / o condición del revestimiento, el posible desarrollo de defectos y los niveles de protección catódica (donde esto aplique), todo esto con el fin de obtener los datos que se utilizarán en la evaluación de integridad inmediata (resistencia remanente) y la integridad futura (intervalo de re-evaluación) del ducto. El Proceso Estructurado para la Evaluación Directa de Integridad ha sido definido por la Industria en los cuatro pasos que aparecen a continuación, en la Figura 1 y deberá ser aplicado a los ductos objeto del presente llamado. Los procedimientos de Evaluación Directa de Integridad que se apliquen a los ductos deberán reflejar la ejecución de este proceso de cuatro etapas, tanto para la Evaluación Directa de Corrosión Externa, de ahora en adelante referido como EDCE y para la Evaluación Directa de Corrosión Interna, de ahora en adelante referido como EDCI. Debido a la variación de las características físicas asociada con ductos largos y enterrados; tales como tipo de suelo, protección catódica y / o cruce de vías, se requiere de una planificación detallada de la Pre-Evaluación para cada ducto y segmento individual identificado en el Anexo C. Esto deberá ser realizado de acuerdo con lo que describe el procedimiento de segmentación de EDCE (Evaluación Directa de Corrosión Externa) en regiones, que aparece en el anexo B-1. Las instalaciones caracterizadas como segmentos cortos, tanto en superficie como enterrados, no requerirán de una Pre-Evaluación. Los procedimientos utilizados para la evaluación del revestimiento y de la condición de los ductos permitirán establecer conclusiones sobre la integridad inmediata y futura de los ductos, y han de reflejar lo siguiente:

• Las técnicas de Evaluación Directa de la Integridad utilizadas para evaluar la condición del revestimiento de ductos enterrados y por lo tanto, para predecir la condición del mismo.

• La Evaluación Directa de todos los ductos en superficie, utilizando equipo con capacidad comprobada

para medir directamente la pared remanente del ducto. Esta evaluación tiene como objetivo determinar la localización y severidad de zonas con pérdida de metal en el segmento del ducto (Evaluación Directa Completa)

Figura 1: Proceso Estructurado en cuatro etapas para la Evaluación Directa de Integridad




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La fase de Pre-Evaluación para EDCE incluye la recopilación, el análisis y la evaluación de datos, incluyendo, más no limitado a los conceptos listados en la Tabla de Elementos de Datos. Las fases de Pre-Evaluación y Evaluación Indirecta de Corrosión Interna requiere de recopilación e integración de datos e información necesaria para evaluar la posibilidad de EDCI (Evaluación Directa de Corrosión Interna), mediante la identificación de los lugares del ducto donde se pueda acumular liquido (electrolito) a fin de ejecutar Evaluaciones Directas. Los datos e información incluyen, más no se limitan a, los elementos listados en el Anexo A2 de ASME B31.8S. Adicionalmente, el modelo de flujo del Gas Research Institute descrito en GRI-02-0057 ú otro que permita efectuar la “Metodología de Evaluación Directa de la Corrosión Interna en ductos” será utilizado para identificar las regiones de EDCI dentro de los ductos y para generar información que apoye el uso del modelo para identificar regiones con potencial para acumulación de líquidos. El Contratista deberá aplicar modelos de flujo multifásico y programas (software) para el modelaje de corrosión que ayuden a identificar las regiones de EDCI para la Evaluación Directa en ductos. Esta información incluye, más no se limita a la localización de todos los puntos de entrada y salida del fluido, la localización de todos los puntos bajos en segmentos cubiertos tales como pandeos, fugas, inclinaciones, válvulas, trampas, el perfil de elevación del ducto lo suficientemente detallado que permita calcular los ángulos de inclinación para todos los segmentos del ducto; también deberá incluir el diámetro de los ductos y el rango de las velocidades del fluido esperadas en el ducto. Los levantamientos indirectos para EDCE son ejecutados de acuerdo a los Planes de EDCE generados como resultado de la Pre-Evaluación utilizando herramientas especializadas y mediante los requisitos establecidos en el anexo B-1. Los datos provenientes de los levantamientos indirectos en la Etapa 2 son integrados y analizados utilizando criterios comprobados como indicadores relevantes, en conjunto con una priorización de la severidad para identificar los sitios para la Evaluación Directa. La fase de Evaluación Directa (Etapa 3) aplica tanto al proceso de EDCE, como al proceso de EDCI y requiere de excavaciones en localidades (identificadas en la Etapa 2 - Evaluaciones Indirectas) que permitan acceso directo a los ductos para la aplicación de Pruebas No-Destructivas para detectar y medir la corrosión, pérdida de metal, abolladuras o agrietamiento y para documentar la condición del revestimiento y del suelo.

1. Pre-EvaluaciónIdentificación de los métodos de ED apropiados

2. Evaluación IndirectaBajo costo / Amplia cobertura

3. Evaluación DirectaMayor costo / Cobertura deseada

4. Analisis

vel de confianza deseado – Integridad inmediata/futura




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Para ductos no enterrados en los cuales se haga una evaluación Directa Completa para EDCI y EDCE, no se utilizará la Etapa 2 de Evaluaciones Indirectas. El Contratista deberá producir un reporte con los resultados de las actividades de las Etapas 2 y 3 de EDCE y de EDCI para cada sección de cada línea. Además deberá ejecutar una Post-Evaluación (Etapa 4) de los resultados de EDCE y EDCI, mediante la integración de los resultados de inspección de la Segunda Etapa con aquellos de la Tercera Etapa y mediante el suministro de las siguientes conclusiones apoyadas por cálculos:

Integridad Inmediata- Las anomalías que se detecten como resultado de la Etapa 3, tales como pérdida de metal, abolladuras, y agrietamientos deberán ser evaluadas para determinar si tienen impacto alguno sobre la Presión Operativa Máxima, utilizando el método más apropiado para evaluar los defectos. Ejemplos de métodos aceptables son ASME B31G y la evaluación detallada mediante técnicas equivalentes a RSTRENG.

Integridad Futura- El crecimiento de anomalías debidas a mecanismos que dependen del tiempo o el modo de operación, tales como corrosión, fatiga, etc., deberá ser caracterizado para establecer los intervalos de re-inspección. Deberá documentarse la velocidad de corrosión utilizada, la cual deberá establecerse mediante una metodología adecuada. Adicionalmente, se deberá identificar la tecnología de re-inspección más apropiada, reconociendo los riesgos de los ductos, los cuales serán validados como resultado de la post-evaluación. En caso de ductos enterrados, el análisis deberá tomar en cuenta los datos de una técnica de inspección indirecta que evalúe la condición del revestimiento y la condición de la protección catódica, según aplique.

Confianza del Muestreo- En caso que se aplique la Evaluación de Integridad Directa a base de Muestreo Estadístico para ejecutar la EDCE, el reporte deberá identificar un nivel de confianza estadístico asociado con el muestreo y se deberán documentar sus fundamentos basado en el número de excavaciones requeridas.

Plan de reparaciones- Según sea necesario, las reparaciones serán ejecutadas teniendo en cuenta los criterios de PEMEX para reparaciones de defectos reportados por las herramientas de inspección interna. Las mismas serán calificadas en el campo luego de la evaluación directa (Etapa 3) en campo.

7.- SANCIONES POR TIEMPO DE ESPERA. Los tiempos de espera de personal técnico y equipo del Contratista serán aplicables cuando, por causas imputables a PGPB, no se realicen las corridas de equipo de inspección interior FFM, a partir de 72 horas contra el programa de este Contrato o en su caso contra la fecha y hora acordada en campo para las corridas en forma individual. Para proceder al cargo de tiempo de espera el Contratista deberá haber tenido siempre disponible en el lugar de los trabajos a su personal técnico y equipo y deberá aparecer la anotación en la bitácora. Se considerara para estos casos al personal mínimo requerido para los trabajos de inspección y esta se deberá estipular en la propuesta bajo el concepto de “Personal mínimo requerido para realizar trabajos de inspección para él calculo de pagos de tiempo de espera”.




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El mismo caso aplicará al Contratista cuando por causas imputables a él no se realicen o resulten fallidas las corridas de equipo de inspección de FFM. Las deducciones se efectuarán por medio de notas de crédito a favor de PGPB, cuando no exista ya estimación alguna por tramitar o se aplicarán como descuento en los pagos que se efectúen por Estimación. El monto de los cargos será calculado por la supervisión de PGPB. 8.- INSPECCIONES ALTERNAS. Dado que estos trabajos se planificaron basándose en necesidades específicas y mediante la programación y asignación de recursos específicos, y que sus alcances son particulares con relación a la justificación técnica de la obra, no se podrán contemplar inspecciones alternas. Para las partidas No. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 41, 42, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 149, 150, 151, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166, 167, 168, 169, 170, 171, 172, 173, 174, 175, 176, 177, 178, 179, 180, 181, 182, 183, 184, 185, 186, 187, 188, 189, 190, 191, 192, 193, 194, 195, 196, 197, 198, 199, 200, 201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208, 209, 210, 211, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 219, 220, 221, 222, 223, 224, 225, 226, 227, 228, 229, 230, 231, 232, 233, 234, 235, 236, 237, 238, 239, 240, 241, 242, 243, 244, 245, 246, 247, 248, 249, 250, 251, 252, 253, 254, 255, 256, 257, 258, 259, 260 y 261 del catalogo de conceptos del anexo “C”, las cuales requieren necesariamente de recursos de procedencia extranjera y de procedencia nacional, teniendo por objeto cubrir en la forma más amplia posible, los recursos necesarios para realizar cada concepto de trabajo, debiendo de considerar lo siguiente para su integración:

a. Se deberán de integrar dos precios unitarios de la misma partida, una en moneda nacional y otra en Dólares.

b. La partida en sus dos precios unitarios deberá tener la misma unidad de medida y los mismos

tiempos de ejecución.

c. No deberán de considerar en los precios unitarios duplicación de utilización de personal, materiales y de maquinaria y de equipo de construcción, debiendo guardar congruencia con los procedimientos constructivos o la metodología de ejecución de los trabajos; debiendo considerar los costos vigentes de los materiales, recursos humanos y demás insumos necesarios en el momento y en la zona donde se llevarán a cabo los trabajos, sin considerar el impuesto al valor agregado, todo ello de conformidad con las especificaciones generales y particulares de construcción y normas de calidad determinadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

d. Para la integración de los precios unitarios de una partida (en Dólares y en Moneda Nacional),

se deberán de integrar con los costos directos, los costos indirectos, el costo de financiamiento, el cargo por utilidad del contratista y los cargos adicionales correspondientes a cada uno de ellos.

e. Para efectos de medición de volumétrica en la generación de estimaciones, ambos serán tratados

como una partida.

f. Para la generación de pago de Estimación el volumen generado afectara por igual al costo unitario en Moneda nacional que al representativo en Dólares.




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g. El no presentar lo antes solicitado en la propuesta técnica-económica, será motivo para desecharla del proceso concursal en curso.

h. Ejemplo: CONCEPTO No 1.- LIMPIEZA PARA DUCTOS DE 20” D.N. Se crearan dos precios unitarios: Precio Unitario: 1 A en Dólares. Nombre: LIMPIEZA PARA DUCTOS DE 20” D.N. Unidad: Km. Volumen: 277 Km. Empleara para su integración necesariamente insumos (materiales, mano de obra y maquinaria y equipo de construcción) de procedencia extranjera, los costos directos, los costos indirectos, el costo de financiamiento, el cargo por utilidad del contratista y los cargos adicionales correspondientes. Precio Unitario: 1 en Moneda Nacional. Nombre: LIMPIEZA PARA DUCTOS DE 20” D.N. Unidad: Km. Volumen: 277 Km. Empleara para su integración necesariamente insumos (materiales, mano de obra y maquinaria y equipo de construcción) de procedencia nacional, los costos directos, los costos indirectos, el costo de financiamiento, el cargo por utilidad del contratista y los cargos adicionales correspondientes. Para estimación, se procederá de la siguiente manera: Se supone un valor de volumen generado para una determinada estimación de 100 Km. para el concepto No. 1 “LIMPIEZA PARA DUCTOS DE 20” D.N.”. Por lo que el valor estimado será la suma de: Los 100 Km. X el valor del precio Unitario en pesos del mismo concepto. Los 100 Km. X el valor del precio Unitario en dólares del mismo concepto.

A continuación se enlistan las Leyes, Reglamentos y Especificaciones de Petróleos Mexicanos que aplican en estos trabajos:

“ESPECIFICACIONES DE PETROLEOS MEXICANOS“




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3.102.02 Excavaciones para edificación y estructuras. 3.104.07 Rellenos de excavaciones en edificación y estructuras. 3.121.08 Clasificación de materiales para pago de excavaciones. Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente. Reglamento de la ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente

en materia de residuos peligrosos. Reglamento para el transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos. NRF-002–PEMEX-2001.

Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos.

NRF-004 –PEMEX-2003.

Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

NRF-009–PEMEX-2003.

Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

NRF-026-PEMEX-2001

Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.

NRF-030-PEMEX-2003

Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos.

CID-NORM-N-SI-001

Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte.

CID-NOR-02/96

Reparaciones definitivas, permanentes y provisionales en ductos.

CID-NOR-03/96

Reparaciones permanentes de defectos por medio de envolventes bipartidas soldables en tuberías que transportan hidrocarburos.

Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F... A los días del mes de 2005.

CONTRATISTA





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ANEXO "B-1"

El presente es parte integrante de la convocatoria No. , para el "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur". Y se formula de común acuerdo entre las partes para hacer constar que los trabajos antes descritos se llevarán a cabo de conformidad con las siguientes: ESPECIFICACIONES PARTICULARES ANTECEDENTES: Los trabajos se desarrollarán en los DDV de Petróleos Mexicanos, en el cual se alojan los ductos objeto del alcance de este contrato, atravesando en su trazo los Estados de Chiapas, Tabasco y Veracruz, con una longitud total general de 644.27 kilómetros divididos en 19 tramos para los ductos que se inspeccionaran con equipo instrumentado de fuga de flujo magnético, 146 kilómetros de ductos, divididos en 9 tramos para evaluaciones directas de corrosión interna y externa (EDCE y EDCI) y 21.3 kilómetros de ductos en 34 instalaciones superficiales divididas en tres Sectores para inspección con equipo de ondas guiadas. El exacto posicionamiento global de los ductos dependerá en gran parte de la correcta localización superficial de los ductos en su primera etapa y de la exacta colocación y suficiente cantidad y espaciamiento de las mojoneras de referencia. Esto tendrá importante repercusión en la posterior ubicación de las soldaduras de los carretes a rehabilitar. Es recomendación de esta área de mantenimiento que durante la visita de obra se hagan a los operadores locales cuantos cuestionamientos se consideren pertinentes al respecto, con el fin de preparar objetivamente las propuestas. Los resultados de estas inspecciones es la información que mediante las bases de datos obtenidas determina y clasifica las anomalías existentes en la tubería, las cuales deben ser analizadas y rehabilitadas, tanto individualmente como en su coactuación, dando prioridad a aquellas que tomando en cuenta la relación entre la presión de operación del ducto y la presión máxima de operación de una anomalía detectada (Coeficiente de Presión Reducida (C_pr), o Factor Estimado de Reparación (FER)) sea esta igual o mayor al valor de 1.0. OBJETIVO: El objetivo de este contrato esta dividido en dos etapas: Primera etapa: 1.- Con objeto de proveer una sólida base de planeación para la rehabilitación de los ductos, es necesario inspeccionar cada uno de los tramos de los ductos para detectar, ubicar y analizar las anomalías que pudieran poner en riesgo la operación segura de éstos, determinando el trazo y perfil del ducto en toda su longitud con gran precisión mediante sistema de posicionamiento global GPS, para llevar a cabo la ubicación precisa de las fallas en GPS, al tiempo que el ducto está siendo operado. Estas necesidades no han sido cubiertas por los sistemas convencionales de medición, motivo por el cual PGPB, requiere el empleo en estos trabajos de una limpieza de los residuos internos en el ducto y posteriormente utilizar una o varias herramientas inteligentes (diablos), para la identificación de anomalías en la tubería, y el posicionamiento global para ductos en servicio el cual, además de la geometría de la línea, nos dará las coordenadas de referencia (X, Y, Z ), en los puntos




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donde se localizaron las anomalías, así como la perfecta planeación de la Inspección interior con equipo instrumentado de fuga de flujo magnético de los ductos. 2.- El Contratista determinará las fallas a reparar; basándose en el calculo de la Presión máxima de Operación Permisible (MAOP), el Coeficiente de Presión Reducida (C-pr), la Tecnología de Administración de riesgo (Risk Management) y Adecuación para el Propósito (Fitness for Purpouse) y las condiciones que considere convenientes de acuerdo a la Normatividad. 3.- Conjuntamente PGPB y El Contratista determinarán el método de reparación y la tecnología a aplicar en cada falla, la cual será avalada por una Empresa Certificadora. Segunda etapa: (La cual debe integrarse desde el inicio de los trabajos). 1.- Se deberá efectuar una evaluación y diagnóstico de las Instalaciones y se obtendrá UN CERTIFICADO que avale la Integridad Mecánica del Sistema de Transporte de cada uno de los segmentos de los que forman parte los ductos objeto de este contrato, en conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001, iniciando con el análisis del total y cada una de las anomalías, mediante la Tecnología de Administración de Riesgo (Risk Management) y Adecuación para el Propósito (Fitness For Porpouse), elaborando y presentando un Estudio de Integridad, (Integrity Assesment); determinando el método y procedimiento para su reparación en un programa a corto y mediano plazo y el monitoreo de las demás fallas que no ameriten su corrección en estas etapas. 2.- Al final de este Proyecto, se deberán integrar la información generada por las corridas del diablo instrumentado y del diablo Geoposicionador, en un informe para los trabajos de rehabilitación. CONSIDERACIONES GENERALES: 1.- Todos los análisis de precios deben contemplar los alcances de obra para cada uno de los conceptos, así como el cumplimiento a las Normas de Seguridad, Especificaciones Generales y Particulares de estas bases de Concurso. En los conceptos de excavación quedan incluidos los costos por el señalamiento preventivo de la obra cuando se ejecute esta. 2.- La correcta ejecución y buena presentación son requisitos indispensables para que la Supervisión acepte los trabajos. La limpieza de obra y de las zonas adyacentes se considera como parte de la correcta ejecución de la obra. Solo se pagarán los trabajos que hayan sido ejecutados correctamente, cuando algún trabajo no cumpla con lo indicado El Contratista, se obliga a rehacerlo de manera que satisfaga a la Supervisión. 3.- El Contratista deberá tomar en cuenta que los trabajos de ubicación y reparación de las fallas se efectuarán sobre el derecho de vía y los accesos se efectúan en caminos rurales, lo que no permite la operación adecuada de equipos de transporte de personal, equipo y materiales. Para fines de estimación el tiempo utilizado en el tránsito no será objeto de pago como concepto de obra por separado, así mismo no se pagara por separado el transporte del equipo desde el lugar de origen hasta el frente de trabajo, estos movimientos y fletes deben estar integrados en su propuesta. 4.- Asimismo será responsable de acarrear todos los materiales necesarios para la ejecución de la obra, los cuales serán inspeccionados por el Supervisor quien tendrá la facultad de rechazarlos si no cumplen con las normas y especificaciones de construcción y calidad. El Contratista será el responsable del almacenamiento y manejo de todos los materiales ya que cualquier daño provocado por la intemperie o en su transporte causará que no se utilice este material dañado y su costo no lo pagará PGPB.




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5.- En las áreas de trabajo (Derechos de Vía), se encuentran alojadas otras tuberías por lo que al efectuar los trabajos se debe tener cuidado de no dañarlas. Con 48 (cuarenta y ocho) horas previas al inicio del trabajo a realizar deberá solicitar el permiso de trabajo con riesgo por medio de su representante de seguridad, el que se deberá extender a través de la Supervisión y las áreas de Operación y de Seguridad donde se estén efectuando los trabajos. Asimismo se deberá instruir al personal para que evite conflictos con los propietarios y vecinos del lugar, ya que cualquier problema o retraso ocasionado por esta razón será con cargo a El Contratista. 6.- Es recomendable que el personal manual de preferencia sea del lugar donde se realicen los trabajos y deberán participar en las platicas de inducción en Seguridad y Protección Ambiental impartidas por el Departamento de Seguridad Industrial, el cual llevará el control de estas. Independientemente el representante de seguridad de la Contratista dará periódicamente pláticas de seguridad de acuerdo a su programa de Seguridad que tenga implantado. 7.- Es responsabilidad de la Supervisión y del Residente de la Contratista de llevar por cada frente de trabajo un libro de registro (bitácora) de las actividades diarias de la obra, describiendo a detalle los acontecimientos de cada día, con referencias de apoyo, el personal y equipo empleado o disponible, el estado de tiempo, suspensión de labores y el motivo, recepción de materiales y sobre todo las actividades fuera del catálogo de conceptos solicitadas y autorizadas por la Supervisión detallando los recursos empleados, sus insumos y sus rendimientos, así también cualquier acontecimiento que se relacione con la obra. Debido a la implantación de diversos frentes de trabajo y de actividades distintas es prudente llevar las libretas de bitácora que sean necesarias, las cuales serán firmadas por el representante de El Contratista en cada Residencia. 8.- El Contratista deberá presentar un reporte videográfico en el que demuestre el avance de trabajo, cuyo costo debe considerarse en su análisis de costos indirectos. El reporte videográfico al igual que el reporte fotográfico, formará parte del registro y memorias documentales que soporten el cumplimiento de las actividades objeto de esta licitación. Los registros en video serán tomados de aquellas actividades relevantes tales como: Corridas de limpieza química, Corridas de Inspección con equipo geómetra e instrumentado, Trabajos de rehabilitación, inspección con equipos de ondas guiadas y EDCE y EDCI. Las actividades son generalmente muy extensas en tiempo, por lo que los reportes videográficos serán memorias en síntesis que reflejen la magnitud y tamaño de cada una de estas. Los reportes videográficos serán entregados a PGPB en formato DVD. Las exposiciones fijas, videos y los archivos que se generen deberán entregarse al personal de PGPB. Por periodos semanales El Contratista y PGPB se deberán reunir para llevar a cabo una junta, en la cual se analicen los avances de la obra y la problemática que se vaya presentando, con el fin de proponer acciones y cotejar avances de la obra para su evaluación. 9.- PGPB, pagará a El Contratista los trabajos terminados a los precios que se indican en el Anexo C y con la periodicidad que indica el Contrato. Por lo que, se efectuarán generadores semanales de obra, y que se entregarán al supervisor de PGPB para su revisión y aceptación, mismos que formarán parte de la estimación mensual con la cual respaldará su pago El Contratista, esto de acuerdo al programa de Estimaciones previamente presentado por él. La estimación se hará por volúmenes de obra ejecutados.




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10.- El Contratista deberá cumplir con los siguientes requisitos: Contar con una Oficina de Administración Central en la Cd. de México y contemplar residencias de campo pudiendo estar ubicada en Villahermosa, Tabasco. Con el sistema de comunicación necesario para establecer el enlace Campo-Residencia de Campo-Oficinas Administrativas y/o Supervisión de PGPB. La residencia de campo deberá estar, representada por personal con el poder de decisión suficiente para establecer acuerdos de incremento de personal, ejecución de trabajos extraordinarios, aprobación de programas y reprogramaciones, aval de precios extraordinarios y firma de generadores y bitácora. El Contratista dentro de su propuesta debe incluir la Estructura de Organización que pretende implantar en la obra, los equipos y mobiliario a emplear como estándar en la Residencia de Campo. Ser una Empresa con experiencia suficiente y comprobable en el ramo de la Rehabilitación de ductos y de las Inspecciones con Equipo Instrumentado, contando con la infraestructura de equipos, materiales y Recursos Humanos requeridos en este tipo de trabajo. Por contemplar este Contrato diversas especialidades PGPB, solicita dentro de la propuesta Técnica de la Contratista, especifique, si es el caso, las Compañías que coparticiparán con ella, en la realización de los trabajos, especificando para cada una de ellas, el Curriculum y lista de clientes satisfechos, así como la infraestructura de Recursos arriba indicada. Del mismo modo, los equipos, hardware y software deberán acreditar mediante documentación su eficiencia, experiencia y Estado de la Tecnología (Estate of the Art) en trabajos como los que son motivo de este contrato. Lo anterior con el fin de evitar que desarrollos recientes no comprobados utilicen las instalaciones de PGPB como circuitos de prueba. El Contratista debe contar con todas las licencias para el uso de Software y Hardware de las técnicas y tecnologías aplicadas en este trabajo, en caso contrario será responsable y correrán por su cuenta los gastos por demoras que esto ocasione. Entregará y autorizará a PGPB el uso del Software, licencias y los candados correspondientes para cada uno de los Sectores, responsables de los tramos a inspeccionar. 11.- Toda la información para efectos de Certificación e Integración del Sistema de Almacenamiento de datos será validada por el personal de PGPB, quedando bajo su responsabilidad la veracidad de la información, la cual debe solicitarse por escrito y asentarse en bitácora. DESCRIPCIÓN GENERAL Y ALCANCES DE CONCEPTOS DE OBRA: CONCEPTOS No 1, 5, 9, 13, 17, 21, 25 Y 29.- LIMPIEZA QUÍMICA DE DUCTOS; INCLUYE DIABLOS, PRODUCTO QUÍMICO, EQUIPO DE BOMBEO, SEPARADOR Y CONTENEDOR, ASÍ COMO EL SOLVENTE NECESARIO PARA LOS DIAMETROS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N.. Los ductos de transporte deben ser limpiados internamente con la finalidad de incrementar la eficiencia de la transportación del producto y remover acumulaciones de sedimentos que pueden incluir depósitos de corrosión, sulfuro de hierro, sales, polvo negro, asfáltenos y otros productos degradados. Para tal actividad se contara con una libranza o paro por bache de limpieza de 15 minutos. Y se deberá de contemplar lo siguiente:




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◊ No se cuenta con datos para ayudar a cuantificar los depósitos en los ductos, por lo que se deberá de considerar que la última corrida de limpieza fue realizada en los ductos fue en 1994.

◊ Se deberán de considerar las condiciones de operación de los ductos. ◊ El diseño de la corrida no deberá generar un represionamiento que se aproxime a la Máxima presión de

Operación. ◊ El transporte de petroquímicos es el único servicio que prestan estos ductos. ◊ Deberán de proporcionar los separadores de líquidos necesarios para recuperar los productos químicos de la

limpieza química y los desechos generados del mismo proceso de limpieza, Por lo que deberán estipular el grado de eficiencia del equipo, así como sus parámetros de operación.

◊ No deberán de existir remanentes de la limpieza química, en la corriente de los petroquímicos a los clientes finales.

◊ La responsabilidad de la disposición de los desechos arrastrados y los químicos utilizados serán de la Cía. Contratista, siendo responsable del correcto tratamiento y adecuada disposición de los residuos resultantes de la limpieza química. Presentando a PGPB, un certificado de confinamiento o tratamiento emitido por una Empresa autorizada por SEMARNAT.

◊ Si existiera un daño ambiental por derrame de las sustancias empleadas para la limpieza química, la Compañía Contratista será la responsable de restituir el daño ecológico y las consecuencias que con esto se contraen.

◊ Se deberá de garantizar que con la corrida de limpieza química propuesta, el equipo de inspección tendrá resultados confiables en su recopilación de información a través del ducto.

Se tiene contemplado para este trabajo limpiar los tramos de:

DUCTO TRAMO LONGITUD LIMPIEZA QUÍMICA

Gas Húmedo Dulce 36" D.N. Cd. Pemex - La Isla. 80.88 80.88 Gas Húmedo Dulce 30" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.15 10.15

Propano C3+ 24" D.N. Cd. Pemex - La Isla. 79.67 79.67 Etano Plus C2+ 24" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.10 10.10

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. La Isla - La Venta. La Isla – El Misterio. 24.22 24.22

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. La Isla - La Venta. El Misterio – La Venta. 79.54 79.54

Gas Húmedo Dulce 24" D.N. Cactus - La Isla. 10.91 10.91 Propano C3+ 20" D.N. La Isla – Cactus. 10.70 10.70

Etano Plus C2+ 16" D.N. Nvo. Pemex – Cactus. 10.15 10.15 Nafta Ligera 16" D.N.

Cactus – Palomas – Pajaritos. Cactus – Est. 2 A 50.94 50.94

Nafta Ligera 16" D.N. Cactus – Palomas – Pajaritos. Est. 2 A – Palomas 73.27 73.27

Nafta Ligera 16" D.N. Cactus – Palomas – Pajaritos. Palomas – Pajaritos 9.00 9.00

Etano Plus C2+ 12" D.N. Cd. Pemex – Est. 2 A Cd. Pemex – La Isla 77.00 77.00

Etano Plus C2+ 12" D.N. Cd. Pemex – Est. 2 A La Isla – Est. 2 A 56.20 56.20

Mezcla de Butano 12" D.N. Nudo Teapa – Minatitlán 22.38 22.38 Naftas Ligeras 12" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.15 10.15

Propano C3+ 8" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.11 10.11 Mezcla de Butano 8" D.N. Pajaritos - N. Teapa 8.40 8.40 Naftas Pesadas 4" D.N. Nvo. Pemex – Cactus 10.50 10.50

Total en Km: 644.27 644.27




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Cualquier otro tramo que requiera limpieza química, previa autorización de Pemex Gas y Petroquímica Básica, deberá analizarse mediante un precio extraordinario adicional. El contratista debe integrar en la propuesta un procedimiento completo que demuestre su capacidad para realizar los trabajos en forma segura, sin interferir en la operación del ducto e incluir la secuencia de diablos de limpieza y volúmenes de productos químicos que serían bombeados con el ducto en servicio. El procedimiento debe contemplar el uso de sistemas que eviten contaminación del producto transportado y no alterar sus características y propiedades. Además, se requiere que la empresa maneje y proponga métodos apropiados para el tratamiento ambientalmente seguro de los residuos recolectados. El servicio propuesto debe asegurar que no se presenten atoramientos de diablos o taponamientos en la línea, ya que se deberán evitar interrupciones no programadas en el servicio. En cuanto a los productos químicos a ser utilizados, éstos deben cumplir con lo siguiente: • Desincrustante. • Anticorrosivo. • Lubricante. • Mantener sus propiedades sin alterar las del producto transportado. • Ser recuperable (especificar el porcentaje) de la línea de proceso. • Emulsionar y/o remover residuos en la línea. • No atacar las superficies de la tubería ni afectar elastómeros o sellos. La propuesta del Contratista debe incluir la descripción completa de los materiales, equipos y productos químicos a ser utilizados. Para lo cual se contemplan dos métodos de limpieza: Método No.1: Constara de 4 etapas por sección, cada corrida t iene su propio tren de l impieza. 1ra etapa = Su función es de impregnar la superficie interna del ducto, los resultados ayudaran a evaluar la condición interna de la línea. 2da etapa = Su función es de empujar los deshechos sueltos, raspar la primera capa de incrustaciones y seguir impregnando cada vez mas las áreas expuestas por los diablos con cepillos. 3ra etapa = Se estima que esta es la corrida que empujaría el mayor volumen de deshechos la función seria similar a la corrida anterior. 4ta etapa = Su función es de arrastrar todos los desechos que queden y a su vez lavar o baldear el ducto dejando totalmente expuesto el metal de la tubería. En la propuesta se deberán de estipular los parámetros y cada parte de los componentes de cada etapa a considerar para garantizar la conclusión de limpieza. Método No.2:




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Se contempla el uso de un tren de l impieza a base de gel de 8 componentes. El primero es una nafta para hacer separación entre el Gel y el hidrocarburo transportado proporcionando así una transición compatible. El Gel a ut i l izar no deberá reaccionar químicamente con el hidrocarburo transportado. El segundo es de Gel Separador que tiene por función la de separar el Gel de Recolección de la nafta. Los componentes del tercero al quinto son Gel de Recolección que tiene la función de recolectar y suspender los residuos. El sexto es de Nafta sola, para separar el rompedor de Gel del tren de Gel para impedir el rompimiento prematuro del Gel. El séptimo es el rompedor de Gel con base de Nafta e inhibidor de corrosión, el cual tiene la función de romper residuos de Gel en la tubería y dejar la tubería con protección contra corrosión. El octavo componente es de Nafta para dejar la película final con un producto compatible con el hidrocarburo transportado. En la propuesta se deberán de estipular los parámetros a considerar para garantizar la conclusión de cada etapa. Los resultados de la limpieza química deberán permitir las corridas del equipo instrumentado y de GPS con buenos resultados, estos al presentar el dictamen si la corrida fue buena, se procederá al pago de la limpieza química del tramo correspondiente. Se deberá considerar, además: Traslado del equipo, sustancia químicas y solventes hasta sitio de los trabajos. Los productos químicos y solventes necesarios, así como el equipo y maquinaria requeridos para ejecutar estos trabajos. Personal y equipo (cama y grúa) para introducción y recuperación de los diablos en las trampas de envío y recibo. Monitoreo y detección del diablo a cada 2 Km. con equipo de monitoreo electrónico (los equipos acústicos no son considerados como electrónicos). Vehículos, equipo de telecomunicación y personal suficientes para reportar en forma continua el desarrollo de la corrida. La unidad de pago será por tramo. CONCEPTOS No 2, 6, 10, 14, 18, 22, 26 y 30.- CORRIDA DE INSPECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON EQUIPO INSTRUMENTADO DE FLUJO MAGNÉTICO DE ALTA RESOLUCIÓN, CON CUERPO METÁLICO, COPAS FLEXIBLES DE POLIURETANO DE ALTA DENSIDAD, CENSORES ELECTROMAGNÉTICOS, CONTADOR Y REGISTRADOR CON ODÓMETRO, PARA DUCTOS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N. INCLUYE MANIOBRAS




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DE INTRODUCCIÓN Y RETIRO EN LAS TRAMPAS DE DIABLOS, SEGUIMIENTO DURANTE LA CORRIDA Y REGISTRO DE OBSERVACIONES. INSPECCIÓN INTERIOR: El Contratista deberá presentar un equipo instrumentado (Diablo) con tecnología capaz de realizar en la corrida las funciones de Inspección Interior a base de Fuga de Flujo Magnético y en el caso del Geoposicionamiento Global de la línea, será otra herramienta que cumpla los requisitos solicitados. Si la herramienta empleada puede realizar ambas funciones de inspección interior y geoposicionamiento, esta deberá sujetarse a la dimensión de las cubetas de envío y recibo de los equipos instrumentados instaladas en los ductos, si la herramienta de inspección cuenta con ambas funciones estas se considerarán independientes para su estimación. Para la inspección interior basándose en fuga de flujo magnético y geoposicionamiento global se deberán de tomar las siguientes condiciones: Gas Húmedo Dulce de 36” D.N., “Cd. Pemex – La Isla”. Fecha de construcción: 1990. Fecha de inicio de operación: 1992. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 80.88 Km Espesor: 0.812 pulg. MPPO: 98 Kg/cm2 ; 1407.6 lb/in2 Presión de salida (Cd. Pemex): 63 Kg/cm2, Volumen: 108 MMPCD, Velocidad: 2.91 Km/hr Presión de llegada (La Isla): 51 Kg/cm2, Volumen: 108 MMPCD. Gas Húmedo Dulce de 30” D.N., “Cactus – Nuevo Pemex”. Fecha de construcción: 1983. Fecha de inicio de operación: 1984. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.15 Km Espesor: 0.625 pulg. MPPO: 91 Kg/cm2, 1300 lb/in2 Presión de salida: 65 Kg/cm2, Volumen: 501 MMPCD, Velocidad: 17.35 Km/hr. Presión de llegada: 61 Kg/cm2, Volumen: 501 MMPCD. Gas Húmedo Dulce 24” D.N., “La Isla – Cactus”. Fecha de construcción: 1990. Fecha de inicio de operación: 1992. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.91 Km Espesor: 0.438 pulg. MPPO: 80 Kg/cm2, 1138.2 lb/in2 Presión de salida: 51 Kg/cm2, Volumen: 108 MMPCD, Velocidad: 7.51 Km/hr Presión de llegada: 50 Kg/cm2, Volumen: 108 MMPCD. Etano C2+ 24” D.N., “Nuevo Pemex – Cactus”. Fecha de construcción: 1982.




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Fecha de inicio de operación: 1985. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.09 Km Espesor: 0.344 pulg. MOP: 1073.28 lb/in2 Presión de salida: 32 Kg/cm2, Volumen: 100,835 MBD, Velocidad: 2.29 Km/hr Presión de llegada: 31 Kg/cm2, Volumen: 100,835 MBD. Gas Húmedo Dulce 24” D.N., “La Isla – La Venta”. Fecha de construcción: 1973. Fecha de inicio de operación: 1973. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 103.76 Km Espesor: 0.344 pulg. MPPO: 62.89 Kg/cm2, 894.4 lb/in2 “La Isla – El Misterio” Presión de salida: 51.00 Kg/cm2, Volumen: 94 MMPCD, Velocidad: 7.52 Km/hr. Presión de llegada: 45.00 Kg/cm2, Volumen: 94 MMPCD. “El Misterio – La Venta” Presión de salida: 44.00 Kg/cm2, Volumen: 94 MMPCD, Velocidad: 7.52 Km/hr. Presión de llegada: 38.00 Kg/cm2, Volumen: 94 MMPCD. Propano C3+ 20” D.N., “La Isla – Cactus”. Fecha de construcción: Se desconoce. Fecha de inicio de operación: Se desconoce. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.5 Km Espesor: 0.438 pulg. MOP: 1639.87 lb/in2 Presión de salida: 23.00 Kg/cm2, Volumen: 48,379 MBD, Velocidad: 1.10 Km/hr. Presión de llegada: 20.00 Kg/cm2, Volumen: 48,379 MBD. Naftas Ligeras 16” D.N., “Cactus - Palomas”. Fecha de construcción: Se desconoce. Fecha de inicio de operación: Se desconoce. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 124.21 Km Espesor: 0.250 pulg. MOP: 1170.0 lb/in2 Cactus – Est. 2 A Presión de salida: 47.00 Kg/cm2, Volumen: 62,472 MBD, Velocidad: 3.19 Km/hr Presión de llegada: 39.00 Kg/cm2, Volumen: 62,472 MBD. Est. 2 A - Palomas Presión de salida: 39.00 Kg/cm2, Volumen: lleno con nafta ligera, Velocidad: 0.00 Km/hr Presión de llegada: 39.00 Kg/cm2, Volumen: 0.00 MBD.




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Palomas - Pajaritos (Minatitlán) Presión de salida: 47.00 Kg/cm2, Volumen: 62,472 MBD, Velocidad: 3.19 Km/hr Presión de llegada: 39.00 Kg/cm2, Volumen: 62,472 MBD. Etano C2+ 16” D.N., “Cactus – Nuevo Pemex”. Fecha de construcción: 1983. Fecha de inicio de operación: 1985. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.13 Km. Espesor: 0.250 pulg. MOP: 1170.0 lb/in2 Presión de salida: F/O Kg/cm2, Volumen: F/0 MMPCD, Velocidad: F/O Km/hr Presión de llegada: F/O Kg/cm2, Volumen: F/O MMPCD. Etano C2+ 12” D.N., “Cd. Pemex - Minatitlán”. Fecha de construcción: 1977. Fecha de inicio de operación: 1978. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X42. Longitud: 238.86 Km Espesor: 0.250 pulg. MOP: 857.46 lb/in2 Cd. Pemex – La Isla Presión de salida: 34.00 Kg/cm2, Volumen: 24,278 MBD, Velocidad: 2.20 Km/hr Presión de llegada: 33.00 Kg/cm2, Volumen: 24,278 MBD. La Isla – Est. 2 A Presión de salida: 33.00 Kg/cm2, Volumen: 24,278 MBD, Velocidad: 2.20 Km/hr Presión de llegada: 32.00 Kg/cm2, Volumen: 24,278 MBD. Nuevo Teapa – Minatitlán. (Mezcla Butano C4+) Presión de salida: 9.00 Kg/cm2, Volumen: 24,700 MBD, Velocidad: 3.00 Km/hr Presión de llegada: 9.00 Kg/cm2, Volumen: 24,700 MBD. Naftas Ligeras 12” D.N., “Nuevo Pemex – Cactus”. Fecha de construcción: 1983. Fecha de inicio de operación: 1985. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.15 Km Espesor: 0.219 pulg. MOP: 867.42 lb/in2 Presión de salida: 47.00 Kg/cm2, Volumen: 36,872 MBD, Velocidad: 3.35 Km/hr Presión de llegada: 47.00 Kg/cm2, Volumen: 36,872 MBD. Propano C3+ 8” D.N., “Cactus – Nuevo Pemex”. Fecha de construcción: 1983. Fecha de inicio de operación: 1985. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52.




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Longitud: 10.11 Km Espesor: 0.250 pulg. MOP: 2133 lb/in2 Presión de salida: 20.00 Kg/cm2, Volumen: 31,459 MBD, Velocidad: 6.43 Km/hr Presión de llegada: 14.00 Kg/cm2, Volumen: 31,459 MMPCD. Mezcla Butano C4+ 8” D.N., “Pajaritos – Nudo Teapa”. Fecha de construcción: 1972. Fecha de inicio de operación: 1972. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-GR. B. Longitud: 8.40 Km Espesor: 0.219 pulg. MOP: 1279.72 lb/in2 Presión de salida: 9.00 Kg/cm2, Volumen: 24,700 MBD, Velocidad: 5.05 Km/hr Presión de llegada: 9.00 Kg/cm2, Volumen: 24,700 MBD. Naftas Pesadas 4” D.N., “Nuevo Pemex – Cactus”. Fecha de construcción: 1983. Fecha de inicio de operación: 1985. Presión de Diseño: Se desconoce. Grado: API-5L-X52. Longitud: 10.5 Km Espesor: 0.237 pulg. MOP: 3943.68 lb/in2 Presión de salida: 28.00 Kg/cm2, Volumen: 8,400 MMPCD, Velocidad: 6.86 Km/hr Presión de llegada: 28.00 Kg/cm2, Volumen: 8,400 MMPCD. Las condiciones operativas para los ductos que se encuentran fuera de operación, se acondicionarán como mínimo a las condiciones requeridas para correr el equipo instrumentado a una velocidad de 1.0 m/seg, utilizando como medio impulsor gas natural. El Contratista elaborará un reporte final impreso donde asentará la interpretación y clasificación que realice de los registros en el interior de la tubería. En este informe deberán indicarse en forma ordenada y sucesiva, de acuerdo al reporte, todos y cada uno de los defectos o anomalías registradas por el instrumento, así mismo, deberá proporcionar información sobre marcadores magnéticos (referencias), parches, camisas, envolventes, válvulas de seccionamiento, derivaciones, etc... Éste informe deberá ser entregado a PGPB en idioma español conteniendo lo siguiente: Comentarios de la limpieza interior. Comentarios de la calibración geométrica y posicionamiento GPS. Comentarios de la inspección interior. Comentarios sobre pérdidas de metal. Comentarios sobre anomalías en la tubería. Comentarios de la calidad de la inspección. Tablas de las anomalías más significativas ordenadas por: I.- Distancia progresiva




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II.-Severidad Representación gráfica de las anomalías más significativas incluyendo: I.- Descripción de la anomalía indicando: tipo, orientación, longitud axial, Máxima presión segura (B31G) en PSI y Kg/cm2, Máxima presión segura (B31G modificado) en PSI y Kg/cm2, ancho circunferencial, profundidad máxima, factor estimado de reparación basado en conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001, espesor nominal en milésimas de pulgada, distancia absoluta desde el lanzamiento, coordenadas de posicionamiento GPS. II.- 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 coordenadas de posicionamiento GPS. III.- Esquema de localización de anomalía indicando: dibujo representativo de los cinco carretes (carrete afectado + dos carretes inmediatos aguas arriba + dos carretes inmediatos aguas abajo) número consecutivo de las soldaduras, dirección del flujo, longitud de cada carrete. En el caso de que los tramos reportados sean de igual longitud se deberá indicar algún carrete representativo que se encuentre a poca distancia de la anomalía. IV.- Representación impresa, simulando tubo desplegado (abierto) indicando en eje “y” la posición horaria y en eje “x” la distancia absoluta. V.- Representación impresa simulada policromática de espesores simulando tubo desplegado (abierto) indicando en eje “y” la posición horaria y en eje “x” la distancia absoluta. Reporte resumido de tubería basado en presión incluyendo: I.- Histograma de máxima presión de operación permitida en conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001, indicando en eje “x” la profundidad y en eje “y” la longitud de las anomalías, referenciando el trazo de MAOP. II.- Histogramas de factores estimados de reparación en conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001, (ERF mayor o igual a 1, ERF mayor o igual a 0.90 pero menor a 1, ERF mayor o igual a 0.80 pero menor a 0.90, y ERF menor a 0.80) en eje “y” el numero o cantidad de anomalías y en eje “x” la distancia absoluta. III.- Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%, mayor o igual a 50% pero menor de 80%, mayor o igual a 25% pero menor a 50%, mayor o igual a 15% pero menor de 25%) en eje “y” el número o cantidad de anomalías y en eje “x” distancia absoluta. IV.- 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. V.- Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje “y” la velocidad en m/seg. y en eje “x” la distancia absoluta. VI.-Listado de objetos metálicos próximos a la tubería.




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VII.-Listado de abolladuras. VIII.-Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales. IX.-Listado de localización de puntos de referencia. X.-Listado de cambios de espesor. XI.-Listado de tubería. El listado de tubería se compondrá como mínimo de las siguientes columnas de información: • Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba. • Longitud de carrete • Diámetro de tubería. • SMYS y SMUTS de la tubería. • Distancia relativa entre soldaduras. • Distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros. • Descripción de cada indicación. (lanzamiento, válvula, junta, pérdida de metal interna, pérdida de metal

externa, cambio de espesor, etc.) • Profundidad máxima. • Espesor de la tubería en el lugar de la falla. • Longitud de falla. • Ancho circunferencial de falla. • Coeficiente de Presión Reducida (C_pr) o Factor Estimado de Reparación (FER o ERF) basado en

conformidad con la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001 . • Presión de referencia para cálculo del FER. • Orientación. • Máxima presión segura por falla PSI. • Coordenadas de posicionamiento GPS. Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía de inspección para su integración al software, debe ser entregado en archivo de Excel. La descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el reporte. La precisión para localizar mediante GPS las fallas identificadas con equipo instrumentado deberá 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) La certeza en la determinación de la pérdida de material en el espesor de pared de un tubo, para defectos con una dimensión igual o mayor a 0.5 veces su espesor de pared, deberá estar dentro de un rango de error máximo de ±10%. Abundando en aclaraciones, si un defecto es reportado como del 50%, al realizarse su verificación en campo su profundidad podrá ser del 40% o del 60%, o cualquier valor porcentual dentro de estos dos valores.




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El procedimiento para determinar este rango de error será mediante la siguiente formula:

( ) ( ) error de rango t

100*Wtl2 Wtl1% =−

% Wtl1.............................. perdida del espesor de la pared reportado. Wtl2.................................. perdida del espesor de la pared real en milésimas de pulgada. t......................................... espesor real de pared del tubo en milésimas de pulgada. Este reporte deberá ser entregado a PGPB en idioma español. En el mismo, deberá describirse el procedimiento para localizar las fallas sobre la tubería respecto la rotación de las manecillas del reloj. Los resultados que entregará El Contratista como 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. Además, El Contratista proporcionará en el informe final lo siguiente: Indicación e identificación de las anomalías, defectos e información mencionada. 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. 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 alcance de estas partidas. 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 y distancia de la falla a la instalación más cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en Excel. Tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo instrumentado, incluyendo el software y su protocolo. El software suministrado deberá ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final. 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.

• 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.

• Descripción general del equipo utilizado.




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• Tres ejemplares impresos del reporte final en idioma español.

Dado que es frecuente la necesidad de recurrir a la verificación de las señales de flujo magnético del equipo instrumentado, el reporte final y software para su interpretación deberán de tener la opción y capacidad de desplegar digitalmente en pantalla el total de las señales de flujo magnético de la corrida procesadas por los censores. No se aceptarán versiones de software que no tengan esta capacidad. Las características mínimas generales que, a consideración de PGPB deben reunir los equipos de inspección serán las siguientes: • Corrida con diablo simulador. De acuerdo a los requerimientos de su equipo instrumentado, la compañía deberá considerar dentro de este concepto la inclusión de corridas con diablo simulador, de características físicas y geométricas similares al instrumentado, que permitan asegurar la obtención de una corrida de inspección aceptable. • Equipo de inspección de alta resolución a base de Fuga de Flujo Magnético: El equipo cubre los 360º de circunferencia del tubo, con sus grupos de censores, pudiendo inspeccionar espesores de pared hasta 25.4 Mm. (1.00 pulg.). Contará con dispositivo separador de gravedad para el monitoreo de la rotación del equipo. Tendrá la capacidad de recabar lecturas análogas, filtrarlas, digitalizarlas y transferirlas a la unidad procesadora de señales, para que este a su vez, las clasifique conforme a los parámetros preestablecidos. El número de censores, que abarca los 360° de la circunferencia interior de la tubería, permite la percepción y registro suficiente para obtener información de alta resolución. Principio básico: Un campo magnético generado por los imanes de alto poder instalados en el módulo del equipo instrumentado, satura la pared de acero de la tubería, siendo esta saturación de flujo magnético uniforme en aquellos lugares donde la estructura del acero sea uniforme también. En aquellos puntos donde se presenten discontinuidades, deformaciones, incrementos o pérdidas del acero componente de la pared del ducto, este flujo magnético será alterado, siendo esta alteración detectada como pérdida o ganancia por los censores colocados entre los polos de los magnetos. Deberá contar también con censores secundarios que detecten y midan el magnetismo remanente en el interior de la pared del ducto para discriminar las anomalías internas. Almacenamiento de datos. Los datos almacenados en memoria del estado sólido o cintas magnéticas, esto da una buena resistencia y seguridad contra los golpes, sacudidas y vibraciones durante la operación de inspección, la relación de capacidad de memoria, varia en relación directa con el tamaño y diámetro del equipo de fuga de flujo magnético.




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• Bobinas marcadoras Se deberán colocar en la superficie, sobre la trayectoria conocida del equipo. Estos censores receptores altamente sensibles, están sincronizados con el medidor de tiempo a bordo del diablo de inspección, permitiéndole detectar los cambios de los campos magnéticos a una profundidad de hasta tres metros, al paso del diablo. Las interferencias de vías de comunicación y circulación de tránsito serán suprimidas por un filtro digital. El tiempo de paso del diablo, junto con la referencia de la localización, se almacena en la memoria del receptor. La caja posee una antena integrada, lo que permite que la bobina permanezca cerrada mientras se coloca en el derecho de vía. Asimismo, deberá presentar las dimensiones principales de los equipos instrumentados a utilizar detallando el tipo, características y dimensiones de las copas y discos que se les colocarán. También deberá presentar una tabla que indique los defectos y sus caracterizaciones que su equipo es capaz de identificar. Se deberá considerar, además: Traslado del equipo hasta sitio de los trabajos. Personal y equipo (cama y grúa) para introducción y recuperación del diablo en las trampas de envío y recibo. Monitoreo y detección del diablo a cada 2 Km. con equipo de monitoreo electrónico (los equipos acústicos no son considerados como electrónicos). Vehículos, equipo de telecomunicación y personal suficientes para reportar en forma continua el desarrollo de la corrida. La unidad de pago será por kilómetro inspeccionado. CONCEPTOS No 3, 7, 11, 15, 19, 23, 27 Y 31.- POSICIONAMIENTO GEOGRÁFICO CON EQUIPO GEOPOSICIONADOR INTERIOR (DIABLO) EN DUCTOS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N., INCLUYE, ACCESORIOS O EQUIPOS, CUERPO METÁLICO, COPAS DE POLIURETANO DE ALTA DENSIDAD, MANIOBRAS DE INTRODUCCIÓN Y RETIRO EN LAS TRAMPAS DE DIABLOS, SEGUIMIENTO DURANTE LA CORRIDA Y REGISTRO DE OBSERVACIONES. En el caso del Geoposicionamiento Global de la línea, esta otra herramienta deberá cumplir los requisitos solicitados en este anexo B-1. con la observación de que esta herramienta puede ser empleada en combinación con el equipo instrumentado con fuga de flujo magnético o con el equipo Geometra. En ambas combinaciones, esta deberá sujetarse a la dimensión de las cubeta de envío y recibo de los equipos instrumentados instaladas en los ductos.




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Si la tecnología propuesta permite efectuar en una sola corrida el Geoposicionamiento con sistema inercial y la inspección con equipo de fuga de flujo magnético o geometra, esta será permitida sin embargo para fines de estimación serán consideradas de forma independiente. Para este proyecto se requiere que esta herramienta se combine con la herramienta Geometra, para obtener el trazo del ducto con precisión con los datos que proporciona el equipo geometra, para determinar los requerimientos necesarios para efectuar los trabajos de inspección con la herramienta equipada con fuga de flujo magnético. El Diablo Geoposicionador ha sido usado en numerosas aplicaciones de campo, pruebas en los ductos previo a la operación, mapeo del trazo de las tuberías, evaluación de hundimientos, detección de curvaturas de campo y su evaluación contra las curvaturas de fabrica, calibración interior, e investigación de bases de datos de ductos entre otras aplicaciones. Especificaciones generales que deberá cumplir el Diablo Geoposicionador. El equipo instrumentado esta dotado mínimamente para identificar y cuantificar defectos en el cuerpo interior de la tubería como a continuación se señala: Detección de defectos específicos del Diablo Geoposicionador

Exactitud de la investigación 1: 2,000 (x, y, z) Distancia de soldadura a soldadura ± 2.0 cm.

Para estar en posibilidad de digitalizar y visualizar en pantalla, se debe disponer del programa de software para PC, que permita al Operador de PGPB leer en pantalla y analizar los datos del sistema de navegación inercial, registrados por el dispositivo Diablo Geoposicionador. Información que debe cubrir el Software del Diablo Geoposicionador. ♦ Interpretar y dar lectura al mapeo de planos de perfil y planta, asociando la información de curvaturas de

campo y restricciones en la sección transversal de las tuberías. ♦ Proveer información de las coordenadas en proyección conforme de LAMBERT para una localización

precisa en campo usando GPS. ♦ Monitorear la condición estructural de la tubería, por medio de comparación de corridas subsecuentes o bien

año a año, determinado los cambios ocurridos en las corridas del Diablo Geoposicionador en (movimientos de la tubería y diferencias en la estructura del ducto).

♦ Vista en Multi-paneles, que muestre las anomalías encontradas: Soldaduras, longitud, tamaño de la anomalía detectada y posición horaria, posición de la herramienta y orientación, velocidad y datos de los censores.

♦ Aplicaciones de integración de los datos detectados de GPS y GIS. ♦ Reporte físico de la sección completa de la tubería o de áreas específicas. ♦ El formato usado es en MICROSOFT Windows para fácil operación. ♦ Las coordenadas deberán ser reportadas bajo el siguiente esquema: Projection: LAMBERT. Datum: WGS1984. Zunits: NO. Units: METERS.




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Spheroid: GRS 1980. X Shift: 0.00000000 Y Shift: 0.00000000 Parameters 17 30 0.000 /* 1 St. Standard Parallel. 29 30 0.000 /* 2 nd. Standard Parallel. -102 0 0.000 /* Central Meridian. 14 30 0.000 /* latitude of projection’s Origen 2 000 000.00000 /* False easting (meters). 0.00000 /* False Northing (meters). Información que debe proporcionar el Software de visualización en PC. El programa de Software correspondiente para PC, debe permitir visualizar en pantalla y analizar los datos del Geometra detectados por el equipo Diablo Geoposicionador. Es una herramienta que debe asegurar visualizar cualquier anomalía geométrica en el interior de tuberías, teniendo como características principales: ◊ Determinación de la localización exacta y magnitud de anomalías, tales como: golpes, ovalidad, arrugas,

adelgazamientos de la tubería, válvulas, tees y cambios en el espesor de pared. ◊ Exhibición en Multi-paneles, para analizar con detalle las anomalías internas. ◊ Características de las anomalías en coordenadas UTM. para localización precisa en campo usando GPS. ◊ Integración de las aplicaciones de GPS y GIS. ◊ Vista de Planos de planta de la longitud completa de la tubería, con perfil y esfuerzos en curvaturas. ◊ Debe estar disponible en formato Windows para fácil aplicación. La herramienta de Posicionamiento geográfico (Diablo), es un sistema inercial que permite cumplir las siguientes tareas: - Crea un historial del ducto-determinando la trayectoria en tres dimensiones. - Verifica o realiza listados de tubería del ducto. - Mide las curvas de la Tubería. El principio de medición del geoposicionamiento Geográfico es la navegación inercial por medio de giroscopios y acelerómetros instalados en la herramienta. Los datos que obtiene son el cambio angular en X, Y, Z y el cambio de velocidad en X, Y, Z, con una frecuencia de muestreo de 200 Hz. (Cada 5 mm. con una velocidad de 1 m / seg.) Se deberá contar con coordenadas geográficas calculadas estableciendo los puntos de control necesarios para lograr la precisión de ± 0.50 m. De cualquier punto a ubicar que sea accesible sobre el derecho de vía obteniendo con esto los puntos de referencia requeridos para obtener la demarcación del ducto y ubicación de instalaciones aéreas para evitar los errores que se pudieran acumular dentro del sistema de navegación, estos puntos deberán ser ubicados y referenciados por el personal especialista del contratista. Al complementar esta información con el reporte de inspección en poder de PGPB se deberá obtener la correlación geográfica de cada una de las soldaduras circunferenciales del ducto así como la localización de todas las anomalías encontradas durante la inspección del mismo. Los principales componentes con que debe contar el equipo son:




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Componentes de la herramienta: - Unidad de medición inercial. - Computadora de procesamiento central. - Componentes electrónicos de almacenamiento. - Censores de detección de soldadura. - Ruedas de Odómetro. Con resolución de 7 cm. / pulso. - Transmisor (Sistema de Marcadores) Componentes externos al sistema. - Terminal de cómputo.

- Receptores. - Software de postprocesamiento. Los datos inerciales, junto con la información de las ruedas de odómetro, de los censores de soldadura y del reloj interno son almacenados en la tarjeta de memoria de estado sólido. Los censores de soldadura son del tipo de fuga de flujo magnético y su función es detectar confiablemente las soldaduras para actualizar el listado de tubería del ducto y dejarlas perfectamente referenciadas e identificadas. Para lograr la requerida precisión de posición absoluta, los datos inerciales deben ser auxiliados por un número de puntos de referencia con coordenadas geográficas conocidas, que si no están establecidos será responsabilidad de El Contratista su determinación. Los puntos de referencia principales son el lanzador y receptor del diablo. Cierto número de transmisores (marcadores) deben ser colocados en los puntos de referencia previamente fijados con el fin de obtener el tiempo de pasaje de la herramienta y recoger el tiempo del sistema de posicionamiento global vía satélite. Las coordenadas geográficas de los puntos de referencia y los tiempos de pasaje de la herramienta en esos puntos son introducidas en el Software de Postprocesamiento como información de auxilio principal. Las coordenadas geográficas de los puntos de referencia superficiales deben ser inspeccionadas antes de iniciar o durante la corrida de diablo por personal de la Contratista, bajo los siguientes criterios de selección de los puntos de referencia: • La profundidad del ducto no debe ser mayor a 2 mts. debido a los requerimientos del sistema de marcadores. • Los puntos deben estar espaciados a 1 Km. o menos de manera uniforme a lo largo del ducto y referenciados con tachuelas, las cuales deberán tener la información GPS para ese punto, así como la información de identificación del ducto, las tachuelas deberán estar ahogadas en dados de concreto de 0.20 X 0.20 X 0.20 mts. • Los puntos de referencia deben ser seleccionados (cuando sea posible) justo después de las curvas; el siguiente punto de referencia debe estar situado en una sección recta después de la curva para mostrar la dirección del ducto. • Los puntos de referencia deben ser colocados con menor distancia en las secciones de interés especial, ejemplo; cruces de río, en ambas riberas. • Las instalaciones como válvulas, tees, etc., deben ser utilizadas como referencia siempre y cuando su posicionamiento sea conocido. La herramienta debe ser activada por El Contratista antes de la corrida de diablo y el tiempo interno es




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sincronizado con el tiempo de Sistema de Posicionamiento Global GPS utilizando los marcadores. La precisión del posicionamiento debe ser de 0.05 % de la distancia recorrida desde el punto de referencia. (±50 cm. para puntos de referencia espaciados por un kilómetro). La precisión radial es de 0.09 % de la distancia recorrida desde el punto de referencia. Consideraciones generales para la corrida de equipos instrumentados. (flujo magnético y geoposicionador) A.- Previo a la corrida PGPB, proporcionará a El Contratista el diagrama unifilar del ducto por inspeccionar y posicionar, en los que se anotaran los cambios de espesor conocidos del mismo y se describirán las condiciones operativas que pueden darse en cada tramo. B.- En forma conjunta PGPB y El Contratista, previo a las corridas del diablo recorrerán el derecho de vía y bajo el criterio de selección de colocación de los marcadores, establecerán los puntos de instalación y se mostrara por parte de la Supervisión de PGPB, los accesos y kilometraje de cada uno de los puntos. Se deberá elaborar un programa para la corrida de diablo donde participen ambas partes, tomando en cuenta para la detección del diablo en cada caja marcadora, que deberá estar presente la Contratista, ya que será su responsabilidad total el seguimiento de sus equipos durante las corridas. Para lo cual deben contar con personal, vehículos y comunicación suficiente para cumplir con el objetivo y PGPB monitoreará el paso de los diablos en los puntos de interés que operativamente le convenga. Se deberá tomar en cuenta el tiempo necesario que requiere personal de Servicios Técnicos de PGPB, para tramitar los permisos de acceso y trabajos en los puntos donde se llevara a cabo la detección del equipo. C.- Corridas de limpieza química interior del tubo, antes de efectuar la corrida del diablo de Inspección y/o Geoposicionador El Contratista, deberá limpiar las líneas a inspeccionar corriéndoles diablos de limpieza química (copas, cepillos, etc.). Una corrida de limpieza química se considera: la efectuada en cada tramo, por medio de un sistema de baches de sustancias químicas y solventes, recorriendo el tramo en su totalidad, es decir, si en una corrida, El Contratista envía un diablo o sistema de limpieza conforme a lo especificado y pactado entre Pemex Gas y Petroquímica Básica y la Cía. Contratista a través de un ducto de transporte, esta se considerará como una corrida de diablo. D.- Por la antigüedad de estos ductos, será necesario correr equipos geometra de alta resolución en combinación con un modulo inercial GPS, que permita trazar un plano real que permita conocer las condiciones, restricciones y geometría del ducto: Para que el supuesto de localizar una anomalía, determinar la ubicación, características y dimensionamiento de la restricción. E.- La corrida del diablo Geómetra se llevará a cabo para conocer la probable existencia de reducciones de diámetro interno o cambios bruscos de dirección que pudieran impedir el paso de los equipos instrumentados, entregando también el reporte impreso respectivo. F.- El Contratista debe cumplir con la fecha y hora establecida en el programa de trabajo para la corrida, ya que cualquier retraso o incumplimiento originado por esta causa será cubierto por El Contratista, sin responsabilidad alguna para PGPB. G.- Una vez que El Contratista haya colocado su diablo, con sus recursos propios, dentro de la cubeta de envío, PGPB llevará a cabo la coordinación y maniobras de operación que se requieran para el lanzamiento, desplazamiento y recepción de los equipos o diablos, pero queda siempre bajo la responsabilidad de El Contratista el éxito de la corrida.




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En su propuesta, El Contratista debe indicar la cantidad y tipos de diablos que propone usar, para limpieza interior del ducto y equipo Posicionador, mas lo que considere conveniente para garantizar una correcta ejecución de las corridas. La tecnología enunciada en este capítulo, no es limitativa. Ya que El Contratista podrá proponer su Tecnología, siempre y cuando cumpla con el requerimiento en información solicitados por PGPB y establezca los procedimientos para estos trabajos, queda a criterio de PGPB aprobar o rechazar cualquier propuesta que no cumpla con el objetivo propuesto y/o no este avalada por trabajos exitosos anteriores. H.- PGPB proporcionará el personal necesario para efectuar el desfogue, apertura y cierre de la charnela, las maniobras operativas de lanzamiento y recuperación del instrumento, el cual en todo momento estará bajo el control y órdenes del Supervisor, aún cuando éste debe manejarse de acuerdo con las indicaciones generales que (en español) proporcione el Representante de El Contratista. I.- En caso de atoramiento de algún diablo, PGPB será el único autorizado para llevar a cabo todos los trabajos que sean necesarios para recuperarlo. Cuando esto suceda por causas imputables a El Contratista, los costos generados por las maniobras de recuperación serán cubiertas a PGPB por El Contratista. Queda estipulado que cualquier falla de cualquier equipo de El Contratista que quedase alojado en el interior del ducto, es responsabilidad del mismo Contratista, por lo que debe prever realizar las pruebas de funcionamiento e integridad mecánica de todos y cada uno de ellos. En el supuesto de que llegara a ser necesaria la intervención de PGPB o de un tercero, para la ubicación, inmovilización o recuperación de un equipo, los costos de esto serán absorbidos por El Contratista. En caso de atoramiento de cualquier equipo (diablo) propiedad de El Contratista, el contratista queda obligado a poner de inmediato a disposición de PGPB los recursos humanos, materiales y equipos, propios o subcontratados a cargo de El Contratista para la inmediata localización y recuperación del mismo. Por lo que deberá considerar un equipo de radiolocalización electrónica que permita encontrar el punto exacto donde quedo atorado el diablo, y con ello conocer las condiciones geográficas del punto y sus repercusiones e impactos sociales y a la biodiversidad que lo rodea. Pemex Gas y Petroquímica Básica, no reconocerá ningún cargo por el concepto de tiempo de espera, por esta causa. Ya que esta actividad es de alto riesgo y requiere de una programación que involucra tiempos para el suministro de materiales de características técnicas especiales, condiciones de operación del ducto afectado, el clima, la obtención del permiso por parte de las Entidades y/o Dependencias Federales, Estatales y Municipales así como de los particulares involucrados y/o afectados. Pemex Gas y Petroquímica Básica, es el principal interesado en retirar cualquier objeto extraño en los ductos de transporte que impliquen un riesgo a las instalaciones, por lo que no aceptara premuras en este tipo de actividades. J.- El Supervisor de PGPB verificará a discreción que El Contratista utilice los equipos propuestos de acuerdo a las características presentadas en su propuesta técnica, antes del inicio de la corrida. El Contratista. A.- Será Responsable del manejo, transporte y maniobras de sus diablos, para introducirlos en la cubeta de envío, así como la recuperación de los mismos en la cubeta de recibo, por lo que debe contar con el personal y equipo necesario para tales efectos, cumpliendo todos ellos con los lineamientos de seguridad aplicables para este tipo de trabajos.




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B.- El Contratista se compromete a correr sus diablos, con las condiciones operativas que existan en los ductos y que se darán a conocer en la visita de obra. PGPB no reconsiderará ningún costo adicional por tiempo de espera del equipo, cuando no se pueda correr por condiciones operativas no apropiadas para llevar con éxito la corrida, por lo que El Contratista debe solicitar la información necesaria para determinar estadísticamente la probabilidad de tiempos de ocio y valuarlos dentro de su análisis de precio unitario. C.- Si El Contratista una vez analizada la información del ducto por inspeccionar, no realiza observación alguna en cuanto a la realización de estudios previos, condiciones de flujo y/o recomendaciones, para efectuar la inspección y la corrida resulta fallida por falta de atención en alguno de estos rubros, la falla será imputable a El Contratista, así como, las consecuencias económicas y legales. D.- Posterior al análisis de la información, condiciones operativas, características del producto y visita al sitio de los trabajos, El Contratista deberá asegurarse que la tecnología de sus herramientas de inspección, cumplen lo estipulado en los datos proporcionados por PGPB y garantizar el otorgamiento de resultados satisfactorios en los trabajos motivos de este contrato. E.- Queda estipulado que PGPB no hará modificaciones a las instalaciones sin una plena justificación, en su caso El Contratista deberá informar de manera explícita y con oportunidad las limitantes de su tecnología y las razones por las cuales no le es posible realizar los trabajos motivo de esta licitación. Para que Pemex Gas y Petroquímica Básica analice lo conducente en los supuestos de este evento. F.- El Contratista proporcionará la cantidad necesaria de imanes o bobinas marcadoras, para cada tramo que corra, las que colocará sobre la tubería a cada kilómetro aproximadamente. Verificando en cada punto que éstas queden ubicadas sobre el trazo de la línea, realizando los sondeos que considere convenientes, llevando un registro (levantamiento) de correlación física individual, de la colocación de éstos y considerando el número de vehículos necesarios para este trabajo acorde con sus tiempos y movimientos y a la geografía del DDV. PGPB señalará el rumbo que el ducto lleva en el Derecho de Vía y será responsabilidad de El Contratista su seguimiento y ubicación, detección de cambios de dirección, etc. Será obligación de El Contratista presentarse con anticipación de al menos una semana, en las oficinas correspondientes a la Superintendencia de Ductos de PGPB, a cargo del tramo de línea a inspeccionar y posicionar. Con el fin de revisar juntamente con PGPB los trabajos necesarios así como sus requisitos previos con el fin de lograr corridas seguras y exitosas. G.- El Contratista debe tener disponible los diablos y el equipo de Inspección / Posicionador / Geometra, así como el personal capacitado para resolver cualquier situación que tenga que ver con el mismo. Para que en coordinación con PGPB lo hagan correr dentro de la tubería las veces que sean necesarias, hasta obtener registros satisfactorios, en este caso PGPB pagará las corridas fallidas si se demuestra plenamente que las causas que motivaron las corridas adicionales, son imputables a PGPB, en caso contrario se hará acreedor a las sanciones estipuladas en el contrato. H. - PGPB al avalar una corrida de equipo instrumentado pagara el 50% del valor establecido en el anexo C y el otro 50% a la entrega del reporte final, en el caso del Geoposicionador y el equipo geometra, se verificara el reporte preliminar y a la entrega del reporte final, Pemex Gas pagará el 100% como lo marca el Anexo “C”, en igual forma para el caso de las limpiezas, el pago será autorizado al 100% posterior a la ejecución de las mismas. I.- El Contratista deberá considerar la correlación (verificación física en campo de los datos obtenidos) de la inspección y posicionamiento geográfico, de al menos 3 puntos de cada tramo inspeccionado, en un plazo no




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mayor de 30 días. Si los resultados de esa correlación no cumplen con lo señalado en un 100%, PGPB deducirá el pago de esta corrida y el contrato podrá ser rescindido por no cumplir con las especificaciones de los trabajos. No se considerarán como tiempo de ocio los días que El Contratista emplee en realizar la corrida, obtener los resultados de la misma y la comprobación física de los resultados reportados. Los 30 días considerados para la correlación de inspección y posicionamiento geográfico, corren a partir de la entrega del reporte preeliminar de los equipos FFM y geometra. El reporte preeliminar deberá ser entregado dentro de los 15 días posteriores a la validación de la corrida, y esta deberá ser validada dos días posteriores a la corrida de inspección del ducto. Si la Compañía adjudicada no cuenta con la tecnología de correr el Geometra con un modulo inercial (GPS), y llegada la fecha de entrega del reporte final del ducto inspeccionado con el equipo geometra, no se cuenta con la información del modulo inercial para incorporar la información del geoposicionamiento. La empresa adjudicada entregara un reporte Final del geometra, que deberá ser complementado una vez que se tenga la información del modulo inercial. J.- El Contratista elaborará un reporte final impreso de cada tramo inspeccionado, donde debe asentar la interpretación y posicionamiento que realice en el interior de la tubería, proporcionando información sobre: • Plano de trazo y perfil de la tubería. (Impreso en papel vegetal) • Plano de ruta de dos dimensiones. • Trazo del ducto en foto satelital (La orto foto deberá cumplir con las siguientes características: Mosaico de Imagen Digital del terreno a Color Natural, tres bandas (RGB), con 2 m. de tamaño de pixel, ortorectificadas y georeferenciadas en sistema coordenado UTM, ITRF92, en formato img o geoTIFF, con nubosidad menor al 10% del corredor, de 10km de ancho definido por la trayectoria de los ductos georeferenciados producto de ILI. Se entregaran las imágenes en archivo digital para la incorporación del sistema de institucional de identificación de activos de PGPB) • Listado de carretes actualizados, número de carretes, longitud de los carretes, coordenadas de ubicación de

cada soldadura. • Ubicación de los marcadores, válvulas de seccionamiento, derivaciones, pasos aéreos, trampas de diablos. • Ubicación de todas las fallas y deformaciones geométricas. Este reporte debe ser entregado en forma ordenada a más tardar en 30 días calendario después de la corrida del Geoposicionador, en Idioma Español, comentando los resultados de la corrida, del derecho de vía, del Posicionamiento geográfico y de la calidad de la corrida. Deberá entregar, además, las Tablas de Posicionamiento Geográfico de las principales instalaciones de cada tramo, señalando su: • I.- Distancia progresiva • II.- Posición Geográfica Representación gráfica y en pantalla del trazo y perfil de la tubería: Representación en pantalla dividida del trazo de la tubería y de su perfil correspondiente, así como representación impresa en hojas tamaño carta de la misma. III.- Listado de tubería.




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El listado de tubería se compondrá como mínimo de las siguientes columnas de información:

Identificación consecutiva de soldaduras, distancia relativa entre soldaduras, distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros y orientación posicionamiento X, Y y Z de cada soldadura. Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía para su integración al software, debe ser entregado en tabla Excel.

Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el reporte, en este apartado se enlistaran los

términos o abreviaturas que se utilicen en los reportes.

La precisión para localizar mediante GPS las soldaduras referenciadas con equipo instrumentado debe ser: Axial ± 0.50 m. desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía y de ± 0.20 m desde la anomalía hasta la soldadura, circunferencial ± 0.50 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj)

K.- Además, El Contratista debe correlacionar los resultados de la corrida de inspección y la de geoposicionamiento para proporcionar en el informe final lo siguiente: • La ubicación (posicionamiento), indicación e identificación de todas las anomalías y defectos con la

información proporcionada con el Reporte de la Corrida de Inspección Interior. • Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal. • Información del listado de anomalías con pérdida 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 mas cercanas, distancia de la falla a la referencia mas cercana, número de referencia, distancia de la falla a la instalación mas cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en tabla Excel.

• Debe entregar por cada tramo, tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo Geoposicionador, incluyendo el software y su protocolo. El software suministrado deber ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final.

L.- Inmediatamente después de la corrida, el contratista deberá realizar la limpieza del equipo, mediante chorro de agua o vapor (Los equipos pueden ser limpiados en las instalaciones de las Cías. Contratistas, siempre y cuando esta actividad no represente un riesgo para entorno social y ambiental, así como a las instalaciones y personal asignado a los trabajos tanto de PGPB como de la misma Contratista, y de esto de acuerdo a los procedimientos propios de cada empresa y bajo responsabilidad de las misma). M.- El Contratista entregara su información con la siguiente rotulación: PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Subdirección De Ductos. Gerencia De Mantenimiento. Geoposición de Tubería con Diablo Geoposicionador. (Mencionar las características) Nombre del Ducto. (Tramo por tramo) Proyecto y Partida Presupuestal. No. de Contrato. Razón Social del prestador Contratista. Nombre del Representante Técnico En Campo. Nombre del Inspector De Campo. Nombre del Analista.




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Tramo Inspeccionado. (Envío Y Recibo) Longitud Total Del Tramo Medido Con Odómetro. (Km.) Corrida No. ( ) de ( ) realizada en (mes, año) N.- El Contratista deberá proporcionar la información GPS en una base de datos. Una vez efectuadas las corridas de Posicionamiento, se debe integrar la información obtenida para enriquecer las bases de datos existentes y poder asignar una identidad única a cada carrete. Es condición que a cada elemento que integra la tubería, así como cada anomalía, se le asigne una identidad única basándose en el sistema GPS para que esta información se pueda utilizar en el futuro para identificar el comportamiento de las anomalías. DE LA EMISIÓN DE REPORTES. Reporte Plazo de entrega Validación de la corrida de inspección FFM / GPS / Geometra. 72 hrs. posterior a la corrida Entrega de reporte preliminar FFM / GPS / Geometra. 15 días posteriores a la corrida Entrega de reporte final de inspección con coordenadas GPS y reporte Geometra.

30 días posteriores a la validación de la corrida de inspección GPS / Geometra.

Entrega de reporte final de inspección con FFM. 45 días posteriores a la validación de la corrida de inspección con FFM.

Entrega de Estudio de Integridad 60 días posteriores a la validación de la corrida de inspección con FFM.

Se deberá considerar, además: Traslado del equipo hasta sitio de los trabajos. Personal y equipo (cama y grúa) para introducción y recuperación del diablo en las trampas de envío y recibo. Monitoreo y detección del diablo a cada 2 Km. con equipo de monitoreo electrónico (los equipos acústicos no son considerados como electrónicos). Vehículos, equipo de telecomunicación y personal suficientes para reportar en forma continua el desarrollo de la corrida. La unidad de pago será por kilómetro inspeccionado. CONCEPTOS No 4, 8, 12, 16, 20, 24, 28 y 32.- CORRIDA DE CALIBRACIÓN INTERIOR DE TUBERÍAS CON EQUIPO GEÓMETRA DE ALTA RESOLUCIÓN, CON CUERPO METÁLICO, COPAS FLEXIBLES Y DISCOS DE POLIURETANO DE ALTA DENSIDAD, DETECTORES DE DIMENSIONAMIENTO INTERIOR PARA DUCTOS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N. INCLUYE MANIOBRAS DE INTRODUCCIÓN Y RETIRO EN LAS TRAMPAS DE DIABLOS, SEGUIMIENTO DURANTE LA CORRIDA Y REGISTRO DE OBSERVACIONES. En el caso de la calibración geométrica del ducto, esta otra herramienta deberá cumplir los requisitos solicitados en este anexo B-1. con la observación de que esta herramienta puede ser empleada en combinación con el equipo de modulo inercial GPS. Esta combinación deberá sujetarse a la dimensión de las cubeta de envío y recibo de los equipos instrumentados instaladas en los ductos.




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Si la tecnología propuesta permite efectuar en una sola corrida el Geoposicionamiento con sistema inercial y la inspección con equipo geometra, esta será permitida sin embargo para fines de estimación serán consideradas de forma independiente. Para este proyecto se requiere que esta herramienta se combine con la herramienta de modulo inercial GPS, para obtener el trazo del ducto con precisión con los datos que proporciona el equipo geometra, para determinar los requerimientos necesarios para efectuar los trabajos de inspección con la herramienta equipada con fuga de flujo magnético. Equipo Geómetra.- Equipo de medición y detección de deformaciones y anomalías en la circunferencia de la tubería, restricciones de diámetro interno que impidan el libre y adecuado paso de los equipos instrumentados a través del ducto, radios de curvatura y ovalidades. El equipo deberá de contar con un número de censores, que abarque los 360° de la circunferencia interior de la tubería, permitiendo la percepción y registro suficiente para obtener información de alta resolución, evitando dejar zonas ciegas. (Área de la tubería sin revisar) El equipo deberá ubicar en posición horaria la anomalía geométrica, dimensionar e identificar las deformaciones geométricas (abolladuras, ovalidades, cambios de espesor de 0.2 pulgadas, excesos de penetración, grados de curvatura en cambios de dirección, interconexiones, etc.), con un porcentaje de error de ± 10 %. La precisión para localizar las deformaciones geométricas y cambios de espesores mediante las soldaduras referenciadas con el equipo geometra debe ser: Axial ± 0.50 m. desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía y de ± 0.20 m desde la anomalía hasta la soldadura, circunferencial ± 0.50 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj) Además, El Contratista debe correlacionar los resultados de la corrida de calibración del ducto para proporcionar en el informe final lo siguiente: • La ubicación, indicación e identificación de todas las anomalías y defectos con la información

proporcionada con el Reporte de la Corrida de calibración. • Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal. • Información del listado de las deformaciones geométricas, cambios de direcciones y de espesores, excesos

de penetración, ovalidades etc., referenciandolo como un número de indicación, distancia del punto de lanzamiento, descripción de la indicación, orientación, porcentaje de la deformación, longitud y ancho de la indicación, descripción de la señal, comentarios, distancia de la indicación a las soldaduras circunferenciales mas cercanas, distancia de la indicación a la referencia mas cercana, número de referencia, distancia de la indicación a la instalación mas cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en tabla Excel.

• Se deberá de reportar si alguna indicación geométrica detectada por el equipo geometra representa un impedimento para su inspección, para su revisión, inspección y dimensionamiento en campo.

• Debe entregar por cada tramo, tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo Geometra, incluyendo el software y su protocolo. El software suministrado deber ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final.

Cuando se corra el equipo geómetra y se detecten obstrucciones que impidan el paso del equipo instrumentado, PGPB de acuerdo a las restricciones operativas del ducto en cuestión, elaborara el programa para la eliminación de las anomalías detectadas. Pemex Gas y Petroquímica Básica no aceptara tiempos de espera por los trabajos de habilitación de los ductos para su inspección.




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Se deberá considerar, además: Traslado del equipo hasta sitio de los trabajos. Personal y equipo (cama y grúa) para introducción y recuperación del diablo en las trampas de envío y recibo. Monitoreo y detección del diablo a cada 2 Km. con equipo de monitoreo electrónico (los equipos acústicos no son considerados como electrónicos). Vehículos, equipo de telecomunicación y personal suficientes para reportar en forma continua el desarrollo de la corrida. La unidad de pago será por kilómetro inspeccionado. CONCEPTOS No 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39 Y 40.- SUMINISTRO DE ENCAMISADO METÁLICO BIPARTIDO CON RESINA EPÓXICA ESPECIFICACIÓN API-5L-X52 DE 36” D.N., 0.812” DE ESPESOR; 30" D.N., 0.625" DE ESPESOR; 24" D.N., 0.438" DE ESPESOR; 20” D.N., 0.438” DE ESPESOR; 16” D.N., 0.250” DE ESPESOR; 12” D.N., 0.250” DE ESPESOR; 8” D.N., 0.250” DE ESPESOR Y 4” D.N., 0.237 “DE ESPESOR. Las camisas de acero circulares son uno de los métodos mas usados en general para la reparación de líneas de tubos. Existen variaciones y configuraciones de camisas circulares que pueden ser usadas, dependiendo las características de la línea de ductos a reparar, para los trabajos objeto de esta licitación se empleara la Envolvente metálica tipo A. Este tipo de camisa metálica, consiste en dos mitades de un tubo o de dos placas curvas colocados alrededor del ducto y de la sección defectuosa y unida por un cordón de soldadura a tope o de filete. La camisa Tipo A en sus extremos no puede ser soldada al ducto de transporte, pero deberá ser sellado para prevenir que el agua penetre entre el ducto de transporte y la camisa de refuerzo. No puede contener presión y solo puede ser utilizada en reparaciones donde no exista producto fugando. Para que sea efectiva la camisa del tipo A deberá reforzarse el área afectada, restringiendo los abultamientos tanto como sea posible. Se tiene que reducir la presión de operación cuando la camisa va ha ser instalada esto hace que la reparación sea mas efectiva. Además de usar resina incompresible para llenar el espacio anular entre la envolvente de refuerzo y el ducto de transporte. Ventajas:

1. No se necesita soldar al ducto de transporte. 2. Las soldaduras longitudinales deben hacerse acorde a procedimientos de soldadura certificados y

específicos para esta actividad. En este contrato se deberán de emplear dos tipos de envolventes tipo “A”.

• Envolvente tipo “A” marca E.M.R.E. • Envolvente tipo “A” marca Petroesleve.

Cualquier otra tecnología de rehabilitación que se proponga para envolventes metálicas, deberá previamente ser revisada y analizada por la Subgerencia de Tecnología de la Subdirección de Ductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica, ya que Pemex Gas y Petroquímica Básica no utilizara sus ductos de transporte como área de pruebas para tecnologías en desarrollo.




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Debido a que no se puede dejar fuera de servicio un ducto para la reparación de fallas localizadas en el sistema de transporte, con frecuencia se recurre a la colocación de envolventes, este tipo de reparaciones deben apegarse a las consideraciones técnicas establecidas en la NRF-030-PEMEX-2003, quien hace referencia a la ASME/ANSI B31(8 y 4) y a la Norma CID-NOR-N-SI-0001, y cumplir con los requisitos de calidad en cuanto a materiales utilizados, fabricación, conformación de biseles longitudinales, procesos de soldadura y calificación de los soldadores, estas medias cañas serán de fabricación en planta a partir de placa de acero, las cuales deben cumplir con los siguientes requisitos generales para considerarlas como una reparación permanente: 1.- La envolvente será fabricada con placa de acero especificación API-5L-X65 y API-5L-X52, dependiendo de las especificaciones del ducto a rehabilitar, con un espesor igual o superior al del ducto, quedando como responsabilidad del contratista el corte transversal a la longitud requerida, biselado, rolado y ajuste dimensionados para tubería de 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N., fabricadas para estos diámetros, ya que no se permitirá su ajuste en campo golpeándola sobre el ducto. 2.- La envolvente deberá fabricarse para una presión de diseño como mínimo igual a la presión de operación máxima permisible del tubo sujeto a reparación. La unidad de pago será por pieza. CONCEPTO No 41.- ESTUDIO, EVALUACIÓN Y DIAGNOSTICO DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE LAS INSTALACIONES (AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS), DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE PETROQUIMICOS BASICOS. (TRAMO = DE TRAMPA DE ENVÍO A TRAMPA DE RECIBO) El Estudio de Integridad Mecánica (Adecuación para el Propósito) es para estudiar la importancia de los resultados de las inspecciones realizadas a las tuberías. El estudio deberá proporcionar un reporte escrito que contenga las bases técnicas para las estrategias futuras de reparación de tubería, reparación de recubrimiento y re-inspección de tubería requeridas para asegurar la integridad de esta. 40 (cuarenta) días posteriores a la validación de la corrida de inspección y basándose en la información recabada en campo, antecedentes, estado de las instalaciones, reporte del equipo instrumentado, protección catódica, clase de construcción, diseño, etc., se entregará el Estudio de Integridad Mecánica, aplicando para su obtención las filosofías de Análisis de Riesgos y Adecuación para el Propósito, y a partir del cual se determinarán y priorizarán las anomalías a eliminar para la segura operación del ducto en concordancia con los códigos aplicables, para obtener la certificación. Una vez entregado el estudio de integridad Mecánica, se iniciaran las actividades de rehabilitación de los ductos en cuestión, por lo que será necesario que personal especializado en integridad de ductos valore, dimensione y evalué directamente en el ducto, la anomalía detectada por el equipo instrumentado. Con la información real de cada anomalía detectada, determinar la presión de falla de cada uno (Máxima presión segura), determinando en sitio conjuntamente con PGPB, la factibilidad de rehabilitación del punto en cuestión. El especialista en integridad deberá de contar con la experiencia necesaria y demostrable (currículum y documentos oficiales), que avale su capacidad para la toma de decisión en campo, de lo procedente por punto de inspección en los trabajos de rehabilitación.




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Al final de los trabajos de la rehabilitación, el especialista en integridad generara un reporte de rehabilitación por ducto y tramo, en el que detallara mediante control y herramientas estadístico, la desviación estándar de lo reportado por el equipo instrumentado contra lo encontrado físicamente en campo, su distribución estadística en campana de gauss y las recomendaciones necesarias a tomar en cuenta para los trabajos de integridad futura, este reporte será un complemento del Reporte de Integridad Futura. Esta información permitirá predecir el comportamiento y precisión real de los resultados del equipo instrumentado para los puntos a inspeccionar en los trabajos de integridad futura. OBJETIVO. El objetivo de esta actividad es estudiar los resultados de la inspección interior del ducto por el método de Fuga de Flujo Magnético (FFP) de la tubería en función de su integridad inmediata y futura. El estudio de integridad (Adecuación para el Propósito) se basará en los resultados de la inspección de FFP de las secciones de tubería y dentro de este estudio se deberá incluir: • La descripción de los trabajos conducidos para la obtención del Estudio de Integridad. • La descripción general del estado del sistema de transporte o segmento del mismo. • La descripción de las anomalías significativas necesarias de corregir para la obtención de la certificación. • Identificar y establecer prioridades de las corrosiones y cualquier otra anomalía que requieran reparación

inmediata. • Los métodos recomendados para la corrección de anomalías. • Estudio de la importancia de las anomalías de corrosión reportadas en la tubería. • Estudio de la importancia de otras anomalías reportadas en la tubería. (defectos de construcción y

manufactura, anomalías en soldadura circunferencial y abolladuras) • Identificar las anomalías que pudieran afectar la integridad futura de la tubería y que requieran monitoreo,

acorde a una velocidad estimada de corrosión en condiciones actuales, proponiendo fechas para su revisión. • Recomendar un intervalo de re-inspección factible. Basándose en este estudio y en concordancia con algunos otros trabajos que ya se hubieren iniciado por causas fundamentadas, se deberán programar los trabajos necesarios para su rehabilitación. a. Proporcionar un cuestionario básico a (en español) solicitando la información a ser utilizada en el estudio.

El cuestionario se relacionará con la información básica de la tubería, condiciones de operación actuales y futuras, prueba de presión, recubrimiento de la tubería, sistema de protección catódica, estudios de pH, resistividad de suelo, CIS y DCVG, información de la soldadura circunferencial y reparaciones existentes (encamisados soldados / camisas de materiales compuestos) e información de falla. La información a ser usada será proporcionada por PGPB en un formato conciso y manejable.

b. Revisar los reportes de inspección en las secciones de tubería. c. Con base en lo anterior, determinar las características (extensión, localización, formas, dimensiones y

causas potenciales) de la corrosión interna o externa. Será necesario determinar todos los tipos de corrosión interna y/o externa en la tubería, los siguientes tipos de corrosión son concebibles: picaduras de corrosión, áreas de corrosión generalizada y corrosión acanalada en el cuerpo de la tubería, costuras y soldaduras circunferenciales. Las combinaciones de los tipos anteriores de corrosión también son concebibles. Las características (extensión, localización, formas y dimensiones) de cualquier otra anomalía (defectos de manufactura o construcción y abolladuras) también deberán ser determinadas.




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d. Revisar los métodos de estudio existentes como base para estudiar los diferentes tipos de corrosión y otras

anomalías. Serán seleccionados los métodos de estudio más apropiados con relación a los tipos de corrosión (y otras anomalías identificadas) y a las condiciones de operación actuales y futuras. Se señala que las recomendaciones de estudio proporcionadas en los códigos de tubería no son necesariamente relevantes a las condiciones de operación de la tubería. Consecuentemente, se seleccionarán los métodos más apropiados para las tuberías de PGPB. Cualquier desviación de los métodos codificados de estudio será justificada plenamente usando información publicada y generalmente aceptada.

e. Revisar la información proporcionada por PGPB con relación a las densidades de población (clases de

localización por segmento), cruces de caminos, etc., e identificar cualquier área de alto riesgo de las tuberías. Esta información formará parte de la información a ser usada para dar prioridad a las anomalías que necesiten reparación.

f. Revisar la información de la protección catódica proporcionada por PGPB junto con la información de la

inspección para identificar áreas de la tubería que pueden no estar completamente protegidas por el sistema de protección catódica y recomendar las medidas correctivas apropiadas.

g. Estimar las velocidades de corrosión futura para los defectos reportados. La velocidad estimada tomará en

consideración la composición del producto, tipos de recubrimiento, eficiencia del sistema de protección catódica, condiciones de suelo, edad de la tubería, etc.

h. Estudiar la importancia de las anomalías de corrosión interna y/o externa y cualquier otra anomalía (es

decir, defectos de manufactura/construcción y abolladuras) con base en los puntos a) al g) antes mencionados con relación a la integridad futura de la tubería. Se prestará particular atención a las áreas de corrosión externa/interna que puedan interactuar por crecimiento futuro de la corrosión y consecuentemente, requieran reparación en el futuro, señalando fecha de revisión.

i. Determinar si la corrosión o cualquier otra anomalía pudiera extenderse en longitud o profundidad por fatiga

(como resultado de ciclos de presión) y causar falla de la tubería. j. Con base en los puntos a) al i) anteriores, proporcionar las bases técnicas para desarrollar una estrategia que

asegure la integridad de la sección de la tubería para operación futura. La estrategia incluirá la prioridad de reparaciones inmediatas y la cronología necesaria para reparaciones posteriores, reparación al recubrimiento, re-inspecciones y recomendaciones.

SE DEBERÁ ENTREGAR:

Un reporte preliminar (en español). EL reporte identificará los defectos que necesiten reparación para asegurar la integridad inmediata de la tubería.

Un reporte final (3 copias) en español para las secciones de tubería detallando las acciones de rehabilitación

(inmediato/mediano/largo plazo) que se recomiendan para asegurar la integridad futura de la tubería. El reporte (a menos que se requiera de otra manera) será proporcionado en el siguiente formato tanto de forma impresa, como digital:

• Resumen Ejecutivo: Detallando los resultados principales del estudio. • Introducción: Definiendo el plan del estudio.




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• Resultados de la Inspección: En el cual se describirán las indicaciones de perdida de metal externa, interna, abolladuras, objetos metálicos y envolturas excéntricas.

• Evaluación de la prevención de la corrosión externa: Introducción. Análisis de los resultados de la inspección.

• Evaluación de la prevención de la corrosión interna: Introducción. Análisis de los resultados de la inspección.

• Análisis e Importancia de las indicaciones de pérdida de metal reportadas. Métodos de evaluación relevantes. Clases de localización. Definición de criterios de investigación para perdidas de metal. Evaluación de las pérdidas de metal en función de sus dimensiones axiales. Evaluación de las pérdidas de metal en función de sus dimensiones circunferenciales.

• Evaluación e Importancia de las otras indicaciones reportadas. Abolladuras.

• Simples. • Asociadas a soldaduras. • Asociadas a pérdida de metal.

Objetos metálicos. Envolturas excéntricas.

• Integridad futura en relación al crecimiento de corrosión. Estimación de las tasas de crecimiento de corrosión. Programa de investigación futura.

• Intervalo de reinspección y acciones de rehabilitación adicionales. • Conclusiones. • Recomendaciones. • Tablas.

Cambios de clase de localización a lo largo del ducto. Tasa estimada de crecimiento de corrosión externa. Perdidas internas de metal que requieren investigación inmediata (presión máxima

segura por falla). Perdidas externas de metal que requieren investigación inmediata (presión máxima

segura por falla). Lista de abolladuras que requieren reparación inmediata. Lista de envolturas excéntricas tocando la tubería que requieren investigación. Lista de perdidas de metal que requieren investigación futura (por orden de prioridad)

(presión máxima segura por falla). Lista de perdidas de metal que requieren investigación futura (por orden de distancia)

(presión máxima segura por falla). • Figuras.

Distribución de las indicaciones de perdida externa de metal a lo largo del ducto en perfil topográfico y ortofoto.

Distribución circunferencial de las indicaciones de pérdida externa de metal. Distribución de las indicaciones de pérdida externa de metal a lo largo del ducto de

acuerdo a su profundidad máxima en perfil topográfico y ortofoto, con referencia a las zonas de potenciales bajos.




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Distribución de las indicaciones de pérdida externa de metal a lo largo del ducto de acuerdo a su longitud axial en perfil topográfico y ortofoto, con referencia a las zonas de potenciales bajos.

Distribución de las indicaciones de pérdida externa de metal a lo largo del ducto de acuerdo a su ancho circunferencial en perfil topográfico y ortofoto, con referencia a las zonas de potenciales bajos.

Distribución de las indicaciones de pérdida interna de metal a lo largo del ducto en perfil topográfico y ortofoto, con referencia a las zonas de potenciales bajos.

Distribución de las indicaciones de pérdida interna de metal según su profundidad máxima a lo largo del ducto en perfil topográfico y ortofoto, con referencia a las zonas de potenciales bajos.

Distribución de las indicaciones de abolladuras a lo largo del ducto en perfil topográfico y ortofoto, con referencia al cambio de espesor del ducto y clases de localización.

Distribución circunferencial de las indicaciones internas. Distribución de espesores y clases de localización a lo largo del ducto en perfil

topográfico y ortofoto. Distribución circunferencial de las abolladuras. Distribución de las indicaciones de los objetos metálicos a lo largo del ducto en perfil

topográfico y ortofoto, con referencia al cambio de espesor del ducto y clases de localización.

Distribución circunferencial de los objetos metálicos. Distribución de las indicaciones externas según la profundidad máxima. Distribución circunferencial de las indicaciones externas. Procedimiento para la evaluación de pérdidas de metal. Procedimiento para la evaluación de abolladuras. Grafica de aceptación para la evaluación de las indicaciones de perdida de metal

(dimensiones axiales) frente a la curva de la MPPO del ducto en cuestión (profundidad máxima reportada (%wt) VS Longitud axial reportada (mm)).

Grafica de aceptación para la evaluación de las indicaciones de perdida de metal (dimensiones circunferenciales) frente a la curva de la MPPO del ducto en cuestión (profundidad máxima reportada (%wt) VS longitud circunferencial reportada (mm)).

• Descripción de la corrosión (y cualquier otra anomalía). La información proporcionada por PGPB, el

reporte de inspección y los datos de inspección serán revisados y utilizados para proporcionar una descripción de la corrosión y otras anomalías (pérdida de metal interna, defectos de manufactura y abolladuras). La corrosión y otras anomalías serán descritas en términos de sus características (tipo, extensión, localización, formas y dimensiones).

• La orto foto deberá cumplir con las siguientes características: Mosaico de Imagen Digital del terreno a

Color Natural, tres bandas (RGB), con 2 m. de tamaño de pixel, ortorectificadas y georreferenciadas en sistema coordenado UTM, ITRF92, en formato img o geoTIFF, con nubosidad menor al 10% del corredor, de 10km de ancho definido por la trayectoria de los ductos georeferenciados producto de ILI. Se entregaran las imágenes en archivo digital para la incorporación del sistema de institucional de identificación de activos de PGPB

• Revisión de los métodos de estudio existentes: Los métodos de estudio publicados serán revisados. El método de estudio más apropiado para los tipos de corrosión (y otras anomalías) y a las condiciones de operación actual y futura será seleccionado preferentemente frente a las recomendaciones




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proporcionadas en los códigos de reparación de tuberías. Se proporcionarán detalles completos del método de estudio seleccionado.

• El estudio de la corrosión (y cualquier otra anomalía) por la inspección será estudiado con relación a la integridad actual y futura de la tubería. Las anomalías de corrosión (y cualquier otra anomalía) que requiera reparación inmediata (si es necesario) será identificada y se le otorgará prioridad. Se proporcionarán detalles de formato gráfico y tabular para facilitar un plan de reparación práctico.

• Integridad Futura de la Tubería: será estudiada considerando, según sea apropiado, las velocidades de la corrosión, la integridad futura del recubrimiento y las condiciones de operación futuras. La necesidad y escala de tiempo de las reparaciones de tubería futuras (reparaciones de envolvente y recubrimiento) y re-inspecciones serán determinadas. Los detalles de las reparaciones futuras y reparaciones al recubrimiento serán proporcionadas en un formato tabular y gráfico para facilitar un plan de reparación práctico.

• Conclusiones y recomendaciones: Las recomendaciones serán para las medidas correctivas apropiadas inmediatas (si es necesario) y las futuras para asegurar la seguridad futura y operación costo-efectiva de las tuberías. Las recomendaciones incluirán, según sea apropiado, reparación a la tubería (envolventes de refuerzo metálicas y/o no metálicas), reparación al recubrimiento e intervalos de re-inspección.

• Al final de los trabajos de la rehabilitación, el especialista en integridad generara un reporte de

rehabilitación por ducto y tramo, en el que detallara mediante control y herramientas estadístico, la desviación estándar de lo reportado por el equipo instrumentado contra lo encontrado físicamente en campo, su distribución estadística en campana de gauss y las recomendaciones necesarias a tomar en cuenta para los trabajos de integridad futura, este reporte será un complemento del Reporte de Integridad Futura.

La unidad de pago será por tramo. CONCEPTO No 42.- CERTIFICACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE LAS INSTALACIONES (AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS), DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE PETROQUIMICOS BÁSICOS EN LOS DUCTOS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N., POR UN PERIODO DE 30 MESES CON LA CONDICIÓN DE REVALIDACIÓN, LA CUAL DEBE ESTAR AVALADA POR UNA COMPAÑÍA CERTIFICADORA DE RECONOCIMIENTO INTERNACIONAL. (TRAMO = DE TRAMPA DE ENVÍO A TRAMPA DE RECIBO) Al final de los trabajos se pretende que a PGPB, se le otorgue un CERTIFICADO INDIVIDUAL de la INTEGRIDAD MECÁNICA DE LAS INSTALACIONES (AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS), que compone el Sistema de Transporte de petroquímicos básicos por los ductos descritos en el anexo B de esta licitación, a través de una Compañía Certificadora acreditada y con la experiencia necesaria y comprobable, que de fe que las tubería y las instalaciones que integran el Sistema de Transporte, así como el Sistema mismo, cumplen con la Normatividad vigente aplicable para lo existente y sus programas de mantenimiento, en referencia con los códigos y Normas Nacionales tales como la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001.

Los aspectos principales que deben ser cubiertos por la Certificación son: I.- La Certificación de los trabajos de Rehabilitación especificados en este Contrato, los cuales son:




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- Los trabajos de Inspección interior con el equipo de fuga de flujo magnético, así como sus trabajos previos. - Los trabajos de Geoposicionamiento interior. - Las verificaciones en campo de los reportes de las anomalías. - La verificación de la correcta reparación de las anomalías siguiendo el procedimiento adecuado. - La verificación en campo de los reportes de rehabilitación efectuados con este Contrato. Estas actividades incluyen: la evaluación del o de los procedimientos a emplear para la corrida del diablo instrumentado, considerando los riesgos y aspectos de seguridad de esta actividad, experiencia del personal de la corrida del diablo instrumentado, verificación de la calibración del equipo de la corrida del diablo instrumentado, procedimientos de verificación de ubicación de anomalías mediante geoposicionamiento, procedimientos de inspección de anomalías, reportes de inspección de anomalías incluyendo cálculos y conclusiones de reparación, procedimientos de pruebas no destructivas de inspección y reparación de anomalías, procedimientos de reparación mediante encamisados, procedimientos de recubrimiento anticorrosivo y detección dieléctrica. Así como, la revisión y aprobación de los registros de calificación del personal técnico de inspección mediante pruebas no destructivas, los registros o calificación del personal que realice la colocación de las camisas o bobinas en la reparación y el atestiguamiento de pruebas y/o revisión de los registros de calificación de soldadores. Para efectos de validar los trabajos previos, de la corrida del diablo instrumentado, de la aplicación de la Tecnología de Administración del Riesgo y Adecuación para el Propósito, deberá revisar y avalar los datos históricos del ducto, incluyendo en ello: Los certificados del material de construcción del mismo, pruebas hidrostáticas, producto transportado, planos y diagramas (As-Built), condiciones de operación, programas de inspección y mantenimiento, reportes de tomas de potenciales y estudios complementarios, historial de fallas y reparaciones en el ducto. II.- La revisión de la información y determinación de los defectos a rehabilitar, así como los procedimientos de rehabilitación. La revisión del reporte de inspección, el cual corresponde a la interpretación más cercana a la fecha de inspección y en el que se determina la condición de reparación inmediata de indicaciones que ponen en riesgo el ducto y que deben ser atendidas a la brevedad posible, la ubicación de indicaciones elegibles para confirmar el geoposicionamiento de las mismas y dar validez y aceptación a la corrida de diablos para proceder al estudio de integridad futura. La determinación después de analizar el reporte emitido en la corrida de diablo de fuga de flujo magnético de los defectos a reparar en este Contrato, tomando como base el calculo de MAOP y el Coeficiente de presión reducida (C-pr) igual o superior a 1 (uno), la tecnología de Administración de Riesgo y Adecuación para el propósito, proponiendo el procedimiento de reparación con Envolvente no Metálica ó Envolvente Metálica Bipartida. Este punto debe ser tomado como prioridad ya que en un plazo que no debe exceder de 30 días después de iniciado el Contrato El Contratista debe entregar sus procedimientos de trabajo y una vez efectuada la inspección y realizado el estudio de integridad del ducto debe entregar los reportes de los puntos por inspeccionar para su revisión y determinación de reparación. III.- Certificación de la integridad física de las Instalaciones Superficiales y Tubería.




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Realizar la inspección de las instalaciones superficiales, con el objeto de detectar condiciones que estén o puedan afectar la integridad del ducto y que no son incluidas en la inspección de la corrida del diablo instrumentado, con el objeto de que se establezca un programa de atención durante el período de la rehabilitación del ducto, como parte de su integridad mecánica, con lo que se pueda Certificar la integridad de las instalaciones existentes que constituyen este sistema de transporte (Trampas de Envío o Recibo de diablos, Válvulas de seccionamiento incluyendo sus by pass, Sistemas de Protección Catódica, Línea regular, Interconexiones, Inyecciones, Derivaciones, Señalización preventiva, Clases de localización, etc.) conforme a las Normas aplicables para el Transporte de hidrocarburos por ducto NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001. IV.- Correcto alcance, aplicación y programas del mantenimiento. Mediante la presentación de los programas de mantenimiento para los periodos 2005, 2006 y 2007, se avalará y certificara que los alcances y periodicidad de los Programas de Mantenimiento Preventivo son los correctos. Así como, verificar que el programa de mantenimiento a futuro contemple la atención de las indicaciones pendientes de atender de las partes superficiales, las recomendaciones establecidas en el reporte de integridad futura para complementar el soporte de condición y certificación, y la atención de indicaciones del estudio de integridad a futuro, con el objeto de mantener el sistema certificado. Asimismo en el CERTIFICADO DE INTEGRIDAD, que se entregue a PGPB se debe especificar: A.- El Alcance de la CERTIFICACIÓN en cada una de las instalaciones revisadas y para cada una de las etapas del Contrato que abarca esta certificación. B.- Las limitantes y exclusiones de la garantía de este CERTIFICADO, que pudieran ser: Cambio de servicio, Alteración de los parámetros de control de calidad del producto transportado, Acciones provocadas por terceros, Alteración de las instalaciones existentes o Incumplimiento de los programas de Mantenimiento). C.- La duración del CERTIFICADO (fecha de inicio y de caducidad), la cual deber ser de dos años y medio (treinta meses). D.- La metodología de revalidación, estipulando aspectos, alcance y periodicidad a la que se someterá Pemex Gas para la validación y sostenimiento de la CERTIFICACIÓN por parte de la Compañía Certificadora, emitiendo constancia de revisión. E.- La metodología de revalidación transcurrido los dos años y medio de vigencia, la cual debe iniciarse con seis meses de anticipación a su vencimiento, para dar continuidad al CERTIFICADO. Para lograr lo anterior el personal de la COMPAÑÍA CERTIFICADORA, debe cumplir con los siguientes requisitos: F.- Ser una Empresa con experiencia de cuando menos 5 años, en la realización de estos trabajos, con información documental comprobable de sus trabajos y una lista de clientes satisfechos, con referencias telefónicas para comprobar la veracidad de la información. • Debe contar con Registro o reconocimiento de acreditación y aprobación en los términos de la LFMN (Ley

Federal sobre Metrología y Normalización), solicitando presentar copia certificada en la integración de su




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propuesta. • Presentarse a una entrevista con Personal que PGPB designe para corroborar su capacidad como Técnicos

Calificados, en caso de ser aceptados se deberán integrar al desarrollo del Contrato desde su inicio hasta su terminación, para dar fe a todos y cada uno de los puntos arriba mencionados.

• Contar con personal permanente con una experiencia mínima comprobable en trabajos similares, con

acreditaciones en las áreas de intervención. La revisión para evaluación y diagnostico del estado de las instalaciones para la CERTIFICACIÓN, debe iniciar simultáneamente al inicio de los trabajos de rehabilitación en campo. Ya establecidos en el contrato, con el fin de obtener la información, para que en caso de ser necesario, PGPB lleve a cabo las modificaciones acordadas, necesarias para cumplir con la Normatividad, en un plazo comprendido dentro de la duración de este Contrato, para que se otorgue la CERTIFICACIÓN al término del mismo. El plazo para llevar a cabo estos trabajos será un plazo de 730 (Setecientos treinta) días calendario y queda incluido dentro de este plazo la entrega del reporte de evaluación y diagnostico en el que se notificará a PGPB el estado de actual de las instalaciones en comparación con la Normatividad, dictaminando para cada instalación, si cumple o no con el requisito para ser aprobada en la CERTIFICACIÓN, en caso de rechazo se indicarán los motivos que sustenten el dictamen y la Compañía Certificadora debe emitir la recomendación a seguir para llevar a cabo su regularización y aprobación. El personal de la Compañía Certificadora debe estar integrado en las Oficinas de Administración Central de la Contratista y en la Residencia de Campo. Con el fin de contar con información actualizada del avance de los trabajos en el momento que PGPB lo requiera, además, queda especificado que el pago de los trabajos de CERTIFICACIÓN, será por tramo comprendido de trampa de envío a trampa de recibo, en los periodos de estimación, que propuso al principio del contrato, considerando pagos parciales por este concepto durante la ejecución de los trabajos, tal como se muestra en la tabla A.

Tabla A. NUM. C O N C E P T O. %

1.- Revisión, dictamen y resolución del procedimiento aplicar en la rehabilitación de las fallas, detectadas por el diablo instrumentado.

10

2.- Certificación de los trabajos de rehabilitación durante el desarrollo de este Contrato.

20

3.- Recopilación de los datos de las instalaciones por Sectores, aprobación y/o recomendaciones para corrección en su caso.

30

4.- Revisión de los programas de Mantenimiento de cada uno de los Sectores que controlan el Sistema de Transporte, aprobación y/o recomendaciones de corrección en su caso.

15

5.- Elaboración del reporte final y de la CERTIFICACION 25 Lo anterior significa que se efectuarán dentro de los periodos de estimación correspondientes los pagos parciales por entrega de cada uno de los puntos arriba indicados, en el porcentaje que ahí se indica. La unidad de pago será por tramo. CONCEPTO No 43.- SUMINISTRO Y COLOCACIÓN DE MOJONERAS DE REFERENCIA DE CONCRETO F´c = 150 Kg/cm² DE 0.15 X 0.15 X 1.45 Mts., ACERO DE REFUERZO F’y = 4200 Kg/cm²




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Previo a la corrida de diablos instrumentados (geómetra, flujo magnético y geoposicionador) el contratista colocara los postes de referencia “mojoneras” a cada dos kilómetros, aproximados (utilizando el odómetro de un vehículo por la carretera), tomando como punto inicial la trampa de envió de diablos de cada tramo. Los postes deberán ser de concreto hidráulico de F’c = 150 Kg/cm2 y acero de refuerzo con cuatro varillas de 3/8” de diámetro de F’y = 4200 Kg/cm2 y estribos de alambrón de ¼” de diámetro a cada 10 cm. Deberán dejarse en la parte inferior 0.30 m de cada varilla para su anclaje. El poste de concreto será de 0.15 x 0.15 m x 1.45 m. El contratista deberá incluir dentro del análisis de precio unitario de este concepto la obtención de cilindros de prueba y envió a laboratorio para verificar la calidad correspondiente, el contratista beberá entregar a la supervisión de PGPB el documento de las pruebas realizadas por un laboratorio acreditado. Se colocara a 0.15 m de la parte superior del poste una placa de 0.12 x 0.10 de aluminio de 1/8” de espesor anclada en el concreto indicando la siguiente leyenda:

Pemex Gas y Petroquímica Básica *Gasoducto de 24” D.N., Reynosa - Chihuahua

* Tramo: Estación 12 a Estación 13 * No. De poste: 15

*Año de Inspección: 2002 Los datos plasmados en la placa serán de acuerdo al diámetro del ducto y al tramo donde se coloquen; Los puntos anteriores marcados con “*” solo son ilustrativos. Las letras serán marcadas con golpe y bajorrelieve. El concepto incluye la excavación para su colocación, esta será de 0.30 X 0.30 X 0.50 m. El poste se deberá ahogar en una base de concreto hidráulico F’c = 100 Kg/cm2 cuyas dimensiones son 0.30 X 0.30 X 0.50 m. rellenando el área adyacente que quede sin concreto. Se aplicaran dos manos de esmalte alquidalico en las cuatro caras y la corona de este, el color será amarillo caterpillar, previo a su aplicación se deberá cubrir perfectamente la placa de aluminio, evitando de esta forma daño alguno. CONCEPTO No 44.- CHAPODEO CON HERRAMIENTA MANUAL. Se deberá eliminar toda la maleza, sácate y arbustos que estorben para llevar a cabo los trabajos de excavación, en el área por atacar y en el perímetro de la zanja donde se circulará y se almacenará el material producto de la excavación. Todo el material deberá amontonarse inmediatamente después de cortado y acarrearse por el Contratista hasta 50 m. en el lugar que lo determine la Supervisión de PGPB. Para el chapodeo efectuado en la localización de fallas por cadeneo, el ancho a considerar para limpiar será exclusivamente de 1.00 m². que es suficiente para esta actividad. La unidad de pago será m² CONCEPTOS No 45 Y 46.- PAGO DE AFECTACIONES POR PERMISO DE ACCESO A CADENAMIENTOS, COLOCACIÓN DE MOJONERAS, CAJAS MARCADORAS DE DIABLO Y EXCAVACIONES.




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El Contratista como base para su cotización, deberá considerar un monto de $1,500.00 (Mil quinientos pesos 00/100 M.N.) en afectación por permiso de acceso a cadenamientos, colocación de mojoneras y cajas marcadoras de diablo. y $3,000.00 (Tres mil pesos 00/100 M.N.) en afectaciones por permisos para realizar excavaciones (para reparación de anomalías) en el DDV. En cada afectación deberá incluir su financiamiento e indirectos, el total debe indicarse como el precio para el pago de las afectaciones a que haya lugar durante el desarrollo de los trabajos, cuantificado dentro del Anexo “C”. El total debe indicarse como el importe de este concepto. Lo anterior será solo como base para el presupuesto, ya que independientemente se llevara a cabo los procedimientos establecidos por la Unidad de Desarrollo Social. Con la utilización del catalogo de CABIN y el trato al que se llegue tanto con el propietario como con los Gestores Administrativos que participen en la aplicación de esta partida, para el pago de las afectaciones. El procedimiento para la cuantificación y pago de la afectación, será: Evaluación y cuantificación elaborada por el Departamento de Servicios Administrativos de PGPB, a requerimiento de la Supervisión. Una vez determinado el costo contra el estimado, la Supervisión solicitará a El Contratista extender un cheque a nombre del Propietario afectado y entregar en un plazo de 8 días calendario, al responsable de Servicios Administrativos de PGPB contra un recibo, para que, posteriormente sea presentado por El Contratista como generador de la estimación. En el caso de requerir alguna ampliación en esta partida, El Contratista solicitara a la supervisión, para que se realicen los trámites necesarios para tramitar la ampliación, acompañándose de los debidos apoyos. La unidad de pago será por afectación. CONCEPTO No 47.- LOCALIZACIÓN DE FALLAS POR MEDIO DE NAVEGADOR DE GEOPOSICIONAMIENTO (GPS) EN DUCTOS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N. Una vez obtenidos los reportes finales y preeliminares, la ubicación física de los puntos de anomalías detectadas en el campo deberá realizarse por medio de un sistema de posicionamiento global (GPS) satelital portátil, con un rango de +- 0.5 m de precisión. Con esta tecnología se busca principalmente, asegurar la ubicación de la falla, reducir volúmenes de excavación y reducir tiempos de rehabilitación, por lo anterior, cualquier error debido a la aplicación de esta obliga al contratista a reestablecer las condiciones originales del ducto, el derecho de vía y propiedades afectadas. El unidad de pago será por punto de inspección a localizar. CONCEPTOS No 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54 Y 55.- EXCAVACIONES. Por localizarse la tubería en derechos de vía compartidos con otros ductos, todas las excavaciones, representan un riesgo potencial. El Contratista dependiendo del tipo de terreno en el que se efectúen los trabajos deberá hacer las siguientes consideraciones: dejar taludes con el ángulo de reposo del tipo de suelo, utilizar ademes para contención de suelos muy inestables o hacer una excavación escalonada, lo anterior acordado previamente con la Supervisión de PGPB.




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El Supervisor será el que fije la longitud de la excavación y dependerá de la magnitud de la falla a reparar, del estado del recubrimiento mecánico, en este último caso se excavará hasta encontrar el punto donde el recubrimiento se encuentre en buen estado. El Contratista deberá tomar en cuenta que parte de la excavación la efectuara a 60 cm. bajo la tubería y deberá evitar golpear el tubo con la herramienta para no dañar la protección mecánica, ya que cualquier daño efectuado en el recubrimiento sano, será reparado por el Contratista sin cargo a PGPB, así como los daños mecánicos resultado de esta situación. El Contratista debe tomar en cuenta que PGPB, permitirá un máximo de 10 excavaciones abiertas, por cada Residencia de Trabajo, siempre y cuando cuente con el personal suficiente para trabajar en esas excavaciones. Como procedimiento de excavación la compañía, deberá tener en el lugar del trabajo una copia del documento oficial extendido por Pemex Gas y Petroquímica Básica para trabajos con riesgo verificando primero la profundidad a la cual está el ducto, posteriormente previa autorización del supervisor se dará inicio a la excavación con maquinaria, conforme las limitaciones de seguridad ilustradas en los croquis de excavación. Para evitar incidentes en las excavaciones ya realizadas es necesario que el material producto de la excavación sea removido de tal manera que de un margen para transitar de 2 a 4 m de berma con el fin de evitar sobrecargar los taludes y permitir la circulación del personal que participa en los trabajos; así como también se debe acordonar el área con alambre de púas con sus correspondientes letreros de advertencia preventiva y restrictiva, En los extremos de las excavaciones se forjaran escalones sobre el mismo talud, conteniéndolos con varas rollizas del lugar para evitar su erosión por el uso continuo. (Ver croquis anexo “A”). Cuando las excavaciones se realicen en forma manual, se aflojará el material con pico, pala, y cuña según el tipo de material. Se utilizarán costales de yute rellenos con arena para soportar la tubería. El contratista deberá habilitar gatos, puntales y ademes para asegurar en todo momento la estabilidad del terreno durante el desarrollo de los trabajos. (Necesariamente usar durmientes de 8” x 8” y gatos hidráulicos de 100 toneladas sí se requiere). En el caso, de excavación en zanja con herramienta manual en agua con bombeo, (sin incluir este) además de considerar los alcances del punto anterior se considerarán abatir el nivel friático por lo menos 60 cm. libres del nivel lecho bajo tubo a nivel de agua. El ducto deberá reposar en su parte inferior con costales de yute rellenos con arena (6 piezas por apoyo) y de ser necesario con polines, con claros no mayores de 10 mts. de longitud, mismos que serán removidos a diferentes puntos para apoyo del ducto según lo requiera en el proceso de ejecución de la obra. Por las dimensiones del ducto cuando se requiera efectuar maniobras sobre el lomo de la tubería, el personal deberá contar con un tablón para su acceso y su apoyo personal. Para fines de este contrato se entiende como excavación a la extracción de materiales ejecutada a cielo abierto, para alojar ductos, etc. Los materiales se clasificarán, de acuerdo con la difilcutad que presenten para su extracción, en material A, B, y C.




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El criterio para clasificar los materiales será el siguiente: -Material A.- es el poco o nada cementado, que puede ser manejado eficientemente sin ayuda de maquinaria, aunque esta se utilice para obtener mayores rendimientos. Se consideran como material A los suelos agrícolas, limos, y cualquier material blando o suelto con partículas hasta de 7.5 centímetros. -Material B.- es el que, pudiendo excavarse a mano, por sus características sólo puede ser excavado y cargado eficientemente con maquinaria. Se consideran como material B las rocas muy alteradas, los conglomerados medianamente cementados, las areniscas blandas, los tepetates y las piedras sueltas menores de 75.0 centímetros y mayores de 7.5 centímetros -Material C.- es el que solo puede ser excavado mediante el empleo de explosivos. Se consideran como material C las rocas basálticas, areniscas y conglomerados fuertemente cementados, calizas, riolitas, granitos , andesitas sanas y las piedras sueltas mayores de 75.0 centímetros. -A los materiales que por sus características no puedan ser considerados totalmente dentro de una de las clasificaciones anteriores, se les fijará una clasificación intermedia, asignándoles porcentajes de material A, B y C en proporción a las cantidades y características de cada uno de los materiales que intervengan, mencionando los tres mediante el porcentaje que corresponda a cada uno de ellos, siempre en el orden A, B, C de manera que la suma de los tres de cien (100). REQUISITOS DE EJECUCIÓN Pemex Gas y Petroquímica Básica fijará la holgura necesaria, las tolerancias de la excavación y la inclinación de los taludes para que se puedan efectuar los trabajos objeto de este contrato. Pemex Gas y Petroquímica Básica aprobará el uso de ademes cuando juzgue necesario su uso. Los materiales producto de la excavación se emplearán o depositarán en la forma que indique Pemex Gas y Petroquímica Básica. En la ejecución de las excavaciones se considerarán los siguientes casos:

En seco. Eliminando agua de la excavación mediante drenes auxiliares o por bombeo autorizado por Pemex Gas

y Petroquímica Básica. En agua, ejecutada con máquina, cuando no sea posible eliminarla económicamente por bombeo o

mediante drenes auxiliares. En material saturado o lodoso.

Pemex Gas y Petroquímica Básica indicará si es necesario compactar el fondo de la excavación, o llenar con algún material las grietas o cavernas que se formen. Durante la ejecución de las excavaciones se respetará, y en su caso se repondrá, el señalamiento de las tuberías de conducción fijado por Pemex Gas y Petroquímica Básica.




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Se tomaran las precauciones necesarias para proteger las construcciones vecinas a la zona de excavación. Si Pemex Gas y Petroquímica Básica lo considera necesario, se harán nivelaciones de dichas construcciones durante la excavación, para controlar los posibles asentamientos que pudieran presentarse. Las excavaciones se realizaran con equipo manual y/o equipo mecánico (retroexcavadora) según el área que sé este trabajando; y por ningún motivo se podrá utilizar cualquier tipo de explosivo. CRITERIOS DE MEDICIÓN. La medición de los volúmenes excavados se hará tomando como unidad el metro cúbico (M3), con aproximación de dos décimas. En ningún caso se considerará abundamiento. Los volúmenes en la misma excavación, considerando los que se encuentren dentro de las dimensiones, tolerancias y holguras fijadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica en el proyecto o en el lugar de la obra. Los azolves o derrumbes se medirán seccionando la excavación después del derrumbe o midiendo el material que cae dentro de la excavación, clasificándolo siempre como material A. No se medirán los volúmenes provenientes de azolves o derrumbes cuando a juicio de Pemex Gas y Petroquímica Básica, éstos se produzcan por deficiencias en el procedimiento de construcción. Todos los conceptos de trabajo relacionados con las excavaciones incluyen las siguientes operaciones: Extracción del material y su elevación a la superficie del terreno natural, acarreo libre hasta 4 metros del borde de la excavación si se ejecuta con herramienta manual, o hasta 40 metros si se hace con maquinaria y afinamiento del fondo y los taludes de acuerdo al proyecto. Tipo de Material: Material A. Material B. Material C Forma de Ejecución:

Con Maquinaria: Retroexcavadora cargadora de neumático, tipo “mano de chango y cargador frontal”.

Con herramienta manual. La unidad de pago será por m³. CONCEPTO No 56.- BOMBEO DE ACHIQUE CON MOTOBOMBA AUTOCEBANTE EN BASTIDOR Y LLANTAS EN 3” DE DIÁMETRO. El bombeo para eliminar el agua de la excavación, se medirá tomando como unidad la hora efectiva de bombeo, para cada tipo y capacidad de bomba. Tiempo efectivo de bombeo es aquel en el que las bombas trabajan adecuadamente extrayendo agua de la excavación. No se considera el tiempo que la bomba trabaja deficientemente, por mal manejo del operador o por malas condiciones de la bomba. Incluye las que correspondan de las siguientes operaciones: transporte del equipo y accesorios, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento. La unidad de pago será por hr.




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CONCEPTO No 57.- RELLENO EN ZANJA CON HERRAMIENTA MANUAL Y CON MATERIAL PRODUCTO DE LA EXCAVACIÓN, COMPACTADO SIN CONTROL DE LABORATORIO. Los rellenos con herramienta manual, con material producto de la excavación se realizaran hasta alcanzar una altura de 1.00 m. sobre el lomo superior de la tubería, el alcance de este concepto incluye: CRITERIOS DE MEDICIÓN. Los rellenos se medirán en metro cúbico, con aproximación de dos decimales, considerando el volumen del material compactado. Remoción del material usando preferentemente el de la excavación ejecutada previamente, limpio de impurezas. (Troncos, ramas, basura o materias orgánicas) Acarreo libre de horizontal del material producto de la excavación. Tendido en capas de 20 cms. Compactación con pisón manual o bailarina. Formación y terminación del relleno. La unidad de pago será por m³ CONCEPTO No 58.- RELLENO EN ZANJA CON MAQUINARIA Y CON MATERIAL PRODUCTO DE LA EXCAVACIÓN, COMPACTADO SIN CONTROL DE LABORATORIO. Previa autorización de PGPB y en áreas donde no se ponga en riesgo el ducto con la utilización de maquinaria ligera (se considerara el bandeo empleando el equipo retroexcavadora), los rellenos de las excavaciones se efectuarán con maquinaria, con material producto de la excavación, para lo cual se procurara depositar el material a un lado de la zanja sin golpear el tubo, en capas no mayores de 30 cm. procurando eliminar ramas, troncos o cualquier material que no sirva para compactar, al final todo el material sobrante deberá dejarse acomellonado sobre el ducto, ya que por efectos de la lluvia tenderá a bajar hasta el nivel del terreno natural. El alcance de este concepto incluye: - Tendido del material en el lugar en donde se compactará, con el número de capas y espesores que indique la supervisión. - Dar las pendientes y espesores requeridos en el proyecto. - El compactado por bandeo se ejecutará pasando los neumáticos de la retroexcavadora por lo menos tres veces sobre toda la superficie a compactar. La unidad de pago será por m³. CONCEPTO No 59.- ADEME DE MADERA TIPO RESISTENTE DE ÁREA DE CONTACTO COMPLETA HASTA 4 m DE PROFUNDIDAD. CON POLIN DE MADERA 4X4" Y TRIPLAY DE 19 mm. CURADOS CON DIESEL, INCLUYE: INSTALACIÓN, DESINSTALACIÓN, RECUPERACIÓN PARA SU REUTILIZACIÓN. Los ademes se medirán por metro cuadrado y únicamente Previo acuerdo con la supervisión de PGPB, se instalarán ademes para excavación en suelos muy inestables, estos ademes serán construidos a base de tableros formados de triplay de 19 mm de espesor, bastidores de polines de 2” x 4” y travesaños de 4 x 4”, incluyendo




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las siguientes operaciones: transporte de material dentro de la obra, elaboración, colocación, retiro, rehabilitado, acarreo y estibado para nuevo uso, del ademe al lugar aprobado por Pemex Gas y Petroquímica Básica. La unidad de pago será por m². CONCEPTO No 60.- FABRICACIÓN, COLOCACIÓN Y RETIRO DE CERCADOS DE ALAMBRE DE PÚAS A PARTIR DE POSTES DE MADERA DE 4" X 1.80 M DE LONGITUD. Si durante el proceso de rehabilitación de la falla es necesario dejar la excavación abierta, es imprescindible la instalación de un cerco de protección, construido con cuatro hilos de alambre de púas, tensados sobre postes de madera de 4” de diám. y enterrados cuando menos a 50 cm., donde se fijara el alambre de púas, intermedio a mas o menos 2 metros de separación se instalarán, postes de madera rolliza de 4” de diám. y en dos esquinas que coincidan con los escalones en la excavación, se abrirán dos falsetes, también de alambre de púas con madera rolliza de 2” de diám., con un extremo libre para poder acceder al interior del cerco, el Contratista debe comprender dentro de su alcance del concepto que el material es reutilizable en cuando menos 3 usos. El cerco deberá colocarse a un mínimo de 2 M. de distancia perimetrales a la excavación. En adición a la protección con cuatro hilos de alambre de púas, se deberá colocar al menos dos hileras de cinta amarilla preventiva en todo el perímetro del cercado. - Empotramiento de postes de madera rolliza de 4” de diámetro por 1.80m, se enterraran 0.50 m con relleno apisonado. A cada 2 m de distancia, en las esquinas se colocaran postes diagonales para soporte del tensado de la malla electrosoldada. - Colocación y tensado de los cuatro hilos de alambre de púas la cual deberá de tener una altura de 1.3 metros. - Fabricación de puertas de acceso del mismo material. Se pagara por ML de cercado. CONCEPTO No 61, 62, 63, 64, 65, 66, 67 Y 68.- REMOCIÓN DE PROTECCIÓN MECÁNICA EN TUBERÍAS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N. La longitud a retirar de protección mecánica será determinada por el Supervisor de PGPB, de acuerdo a la necesidad de la falla por reparar y el Contratista deberá cumplir con lo indicado, cualquier retiro fuera de lo señalado, deberá ser repuesto por la Contratista sin cargo para PGPB. El retiro del esmalte deberá efectuarse con herramienta manual (rasqueta y cepillo de alambre), procurando efectuarlo sin golpear el tubo, ya que cualquier daño ocasionado será responsabilidad de la Contratista. Después de retirado el esmalte, el Contratista con ayuda de rasqueta, cepillo y lijas, se deberá retirar cualquier residuo con el fin de preparar la superficie para la inspección con ultrasonido. La superficie debe quedar libre de óxidos, pintura , herrumbre y cualquier materia extraña que se encuentre adherida al sustrato metálico (SSPC-SP2 ó equivalente), además de remover contaminantes como aceites o grasa sobre la superficie del sustrato antes del tratamiento mecánico. (Limpieza química y/o con solvente (SSPC-SP1 o equivalente)). Todo el material producto del retiro de esmalte debe ser recolectado en bolsas para ser confinadas en un lugar determinado por el Contratista y Pemex Gas y Petroquímica Básica. El personal que participe en estos trabajos debe contar con el equipo de protección personal. Consistente en camisa de manga larga y pantalón de algodón, careta facial, guantes largos, media bota de seguridad con casquillo de acero y guante de plástico, el contratista




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debe tomar en cuenta que le debe proporcionar a su personal cuando menos 3 mudas de ropa para cambiarse diariamente. Se pagara por ML. CONCEPTO No 69, 70, 71, 72, 73, 74, 75 Y 76.- INSPECCIÓN ULTRASÓNICA EN ZONAS DE FALLA CON BARRIDO AL 100%, EN TUBERÍAS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. Y 4” D.N. Posterior a la limpieza del ducto, retirado el esmalte y antes de ejecutar cualquier trabajo para la reparación, se deberá de inspeccionar y analizar la zona del defecto con Personal de una Compañía especializada en Inspección por medio de ultrasonido, dicha compañía deberá tener experiencia comprobable, reconocida en el ramo, la cual deberá ser valorada y aceptada por PGPB, esto de acuerdo al Código ASME Sección 5, artículo 23, la cual deberá efectuarse con un Técnico en Inspección Ultrasónica Nivel II, el cual deberá presentar su calificación vigente expedido por la ASTN (Asociación Americana de Pruebas no Destructivas) y de acuerdo con la práctica recomendada No. SNT-TC-1A, ultima edición. Normas API-1104 y API-1107. El Contratista deberá presentar un Procedimiento General para Inspección Ultrasónicas según ASME, tanto para la evaluación de fallas, como de soldadura de penetración completa y evaluación de discontinuidades, estos procedimientos deben cubrir los requerimientos mínimos de los Códigos ANSI B 31G y ASME, Sección V artículos 4 y 5 respectivamente. Es responsabilidad del Contratista la elaboración, revisión e implantación de este procedimiento, el personal que aplique los procedimientos, deberá estar calificado con nivel II, para hacer las determinaciones de aceptabilidad de las indicaciones de ultrasonido. Dicho Técnico será contratado por el Contratista quien lo coordinará y mantendrá sus órdenes, durante todo el tiempo de ejecución de los trabajos. El Técnico entregará a la Supervisión de PGPB, el borrador del reporte de campo el mismo día de la inspección, y a dos días como máximo, el reporte original en los formatos que para el caso ya existen, con su dictamen, en el que indicará los porcentajes de pérdida de material, profundidad de los defectos, superficie dañada, espesor remanente, ubicación del defecto con relación a las soldaduras, flujo de la línea y tipo de falla (corrosión localizada, generalizada, arrancadura, etc.,), todos los jueves de cada semana se entregará un reporte condensado de las inspecciones realizadas en ese periodo de tiempo, en forma resumida, colocando en la primera parte de la tabla los datos del reporte de la corrida de equipo de inspección ultrasónica y en la segunda parte los datos de campo, obtenida por la valoración de la Compañía de inspección y en las últimas columnas, la diferencia en porcentaje y en milésimas de pulgadas, este resumen, cotejado con los reportes de las inspecciones diarias, servirán como generador de la obra a estimar y que se agregarán a la estimación semanal que presentará la Contratista. Como parte de sus reportes deberá entregar en forma gráfica, empleando el paquete de Excel o Power Point, un formato donde represente la forma y dimensiones de la perdida de metal, de anomalías externas, donde además se incluirá, los datos de carretes adyacentes. Tomando como base los resultados de los reportes de inspección ultrasónica, la Contratista propondrá el método de reparación, el cual debe ser avalado por la Compañía Certificadora, Personal de Seguridad del Área responsable y la Supervisión de PGPB y en conjunto determinarán los procedimientos a emplear.




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Cuando se determine la instalación de la Envolvente no Metálica o Envolvente Metálica bipartida, el Técnico debe marcar las cabeceras de los límites de las envolventes Metálicas y No Metálicas, de acuerdo a la valoración del procedimiento de reparación. El Supervisor de PGPB es el único autorizado para ordenar la instalación de las de las envolventes Metálicas y No Metálicas, lo cual debe asentarse en bitácora, como soporte de lo solicitado. La longitud del área a inspeccionar será determinada por el Supervisor. A partir de los reportes que se obtengan en cada examinación ultrasónica, se deberá elaborar un reporte en el formato establecido que contenga como mínimo la siguiente información: 1.- Nombre de la Compañía, nombre y nivel de certificación del Técnico, número de Contrato, número de obra y fecha de la examinación ultrasónica. 2.- Identificación de la soldadura examinada con respecto a su localización, en él articulo o número de pieza, esto puede ser en un plano, diagrama o número de control. 3.- Datos del examen que permitan una repetición en fechas posteriores, en los cuales se incluye: A).- Número de procedimiento. B).- Estándar de aceptación. C).- Instrumento de prueba ultrasónica, modelo y número de serie. D).- Transductor, número de serie y área activa del cristal, frecuencia y ángulo. E).- Estándar de calibración. F).- Acoplante. G).- Nivel de referencia. 4.- Registrar la longitud y localización en el reporte de las siguientes discontinuidades: A).- Discontinuidades que se hayan rechazado. B).- Discontinuidades que excedan del 50% del nivel de referencia. Requisitos del equipo. Los equipos deben ser de tipo pulso eco adecuado para usar transductores que oscilan a frecuencias de 1 a 6 MHZ. Los transductores de haz recto deben tener un área activa no menor de l/4" y no mayor de l/2” deben ser capaces de resolver las tres reflexiones requeridas. Los transductores de haz angular deber ser con zapatas intercambiables o integrales. Los transductores deben estar marcados claramente indicando la frecuencia del transductor, el ángulo nominal de reflexión y el punto índice. Estándares de referencia. Los patrones de referencia utilizados deben ser los aprobados para verificar distancia y sensibilidad. Calibración de los equipos. La calibración por distancia y sensibilidad debe ser hecha por el operador en el lugar y antes de iniciar la inspección. La recalibración del equipo deber ser después de un cambio de operador a cada 30 min. o cuando se presenten interferencias eléctricas en los siguientes casos:




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Cambio de transductor. Cambio de baterías. Cambio de toma eléctrica. Cambio de cables coaxiales. Falla de alimentación. El Contratista debe tomar en cuenta que se efectuarán trabajos de rehabilitación de fallas y que estas pueden estar distanciadas, de tal manera que sus rendimientos sean más bajos que lo estándar y genere gastos adicionales, ya que PGPB no reconocerá ningún gasto adicional por estos trabajos. El Contratista es responsable de la Seguridad de los Técnicos de Inspección, así como de sus equipos y deberá proporcionarles el uniforme-equipo de protección personal: pantalón, camisola, media bota de seguridad (con casquillo de acero), casco de plástico de acuerdo a Norma. Se pagara por ML de ducto inspeccionado. CONCEPTO No 77, 78, 79, 80, 81, 82, 83 Y 84.- LIMPIEZA CON CHORRO DE ARENA ACABADO A METAL BLANCO DE TUBERÍAS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. Y 4” D.N. Para los trabajos de preparación de superficie, para aplicación de recubrimiento mecánico a base de sistemas de recubrimientos epóxicos líquidos de altos sólidos. La arena a emplearse debe ser del tipo sílica, limpia, libre de contaminación de sales y seca, clasificada entre las mallas 18 y 20 (TYLER STANDARD O U.S. BUEREAU OF STANDARD), de acuerdo al patrón de anclaje requerido. No se aceptará el uso de arena de río en los trabajos, una vez realizada la limpieza a metal blanco (SSPC-SP5 o equivalente) el Contratista deberá colocar el refuerzo anticorrosivo (recubrimientos solicitados) en un tiempo que no exceda de 4 horas. El contratista debe considerar el movimiento del equipo de compresión y el acarreo de los materiales hasta el lugar de los trabajos, para incluir los costos en su análisis de Precio unitario. 1.- Preparación de los andamios, traslado y colocación de los mismos en los sitios en los que hay que efectuar la limpieza. 2.- Preparación del equipo de limpieza incluyendo: compresor, ollas, mangueras, chiflones; equipo de control como manómetros, válvulas, purificador de aire, eliminador de aceite, (extractor de aire para limpieza en interiores); secador de arena. 3.- Habilitado de la arena proporcionada por la compañía, cerniéndola para que satisfaga la especificación requerida para la aplicación del recubrimiento anticorrosivo a base de recubrimiento epóxico líquido de altos sólidos de acuerdo a la NRF-026-PEMEX-2001. Secándola para introducirla a las ollas del equipo de limpieza. 4.- Limpieza de las superficies de acuerdo a la aplicación del recubrimiento anticorrosivo a base de recubrimiento epóxico líquido de altos sólidos de acuerdo a la NRF-026-PEMEX-2001 y limpieza con trapo ó cepillo de carda para eliminar residuos de polvo. 5.- Maniobras para que el personal de PGPB supervise la calidad de la superficie limpiada.




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6.- Retiro del equipo que se utilizó para la limpieza. 7.- Retiro de los andamios. 8.- Retiro de la arena hasta el sitio indicado por PGPB. 9.- Limpieza general de área en que se trabajó. Se pagara por ML de ducto limpio. CONCEPTOS No 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91 Y 92.- REHABILITACIÓN DE DEFECTOS DE TUBERÍA DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N., MEDIANTE LA INSTALACIÓN DE ENCAMISADO METALICO BIPARTIDO CON RESINA EPOXICA. La reparación con Envolventes Metálicas Bipartidas requerirá la presentación del procedimiento de instalación, certificados y garantías de calidad y certificados de rastreabilidad de los materiales de los encamisados metálicos y de la exhibición de los documentos de acreditamiento del personal para su instalación. Consideraciones previas: Antes de iniciar la instalación de las envolventes, se debe de establecer el procedimiento de reparación de defectos por medio de envolventes metálicas, para el ducto por rehabilitar, en el cual se considere el procedimiento de soldadura de filete o tope (dependiendo del tipo de envolvente). Este procedimiento debe estar avalado por una empresa especializada y con personal acreditado para la elaboración, revisión e implementación de estos procedimientos. Este debe ser sometido a calificación, los especimenes de prueba y los reportes deben ser entregados a la Supervisión para su aprobación. Para llevar a cabo la instalación de las envolventes, todos los soldadores que participen en los trabajos deben ser calificados como indica la Norma CID-NOR-N-SI-0001. La calificación del soldador, tiene como propósito determinar su habilidad durante la ejecución de soldaduras sanas, empleando un procedimiento previamente calificado para soldadura a tope o de filete. Antes de ejecutar la soldadura, el soldador será calificado de acuerdo a los requerimientos de la parte 3.1 a la 3.6 del API STD 1104 o de los párrafos 3.1 a 3.4 del 1107. La calificación será responsabilidad de una Empresa especializada, la cual emitirá los resultados de acuerdo a lo establecido por el API-1107. Los costos por calificación del soldador serán cubiertos por la Contratista, incluyendo la empresa calificadora, los especimenes y pruebas. Se solicitara el suministro de envolventes metálicas en lotes con una cantidad mínima de 10 piezas. Estas piezas no tienen que ser precisamente de la misma especificación y diámetro y la cantidad de Envolventes Metálicas por suministrar será determinada después de haberse descubierto, inspeccionado y especificado el método de reparación a emplear para cada anomalía. Por lo que PGPB, procurará para garantizar la existencia de camisas oportunamente en la obra, solicitarlas programadamente, con una anticipación de 15 días antes de su empleo, la cantidad a solicitar estará en función de los resultados obtenidos en la inspección y el estudio de integridad. En




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caso de que no se pueda llevar a cabo la reparación por la falta de Camisas y se demuestre que el Contratista no las solicitó oportunamente, PGPB procederá a aplicarle las sanciones correspondientes por atraso en la obra. Una vez aceptados los materiales, personal y procedimientos, se instalarán dé acuerdo con la supervisión de PGPB, considerando los siguientes alcances para su ejecución: -. Limpieza con chorro de arena acabado a metal blanco de la tubería y de la envolvente metálica en ambas caras, interior y exteriormente. -. Instalación de envolvente, soldando solo las caras longitudinales sobre la misma envolvente y en el caso de requerirse mas de una envolvente continua se soldara a tope transversalmente, nunca deberá soldarse sobre la tubería. -. Aplicación y suministro de la resina epóxica sobre las zonas del ducto dañadas, sellando todo el espacio anular entre la envolvente y el ducto con la resina epóxica, para la envolventes tipo A EMRE y Petroesleve se empleara el relleno epóxico especificado en su procedimiento de instalación, los epóxicos deberán están incluidos en el suministro de las envolventes. -. Se deberá de asegurar que se impedirá la introducción del aire y finalmente la inspección visual para asegurar la instalación. -. Revisar y corroborar continuidad en la protección catódica de la envolvente metálica con el ducto de transporte, en caso de no tenerla, conectarla al ducto mediante un puenteo mediante cable de cobre entorchado con polietileno de alta densidad del No. 8 y fijado en sus extremos por soldadura Cadwell. -. Aplicación de ensayos no destructivos en juntas soldadas de la envolvente para verificar sanidad de juntas. (De existir un rechazo por no cumplir con la calidad requerida en la sanidad de la junta, se tendrá que reparar la falla y volver a evaluar la sanidad de la junta soldada) -. Las soldaduras con las que se instalan las envolventes metálicas, deben ser inspeccionadas por el método de inspección ultrasónica (con lo especificado en la partida No 49 pero aplicado a soldadura longitudinal de filete y a tope), para lo cual la Contratista debe presentar su Procedimiento General. El pago de este concepto se aplicara a una envolvente instalada, será por pieza. CONCEPTOS No 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 100, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107 Y 108.- APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO A BASE DE RECUBRIMIENTOS EPÓXICOS LÍQUIDOS DE ALTOS SÓLIDOS Y A BASE DE CERAS MICROCRISTALINAS DE PETRÓLEO, EN TUBERÍAS DE 36” D.N., 30” D.N., 24" D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. y 4” D.N., INCLUYE TODOS LOS MATERIALES REQUERIDOS PARA SU APLICACIÓN DE ACUERDO AL PROCEDIMIENTO DEL FABRICANTE. INFORMACION TECNICA REQUERIDA. Los fabricantes o proveedores de servicios de sistemas de recubrimientos, deben entregar en su propuesta técnica como mínimo la siguiente información:

• Nombre del sistema propuesto. • Numero de componentes.




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• Potencial de polarización máximo (Potencial tubo – suelo máximo de aplicación en el punto de drenaje (del rectificador al tubo)).

• Prueba de desprendimiento catódico. • Pruebas de compatibilidad, eficiencia y eficacia en el traslape del recubrimiento de alquitrán de hulla y

el recubrimiento epóxico de altos sólidos. • Pruebas de laboratorio de acuerdo a los requerimientos de aceptación indicados en 8.3 (abrasión,

esfuerzos de suelo, impacto) de la NRF-026-PEMEX-2001. • Listado de procedimiento de todas las actividades relacionadas con la obra. • Preparación de superficie requerida. • Plan de calidad del contratista, para el proyecto. • Programa de obra o de surtimiento. • Tiempo de vida útil del recubrimiento.

El fabricante debe incluir evidencia documental que soporte la información proporcionada para el caso de las pruebas de laboratorio y bajo que estándares se llevan acabo, estas deben estar realizadas por un laboratorio reconocido, indicando el responsable, fecha numeración de paginas e indicando que las muestras correspondan al recubrimiento a ser aplicado con una vigencia no mayor a 18 meses. Una vez que se haya adjudicado el servicio, la compañía ganadora debe entregar los procedimientos certificados, mismos que de forma previa fueron presentados y listados en su propuesta. Requerimientos de aplicación.

1. Generalidades. Previo al inicio de los trabajos para la aplicación del material anticorrosivo sobre la tubería, el contratista debe presentar al inspector de Petróleos Mexicanos, los procedimientos certificados y relacionados con la aplicación así como el equipo y accesorios que serán utilizados. Los procedimientos deben de estar validados por el fabricante del material anticorrosivo e incluir sin ser limitativo, los siguientes aspectos:

• Titulo, identificación, fecha de vigencia y firmas de autorización. • Objetivo, alcance, requerimientos, aspectos de seguridad. • Desarrollo, anexos y formatos (para mostrar evidencia de la ejecución de actividades).

El fabricante del material anticorrosivo debe presentarse en el sitio de la obra previo al inicio de los trabajos, con la finalidad de validar su producto y avalar los procedimientos de aplicación del contratista. El proceso de aplicación involucra las siguientes etapas:

• Preparación de la superficie. • Aplicación del recubrimiento. • Inspección.

2. Preparación de la superficie.

Este es el aspecto mas critico en el desempeño de los recubrimientos, por lo que será necesario extremar la vigilancia en la realización de esta operación y para ello se debe tomar en cuenta lo siguiente:




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Verificar el tipo de limpieza que corresponda, para el sistema de recubrimiento seleccionado. El grado de limpieza que especifique el fabricante debe corresponder con alguno de los grados mencionados en los criterios de aceptación. La humedad relativa debe cumplir con los parámetros especificados en el punto 3. La temperatura debe estar por lo menos 3 °C arriba del punto de roció. El perfil de anclaje cumpla las especificaciones del fabricante y avalado por el inspector. La preparación de la superficie a recubrir debe de cumplir con dos criterios: el grado de limpieza y el perfil de anclaje, los cuales deben ser especificados por el fabricante dependiendo de cada sistema de recubrimientos seleccionado.

1.1 Criterios de aceptación.

a) Grado de limpieza.- Se considera la superficie limpia y preparada por recubrirse, cuando no haya huellas de grasa, aceite, u otras substancias extrañas. Su aceptación es bajo criterio de examen visual según los patrones descritos en la siguiente tabla. La calificaron del grado de limpieza deben realizarse mediante comparación con patrones de limpieza reconocidos internacionalmente como por ejemplo: el comprador visual NACE TM 0175, con fotografías como el ISO 8501-1:1988 o el SSPC VIS 1-89.

b) Perfil de anclaje.- para comprobar que la profundidad del anclaje es la especificada, la superficie

preparada se debe comparar con la del patrón aceptado para cada sistema de recubrimiento utilizando la lámpara comparadora de anclaje. Además se pueden emplear también métodos de comparación directa del perfil de anclaje por medio de un rugosimetro de aguja o la medición indirecta del mismo mediante el uso de cinta replica y un micrómetro de yunque.

Requerimientos mínimos de aceptación para sistemas de recubrimientos epóxicos líquidos de altos

sólidos.

Requerimientos de resina base Propiedad Requerimiento físicos Método de prueba

Libre de contenido de isocianatos Sin isocianatos Gravedad especifica a 25° C 1.57 ± 0.10 ASTM D 1475 ó equivalente. Viscosidad brookfield a 25° C 465,000 ± 1000,000 centipoise ASTM D 1084 ó equivalente.

Requerimientos para endurecedor Libre de contenido de isocianatos Sin isocianatos Gravedad especifica a 25° C 1.05 ± 0.10 ASTM D 1475 ó equivalente. Viscosidad brookfield a 25° C 2,500 ± 500 centipoise ASTM D 1084 ó equivalente.

Requerimientos para epóxico curado. Resistencia dieléctrica a 23° C 15.75 V/µm (V/mil) mínimo ASTM D 149 ó equivalente. Resistencia volumétrica a 23° C 10 14 Ω-cm mínimo ASTM D 257 ó equivalente. Absorción de agua a 23° C 0.15 % máximo ASTM D 570 ó equivalente. Requerimientos mínimos de aceptación para recubrimientos epóxicos líquidos de altos sólidos aplicados

sobre acero. Dureza Shore D a 23° C 85 mínimo ASTM D 2240. Desprendimiento catódico 30 días a 95° C

30 mm φ máximo (1.18 pulg. φ máximo)

ASTM G 42 ó equivalente.

Flexibilidad Sin agrietamiento del polietileno ASTM D 638 ó equivalente. Resistencia al impacto a 23° C 2.5 J (22 pulg. lb) ASTM G 14 ó equivalente.




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Flexibilidad a 23° C 2.5 ° /pd CSA Z245.20, sección 12.11 ó equivalente

Elongación 9 % máximo ASTM D 638 ó equivalente. Resistencia a la Tensión 436.3 kg/cm2 (6,200 psi) mínimo ASTM D 638 ó equivalente. Absorción de agua (24 hrs.) 0.12 % máximo ASTM D 570 ó equivalente. Adherencia después de inmersión en agua caliente 24 horas a 95° C

2 CSA Z245.20, sección 12.14 ó equivalente.

Resistencia al desprendimiento a 23° C

140 kg/cm2 (2,000 psi) mínimo ASTM D 4541 ó equivalente.

Espesor total 700 a 1400 µm (27 a 55 mils) ASTM G-12 ó equivalente. Detección de discontinuidades 2,000 a 6,000 Volts (relativo al

espesor) NACE RP-0188 ó equivalente.

Requerimientos mínimos de aceptación para sistemas de recubrimientos a base de ceras de petróleo.

Requerimientos para ceras aplicadas en frío.

Propiedad Requerimiento físicos Método de prueba Punto de congelación. 66 °C mínimo ASTM D 938 ó equivalente. Gravedad especifica a 25° C 0.88 a 0.94 ASTM D 70 ó equivalente. Penetración de cono a 25° C 160 a 290 ASTM D 937 ó equivalente. Punto de flasheo 93 °C mínimo ASTM D 92 ó equivalente. Resistencia dieléctrica 4 V/µm (100 V/mil) ASTM D 149 ó equivalente.

Requerimientos para cinta y primario de cera. Punto de congelación. 57 a 68 °C ASTM D 938 ó equivalente. Gravedad especifica a 25° C 0.88 a 1.25 ASTM D 70 ó equivalente. Penetración de cono a 25° C 74 a 224 ASTM D 937 ó equivalente. Punto de flasheo 66 °C mínimo ASTM D 92 ó equivalente. Resistencia dieléctrica 4 V/µm (100 V/mil) ASTM D 149 ó equivalente.

Cinta. Punto de congelación del saturante. 63 a 71 °C ASTM D 938 ó equivalente. Espesor. 1,000 µm (40 mil) mínimo ASTM D 1000 ó equivalente. Punto de flasheo del saturante 60 °C mínimo ASTM D 92 ó equivalente. Resistencia dieléctrica 6.7 V/µm (170 V/mil) mínimo ASTM D 149 ó equivalente. Requerimientos mínimos de aceptación para recubrimientos a base de ceras microcristalinas de petróleo

aplicadas sobre tubería de acero. Espesor de recubrimiento en tubería, aplicación en frío.

1270 a 1770 µm (50 a 70 mils) ASTM G12 ó equivalente.

Resistencia al agua. Sin cambio a 25 °C (Color, ampollas, agrietamiento)

ASTM D 870 ó equivalente.

Absorción de agua. 0.2 % en 24 h ASTM D 570 ó equivalente. Adherencia. 4 A = muy buena (mínimo) ASTM D 3359, modificada ó

equivalente. Resistencia al impacto. 0.16 kg-m (mínimo) ASTM G 14 ó equivalente. Desprendimiento catódico. Ø 25.4 mm (1”) a 25 °C máximo. ASTM G 8 ó equivalente. Intemperismo Acelerado. 2000 h a 25 °C ASTM G 53 ó equivalente. Detección de defectos. 10,000 Volts NACE RP0274-98 ó equivalente. Cámara salina. 1000 horas (mínimo) ASTM B 117 ó equivalente.




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El grado de limpieza y el perfil de anclaje requeridos para un sistema de recubrimiento particular, debe especificarse en la hoja técnica del fabricante de dicho sistema. Para pronta referencia a continuación se indican las características generales de aceptación para los distintos grados de limpieza: La preparación de la superficie se puede realizar por diferentes métodos, entre los más comunes se encuentran limpieza manual, química o mecánica dependiendo de los requerimientos del sistema seleccionado. Limpieza manual. Limpieza manual (SSPC-SP2 o equivalente). La superficie por proteger debe quedar libre de óxidos, pintura, herradumbre y cualquier materia extraña que no se encuentre adherida al substrato metálico. Limpieza química. Limpieza química y/o con solvente (SSPC-SP1 o equivalente). Este tipo de limpieza es usada para remover contaminantes como aceites o grasa sobre la superficie del sustrato antes del tratamiento mecánico. Limpieza Mecánica.

a) Limpieza con abrasivo acabado a metal blanco (SSPC-SP5/NACE-1 o equivalente). La superficie por proteger debe quedar de color gris claro, metálico y uniforme. Debe quedar libre de óxidos, aceites, grasa, pintura, herrumbre, productos de corrosión y de cualquier materia extraña.

b) Limpieza con abrasivo acabado comercial (SSPC-SP6/NACE-3 o equivalente). La superficie a proteger debe de que dar de un color gris oscuro y no requiere de que sea uniforme debe de quedar con una apariencia similar a la descrita con la limpieza de acabado cercano a metal blanco, excepto de que las manchas se limitan a no mas del 33% por cada pulgada cuadrada de la superficie. Las manchas pueden consistir de ligeras sombras o decoloraciones de herrumbre. Este es el grado de limpieza mínimo recomendado para los recubrimientos de juntas de soldaduras en campo.

c) Limpieza con abrasivo tipo ráfaga (SSPC-SP7/NACE -4 o equivalente). Este tipo de limpieza considera la permanencia de herrumbre, óxidos, residuos de pintura fuertemente adheridos sobre al superficie por proteger.

d) Limpieza con abrasivo acabado cercano a metal blanco (SSPC-SP10/NACE -2 o equivalente). La superficie por proteger debe de tener la apariencia similar descrita en la limpieza de acabado a metal blanco, excepto que se aceptan áreas sombreadas o manchadas en la superficie a proteger, las manchas están limitadas a no mas del 5% por pulgada cuadrada de superficie.




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e) Limpieza con agua a presión (SSPC-SP12/NACE -5 o equivalente). Este tipo de limpieza remueve la presencia de substancias extrañas de la superficie que afecten la buena adherencia del recubrimiento, dependiendo de la presión de agua utilizada (de 34.5 MPa a 172 MPa) será el acabado y la apariencia de la superficie. Requisitos adicionales en la preparación de la superficie. Debe asegurarse que independientemente del método de limpieza seleccionado, el equipo, herramienta, accesorios, y materiales utilizados en la limpieza, no contaminen la superficie a proteger con polvo, aceites, grasas, sales o cualquier otro tipo de material extraño que provoque una falta de adherencia. Aplicación de Recubrimientos. El contratista o aplicador debe de contar con los procedimientos y equipos de aplicación que cumplan con los requerimientos especificados por el fabricante del recubrimiento seleccionado. Dicha aplicación en si misma incluye a la preparación de superficie, aplicación e inspección La aplicación del recubrimiento anticorrosivo debe ser aplicado en campo. Para aplicación en el campo, además de lo indicado en los procedimientos de aplicación del fabricante, el contratista debe de tomar en cuenta los siguientes requisitos:

• Tiempo máximo para recubrir en el campo. El tiempo máximo entre la limpieza y la protección de la superficie metálica depende de las condiciones climatologicas, pero nunca debe ser mayor de 4 horas.

• No se permite el uso del material de recubrimiento que este contaminado con sustancias extrañas o que no conserven sus propiedades físicas y químicas originales.

• Cada extremo de la tubería debe de quedar sin recubrir hasta una distancia de 30.48 cm. (1 pie) del extremo, para facilitar las maniobras, alineación y soldadura de juntas.

• En los accesorios cuando sea posible y las dimensiones lo permitan, cada extremo debe de quedar libre de recubrimiento como mínimo 15.24 cm. (6 pulgadas).

• Debe de proporcionar al personal de Petróleos Mexicanos las previsiones y cuidados del manejo de la tubería y/o sus accesorios, durante el proceso de aplicación del recubrimiento a fin de evitar daños al mismo conforme a las instrucciones y/o especificaciones del fabricante.

• El curado se debe de llevar a cabo conforme las especificaciones del fabricante del producto utilizado es decir, se deben respetar los tiempos de curado entre cada capa y capa.

• Se debe de poner extremo cuidado en el procedimiento de empate y compatibilidad del recubrimiento propuesto con el recubrimiento a base de alquitrán de hulla.

• Cuidados posteriores a la aplicación. La tubería recubierta no debe exponerse ala intemperie por periodos de tiempo que excedan los especificados por el fabricante, sin que el recubrimiento pierda sus propiedades protectoras.

• La distancia entre soportes o apoyos de la tubería recubierta no debe de exceder la distancia especificada por el fabricante, para evitar pandeo, deflexión y esfuerzos que provoque daños al recubrimiento.

El inspector debe de suspender las actividades de aplicación del recubrimiento cuando observe desviaciones a los procedimientos, no cumplimiento de los requerimientos de aplicación, así como, especificaciones o recomendaciones del fabricante.




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Restricciones en la aplicación. No se permitirá la aplicación del recubrimiento anticorrosivo si se presenta cualquiera de las condiciones siguientes:

a) El contratista o aplicador no cuenta o no cumple con los procedimientos y equipos correspondientes. b) Preparación de superficie inadecuada. c) Las condiciones de temperatura y humedad no son adecuadas. d) Medidas de seguridad, salud y protección ambiental inapropiadas.

Inspección del Recubrimiento. La inspección de los trabajos relacionados con el proceso de aplicación de un sistema de recubrimientos anticorrosivos debe de incluir la revisión de las tres fases: antes, durante, y después de la aplicación. Ver la siguiente tabla. La inspección de recubrimiento debe ser realizada por el contratista conforme a los procedimientos del fabricante del material anticorrosivo y con base a los requerimientos indicados en la siguiente tabla. Bajo la supervisión y validación de Petróleos Mexicanos. Lista de verificación para la aplicación de recubrimientos epóxicos líquidos de altos sólidos sobre tubería

de acero. Antes de aplicación Durante la aplicación Después de la aplicación

Número de componentes: 2 (Depende del fabricante, así como las porciones de mezcla) Vigencia y fecha de caducidad: 1 año, almacenado entre 15° C y 40° C, en área cubierta y sin humedad. Vida útil (pot life) una vez mezclados los componentes, para aplicar, se dispone de: 7 a 15 minutos. Preparación de la superficie: limpieza a metal grado Nace 2, SIS SA 2 ½, SSPC-SP10 ó equivalente. Perfil de anclaje 50-100 micrones (2-4 mils) La superficie del tubo debe estar seca previo a la aplicación del recubrimiento. Aplicar recubrimiento si es requerido en el procedimiento del

Humedad relativa: Máximo 90% y 3° C arriba del punto de condensación de humedad. Temperatura en superficie para aplicación: entre 10° C y 100 ° C. Número de capas: 2 o 3, aplicadas a intervalos no mayores a 20 minutos cuando 100° C o no mayor a 2 horas cuando a 23° C. Equipo air-less Graco Hydra-Cat para aplicación Spray. Rodillo cojinete cuando se usa la versión de aplicación manual. Se verifica espesor de película húmeda para garantizar 0.5 mm mínimo. Espesor máximo de aplicación de una pasada sobre superficie vertical de 1.0 a 1.25 mm.

Inspección visual: Comprobar cobertura adecuada y verificar espesores. Reposo: 4 horas a 23° C antes de manejar la tubería o tapar con relleno la zanja. Detección eléctrica de defectos: Con detector Holiday a máximo 100 volts por milésima. Exposición a intemperie de tubería recubierta: Recomendable cubrirla de los rayos del sol. Reparación de áreas: Se debe limpiar área y lijar antes de aplicar material, versión manual, para áreas menores. Para áreas mayores, se “rafaguea” con Sand-blast, seguido de cepillado para remover polvo, para proceder a aplicar con




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fabricante. Debe cumplir con los requerimientos especificados. Inspección visual de la superficie. Para el caso de los empalmes de los empalmes con el recubrimiento de alquitrán de hulla, deberá observarse la compatibilidad de los mismos.

equipo airless-spray. En ambos casos, sólo sobre superficie seca.

Lista de verificación para la aplicación de recubrimientos a base de ceras microcristalinas de petróleo.

Antes de aplicación Durante la aplicación Después de la aplicación Aplicación en frío. Verificar que en el interior de las latas de primario no exista agua ni polvo. Verificar la existencia y cantidad necesaria de primario, así como de cinta anticorrosiva y protección mecánica. Verificar que los materiales no se encuentren contaminados de polvo, arena, agua y cualquier otra sustancia extraña. No estibar más de 20 camas en latas de primario, no más de 10 camas en cajas de cintas de cera y no más de 15 camas en cajas de protector mecánico. Verificar que el ancho de los rollos tanto en cinta anticorrosiva con en protector mecánico sea el indicado para el diámetro de la tubería a cubrir. Seleccionar adecuadamente los materiales que componen el sistema de ceras microcristalinas de petróleo, de acuerdo con el tipo de tubería, ya que varían los sistemas para tubería enterrada y otro para tubería expuesta. Durante su almacenaje todos los

1. Limpiar la superficie metálica conforme a lo especificado al procedimiento de preparación de superficies SSPC-SP 2 ó equivalente. Si la superficie está mojada, quitar el exceso de agua con un trapo (o similar)

2. Efectuar inspección visual para ver puntos en donde se considere que aún se pueda eliminar alguno de los elementos indicados en el punto 1.

3. Si se considera necesario, repetir el punto 1, después de llevar a cabo el punto 2.

4. Aplicar manualmente una capa fina y transparente de primario en toda la superficie metálica a proteger. El exceso de aplicación no afecta el rendimiento del recubrimiento en su conjunto.

5. Efectuar inspección visual para asegurar que no existen superficies sin aplicación de cinta. Si este fuera el caso, proteger los huecos con “pedazos” de otro rollo del mismo material. Poner especial énfasis en la “panza” del tubo. La cinta para protección mecánica no requiere de tiempo de curado o secado.

6. Si se considera necesario, repetir el punto 4 en los sitios en donde la inspección visual indique falta de primario. El primario no

Realizar prueba de detección de defectos de acuerdo a la tabla de requerimientos mínimos de aceptación. Mantener cerradas las latas después de ser utilizadas solo si contienen primario y los rollos sobrantes tanto de cinta anticorrosiva como de protección mecánica, para evitar contaminación rellenar zanja teniendo cuidado de no golpear o dañar el recubrimiento con las herramientas, ya sea manuales o con pala mecánica. Los desechos de los materiales antes mencionados podrán desecharse en un basurero común, ya que no son biodegradables y no causan ningún daño al medio ambiente y el usuario o aplicador.




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materiales se deberá evitar el contacto directo con los rayos solares y el calor excesivo, así como conservarse en un lugar fresco y seco. Importante no aplicar ninguno de los sistemas anticorrosivos si no se cuenta con todos y cada uno de los materiales con los conforman.

requiere de tiempo de curado o secado.

7. Aplicar la protección anticorrosiva en forma espiral con un traslape mínimo de 1 pulg. (2.5 cms). En caso de existir recubrimiento anterior, se deberá efectuar un traslape con este de al menos 1 pie, para diámetros de hasta 10”, de 2 pies hasta 20”, y de 3 pies en diámetros mayores. La cinta anticorrosiva no requiere de tiempo de curado o secado.

8. Pasar la palma de la mano en los traslapes para “suavizar” estos, tratando de “expulsar” el aire que pudiera quedar atrapado en los mismos. Al terminar la aplicación de un rollo en su totalidad, traslapar el siguiente con el inmediato anterior en al menos 4 pulg. (10 cms.).

9. Repetir esta operación hasta proteger la superficie en su totalidad y, en caso de ser necesario, lograr el traslape con el recubrimiento anterior, tal y como se anotó en el punto 7, si este fuera el caso.

10. Efectuar inspección visual para asegurar que no existen superficies sin aplicación de cinta. Si este fuera el caso, proteger los huecos con “pedazos” de otro rollo del mismo material. Poner especial énfasis en la “panza” del tubo.

11. Aplicar la protección mecánica final alrededor del tubo, encima de la cinta anterior, y en forma espiral con un traslape mínimo de 1 pulg. (2.5 cms.). Esta cinta deberá cubrir completamente a la protección anticorrosiva previamente aplicada. La cinta de protección metálica no requiere de tiempo de curado o secado.




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Personal involucrado en la inspección. A continuación se mencionan los requerimientos que deben cumplir el Contratista y el personal de Petróleos Mexicanos involucrado en el proceso de inspección.

a) Contar con la experiencia suficiente y el conocimiento teórico para seleccionar y evaluar la calidad de los productos, materiales y equipos así como dominar las técnicas de aplicación.

b) Contar con los programas, normas, reglamentos, códigos, especificaciones y procedimientos aplicables a la especialidad.

c) El Contratista debe contar con los equipos e instrumentos de medición de los diferentes parámetros debidamente calibrados y certificados por un laboratorio en la materia.

d) El personal de Petróleos Mexicanos debe de contar con un programa o plan de inspección previamente elaborado con el fabricante y el contratista, que cubra todas las fases iniciando desde recepción y almacenaje de los productos hasta la fase final del curado.

Equipo de Inspección. El personal que realiza la inspección del recubrimiento, debe de seguir las recomendaciones de uso del equipo correspondiente y las condiciones operativas que le permitan verificar los parámetros especificados para el material anticorrosivo. Trabajos de inspección. El contratista o aplicador en coordinación con el inspector deben de efectuar los muestreos, revisiones y/o pruebas que sean necesarios para que se garantice que el sistema de recubrimientos anticorrosivo cumple con las recomendaciones y especificaciones estipuladas por el fabricante. Antes de la aplicación se debe de verificar lo siguiente: Materiales. La superficie de la tubería debe de cumplir con los parámetros especificados de acuerdo al recubrimiento por aplicarse. El abrasivo de limpieza debe de ser del tipo, contenido de sales y granulometría especificado para cada sistema de recubrimiento. Verificar que la profundidad del perfil de anclaje y grado de limpieza sean las especificadas para el recubrimiento por aplicar. Materiales para recubrimientos. Se deben de verificar que los materiales para recubrimientos sean los especificados por el usuario o diseñador en la ingeniería del proyecto, conforme a dimensiones, cantidad y que dichos materiales no hayan caducado para cuando vayan a ser aplicados. Dichos componente deben de ser del mismo sistema por aplicar y una vez hecha dicha mezcla se observen con detalles los tiempos de caducidad de los componentes mezclados, además de estar




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debidamente identificados y que los contengan los procedimientos de aplicación y las condiciones de almacenamiento de acuerdo a las especificaciones del fabricante. Equipos e Instalaciones. El inspector debe de verificar que los equipos e instalaciones del contratista o aplicador sean los adecuados para el tipo de recubrimiento y sea el especificado por el fabricante, los cuales deben de estar en óptimas condiciones de operación, con los instrumentos funcionando correctamente y con las condiciones de trabajo de seguridad, salud, y protección del medio ambiente adecuadas. Personal. El inspector debe de verificar que el personal participante en la aplicación del recubrimiento tenga los conocimientos y experiencia sobre el sistema anticorrosivo a aplicar, este capacitado y autorizado por el fabricante para realizar la aplicación, así como disponer de los equipos de seguridad necesarios para el trabajo. Además de lo antes mencionado debe de cumplirse con lo especificado en los apartados de Preparación de la Superficie. Durante la aplicación del recubrimiento se debe de verificar lo siguiente:

Temperatura, tiempos de curado y secado deben de ser especificados por el fabricante y como verificar la homogeneidad en las diferentes capas del recubrimiento.

En el caso de cintas debe checar que la tensión de aplicación sea correcta y que los traslapes se lleven a

cabo con lo especificado.

Se debe de verificar el espesor de la película humedad. Después de la aplicación del recubrimiento.

El contratista debe de realizar, con el detector, una inspección de discontinuidad eléctrica de todo recubrimiento exterior aplicado a la tubería, para localizar fallas como son: partes sin revestimientos, picaduras, grietas, y discontinuidades. Cualquier falla detectada o no cumplimiento de los requerimientos deben de ser marcados en forma visible y registrada para proceder a su reparación.

El espesor del recubrimiento debe de ser inspeccionado de acuerdo a sus especificaciones técnicas y

dependiendo del material de recubrimiento utilizado.

El número de capas y espesor de película cumplan con las especificaciones del sistema.

El contratista debe de mostrar evidencia de los resultados de las pruebas especificadas para el sistema de recubrimiento aplicado sobre la tubería, mediante las cuales se compruebe que el recubrimiento cumple con las especificaciones correspondientes, sin ser limitado, entre otras :

• Adherencia. • Curado. • Espesor de película.




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• Apariencia del producto después de aplicado. • Continuidad de película.

Rehabilitaciones del recubrimiento exterior de ductos. El sistema de recubrimiento que se utiliza en la rehabilitación debe de ser compatible con el recubrimiento existente, además de soportar un potencial máximo de polarizacion lo más cercano posible al del recubrimiento existente, dichas rehabilitaciones se deben de realizar conforme al procedimiento y equipo propuesto por el fabricante del material anticorrosivo. En el caso de la tubería en rehabilitación, juntas parches, se debe de tomar en cuenta que los residuos o, materiales usados no dañen el entorno ecológico (suelo, aire, agua, animales, etc.) para lo cual el recubrimiento seleccionado y el tipo de aplicación se deben de apegar a las regulaciones locales, estatales, o federales en la materia de protección ambiental. Esta responsabilidad compete al fabricante, contratista o aplicador y al inspector. La Cía. contratista deberá llevar un registro de las reparaciones efectuadas a las tuberías en rehabilitación. Evaluación de los sistemas de recubrimientos. En todos los casos, los sistemas de recubrimientos deben de ser sometidos a una evaluación que involucré tres etapas generales: Respaldo documental, pruebas de laboratorio y pruebas de campo el recubrimiento será rechazado en caso de no cumplir con este requisito o si los resultados de la evaluación no son plenamente satisfactorios. Petróleos Mexicanos puede en un momento determinado corroborar la información entregada por el fabricante o proveedor mediante una muestra del material suministro la cual enviara con un laboratorio acreditado, y de no cumplir con lo especificado en los requerimientos mínimos de aceptación para el material correspondiente será rechazado independientemente de que el proveedor haya entregado la evidencia que soporte el cumplimiento de la especificación. Respaldo documental. El personal de Petróleos Mexicanos debe de revisar y analizar la información técnica de respaldo referente a las especificaciones, control de calidad y funcionalidad del sistema de recubrimiento. Esta información y las evidencias documentales deben de ser proporcionadas por el fabricante o contratista. La información debe de incluir lo siguiente: Especificaciones

• Tipo genérico. • Descripción y número de componentes. • Porcentaje de sólidos en volumen. • Durabilidad estimada del sistema. • Espesor de capa seca, numero de capas y rendimiento teórico. • Relación de mezcla y tiempo de vida útil de la mezcla.




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• Tiempo de caducidad. • Contenido de compuestos orgánicos volátiles. • Temperatura de aplicación de servicio. • Preparación de superficie requerida. • Porcentaje de humedad relativa en la aplicación. • Equipos de aplicación. • Apariencia del producto disponibilidad de colores. • Aspectos de seguridad, salud y protección ambiental. • Aspectos de mantenimiento y /o rehabilitación. • Aspectos de almacenamiento y manejo. • Control de calidad. • El fabricante debe de proporcionar un certificado actualizado en el que garantice que sus productos

cumplen con lo requerimientos mínimos de aceptación especificados. Funcionalidad del sistema. El fabricante debe proporcionar evidencias de los resultados históricos del desempeño en el campo del sistema de recubrimiento propuesto, indicado entre otros aspectos los siguientes:

• Subsidiarias Dependencias o Compañías donde se aplico el sistema. • Tipo de instalaciones protegidas. • Condiciones de exposición y servicio de las instalaciones protegidas. • Especificaciones del sistema aplicado. • Lugar y fecha de aplicación y seguimiento del sistema. • Mantenimiento y rehabilitación del sistema.

Evaluación de laboratorio. El fabricante o contratista debe de contar con la evidencia de las pruebas de control del sistema de recubrimiento aplicado a la tubería, indicando invariablemente, los resultados, parámetros de aceptación así como los métodos de prueba correspondientes, incluyendo el laboratorio, fecha, y lugar donde se realizaron. Lo anterior para confirmar la información técnica de respaldo. Evaluación en el campo. El fabricante o contratista debe de contar con la evidencia del sistema de recubrimiento, bajo condiciones de exposición similares a las de la tubería por proteger. La evidencia debe de incluir como mínimo lo siguiente:

• Datos de la instalación (diám, long, enterrada, interfase, etc.) • Tipo de recubrimiento. • Dependencia a cargo de la instalación. • Fecha de aplicación. • Resultados de desempeño. • Registros de seguimientos. • Anexos (fotos, cartas de satisfacción de clientes, pedidos, etc.)




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El personal de Petróleos Mexicanos debe de contar para cada tubería enterrada y/o sumergida con los documentos generados durante la preparación y aplicación del sistema de recubrimientos seleccionado. El personal Petróleos Mexicanos debe de contar con los registros de seguimientos de comportamiento posterior a la aplicación de un sistema de recubrimientos. Los documentos deben de estar bajo resguardo y a disposición de la jefatura del centro de trabajo correspondientes. Los registros y documentos deben de incluir como mínimo lo siguiente:

• Los resultados de las pruebas de laboratorio. • Los resultados de las pruebas de campo. • Especificaciones de los recubrimientos anticorrosivos utilizados. • Contratos de obra publica. • Planos y croquis de localización de la tubería enterrada y/o sumergidas intervenidas. • Programa de mantenimiento posterior a la aplicación del sistema (programa recomendado por la Cía.

fabricante del recubrimiento epóxico líquido de altos sólidos y validados por la Cía. Certificadora). El criterio de selección para el empleo de los recubrimientos seleccionados para este trabajo son: Las ceras microcristalinas de petróleo serán empleadas en lugares donde el acceso al punto de rehabilitación sea de difícil acceso ya que solo requiere limpieza manual y puede ser aplicado en sustratos con temperatura de rocío. Los epóxicos líquidos de altos sólidos, por su mayor anclaje en superficies será aplicado en los puntos de rehabilitación donde se pueda aplicar limpieza a metal blanco y se tengan las condiciones requeridas para su aplicación. Se pagara por ML de tubería recubierta. CONCEPTO No 109.- MANEJO, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE LODOS ACEITOSOS. Los sedimentos y/o residuos generados o arrastrados durante la corrida de diablo (instrumentado, geoposicionador, geometra y de limpieza mecánica) y depositados en la cubeta de recibo, deben trasvasarse a depósitos adecuados para su transporte de tal manera que se evite derramar el residuo en el suelo, ya de presentarse esta situación el contratista estará obligado efectuar en forma inmediata la restauración y en su caso la remediación del mismo, el material generado por esta actividad, se le debe dar el mismo trato que los residuos de la corrida de diablo. Los envases mencionados en el punto anterior deben estar perfectamente rotulados, indicando el tipo de residuo que se esta envasando. Esta actividad y las anteriores deben ser desarrolladas por el contratista bajo la estricta supervisión del personal de PGPB. Inmediatamente después de realizar cada una de las corridas de diablo y haber envasado el residuo generado por esta actividad en forma adecuada, el contratista deberá trasladar los contenedores a un almacén temporal de residuos previamente instalado por el contratista, acorde a la normatividad vigente.




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El traslado de los residuos al almacén temporal, generados en las instalaciones de PGPB, debe realizarse de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente, debiendo tramitar el permiso de transporte de los mismos. La responsabilidad del buen manejo de los residuos durante el traslado será del contratista, quien debe responder ante quien corresponda sobre el manejo inadecuado de estos. Al llegar al almacén temporal y antes de depositar los contenedores con los residuos en dicha área, el contratista procederá a pesar los residuos y a registrarlos en la bitácora. Los residuos depositados en el almacén temporal, generados como resultado de las actividades del contrato integral no deberán permanecer por más de 6 meses en ese lugar, esto de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente. Los residuos generados por la limpieza química por su volumen de generación deberán ser dispuestos en forma inmediata y definitiva, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición. El contratista debe disponer en forma definitiva los residuos generados por las actividades del contrato integral, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición. Esta partida se pagara por Kg. CONCEPTO No 110.- MANEJO, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE BASURA CONTAMINADA CON HIDROCARBUROS. Los sedimentos y/o residuos generados o contaminados por los trabajos relacionados con la corrida de diablo (instrumentado, geoposicionador, geometra y de limpieza mecánica) y Rehabilitación de los ductos, deberán depositarse y trasvasarse a depósitos adecuados para su transporte de tal manera que se evite derramar el residuo en el suelo, ya de presentarse esta situación el contratista estará obligado efectuar en forma inmediata la restauración y en su caso la remediación del mismo, el material generado por esta actividad, se le debe dar el mismo trato que los residuos de la corrida de diablo. Los envases mencionados en el punto anterior deben estar perfectamente rotulados, indicando el tipo de residuo que se esta envasando. Esta actividad y las anteriores deben ser desarrolladas por el contratista bajo la estricta supervisión del personal de PGPB. Inmediatamente después de realizar cada una de las corridas de diablo y actividades relacionadas con la rehabilitación de los ductos se envasara el residuo generado por esta actividad en forma adecuada, el contratista deberá trasladar los contenedores a un almacén temporal de residuos previamente instalado por el contratista, acorde a la normatividad vigente. El traslado de los residuos al almacén temporal, generados en las instalaciones de PGPB, debe realizarse de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente, debiendo tramitar el permiso de transporte de los mismos. La responsabilidad del buen manejo de los residuos durante el traslado será del contratista, quien debe responder ante quien corresponda sobre el manejo inadecuado de estos.




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Al llegar al almacén temporal y antes de depositar los contenedores con los residuos en dicha área, el contratista procederá a pesar los residuos y a registrarlos en la bitácora. Los residuos depositados en el almacén temporal, generados como resultado de las actividades del contrato integral no deberán permanecer por más de 6 meses en ese lugar, esto de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente. El contratista debe disponer en forma definitiva los residuos generados por las actividades del contrato integral, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición. Esta partida se pagara por Kg. CONCEPTO No 111.- SUMINISTRO DE RECIPIENTES PARA RECOLECCIÓN DE RESIDUOS PELIGROSOS TAMBOS HERMÉTICOS PARA R.P. Los recipientes para recolección de residuos peligrosos deberán ser tambos herméticos y adecuados para su transporte y la contención de hidrocarburos, de tal manera que se evite derramar el residuo en el suelo, con una capacidad de 200 lts. Los envases mencionados en el punto anterior deben estar perfectamente rotulados, indicando el tipo de residuo que se esta envasando. Lo anterior en apego a la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente (LGEEPA), su Reglamento en Materia de Residuos Peligrosos y la Norma Oficial Mexicana No. NOM-003-SCT-200. Se pagara por pieza. CONCEPTO No 112.- MANEJO, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE FIBRA Y ESMALTE. Las fibras y esmaltes generados por los trabajos relacionados con la rehabilitación de los ductos, deberán depositarse y trasvasarse a depósitos adecuados para su transporte de tal manera que se evite esparcir el residuo en el suelo, ya de presentarse esta situación el contratista estará obligado efectuar en forma inmediata la restauración y en su caso la remediación del mismo, el material generado por esta actividad, se le debe dar el mismo trato que los residuos de la corrida de diablo. Los envases mencionados en el punto anterior deben estar perfectamente rotulados, indicando el tipo de residuo que se esta envasando. Esta actividad y las anteriores deben ser desarrolladas por el contratista bajo la estricta supervisión del personal de PGPB. Inmediatamente después de realizar cada una de las corridas de diablo y actividades relacionadas con la rehabilitación de los ductos se envasara el residuo generado por esta actividad en forma adecuada, el contratista deberá trasladar los contenedores a un almacén temporal de residuos previamente instalado por el contratista, acorde a la normatividad vigente.




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El traslado de los residuos al almacén temporal, generados en las instalaciones de PGPB, debe realizarse de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente, debiendo tramitar el permiso de transporte de los mismos. La responsabilidad del buen manejo de los residuos durante el traslado será del contratista, quien debe responder ante quien corresponda sobre el manejo inadecuado de estos. Al llegar al almacén temporal y antes de depositar los contenedores con los residuos en dicha área, el contratista procederá a pesar los residuos y a registrarlos en la bitácora. Los residuos depositados en el almacén temporal, generados como resultado de las actividades del contrato integral no deberán permanecer por más de 6 meses en ese lugar, esto de acuerdo a la Legislación Ambiental vigente. El contratista debe disponer en forma definitiva los residuos generados por las actividades del contrato integral, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición. Esta partida se pagara por Kg. CONCEPTO No 113.- MANEJO, TRANSPORTE, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL ASÍ COMO DE RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS POR MEDIO DE PIPAS CON BOMBA DE VACIÓ PARA EL PRODUCTO DE CORRIDAS DE DIABLO. Cuando los sedimentos y/o residuos generados o arrastrados durante la corrida de diablo (instrumentado, geoposicionador, geometra y de limpieza mecánica) y depositados en la cubeta de recibo, que por su volumen no pueda ser manejado en tambos herméticos, se usaran pipas con bomba de vació para la succión de estos, su transporte y trasvasarse a depósitos adecuados, de tal manera que se evite derramar el residuo en el suelo, ya de presentarse esta situación el contratista estará obligado efectuar en forma inmediata la restauración y en su caso la remediación del mismo, el material generado por esta actividad. Lo anterior en apego a la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente (LGEEPA), su Reglamento en Materia de Residuos Peligrosos y la Norma Oficial Mexicana No. NOM-003-SCT-200. Inmediatamente después de realizar cada una de las corridas de diablo y haber succionado el residuo generado por esta actividad en forma adecuada, el contratista deberá trasladar los líquidos y lodos recuperados para ser dispuestos en forma inmediata y definitiva, considerando para tal fin, la contratación de una compañía especializada y con registro de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) vigente, para lo cual debe entregar una copia de dicho registro al personal de PGPB. La compañía contratada para la disposición final de los residuos debe entregar a PGPB el manifiesto de dicha disposición. La pipa de succión solicitada será de 10,000 litros. La unidad de pago será por unidad de Servicio, lo cual incluye el movimiento del equipo a las trampas de recepción, la succión de los líquidos y lodos y su traslado al confinamiento final. CONCEPTO No 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120 Y 121.- SUMINISTRO DE CAMISA DE ACERO AL CARBON MODELO SPLIT+SLEEVE PARA ELIMINAR FUGAS DE 36” D.N., 30” D.N., 24” D.N., 20” D.N., 16” D.N., 12” D.N., 8” D.N. Y 4” D.N.




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Suministro de camisa de acero al carbón modelo Split+Sleeve para eliminar fugas en tuberías de transporte de hidrocarburos con una área de sello entre empaques y una longitud acorde a la tabla de especificaciones siguientes:

Especificaciones de las Split+Sleeve Longitudes Estándar

Presión de trabajo de 1000 PSI, y probada a 1500 PSI Diámetro Nominal Área de sello entre empaques Longitud de la envolvente 4 5 ¼ 8 ½ 8 5 ¼ 10 12 5 ½ 10 ½ 16 8 14 20 8 14 24 8 14 30 8 14 36 8 14 ¼ Dimensiones en pulgadas

La envolvente deberá ir complementada y acompañada de lo siguiente:

- Empaque de buna-n seriado, codificado y asegurado con dedos retenedores para evitar su desplazamiento durante la instalación.

- Bisel longitudinal y en los extremos para instalación definitiva de acuerdo con API 1107 ultima edición. - Tapón de alivio de ½” - Prueba hidrostática a 1 ½ veces de la presión máxima de operación - Materiales de acero al carbón A-216 WCC - ANSI Clase 600 # - Rango de temperatura -20 °F a 250 °F - Tornillos A-193 gr B7 - Tuercas A-194 gr 2H - Instructivo para su instalación y mantenimiento con procedimientos de soldadura.

La unidad de pago será por pieza suministrada CONCEPTO No 122, 123, 124, 125, 126, 127, 128 Y 129.- SUMINISTRO DE TDW STOPPLE FITTING DE 36” X 36” D.N., 30” X 30” D.N., 24” X 24” D.N., 20” X 20” D.N., 16” X 16” D.N., 12” X 12” D.N., 8” X 8” D.N. Y 4” X 4” D.N. Los TDW Stopple Fitting serán suministrados a petición escrita de Pemex Gas y Petroquímica Básica y se surtirá, juego por diámetro, debiendo cumplir con los siguientes requerimientos de cantidad y especificación por diámetro solicitado.

1. Un TDW Stopple fitting, presión máxima permitida de 1480 PSI, ASME code B31.4, Temperatura máxima de operación -20 °F a 100 °F, factor de diseño 0.72.

2. Un LOCK-O-RING plug con Scarfed Nipple, ASME Clase 600 #, incluye O-Rings esféricos de Buna-N

3. Una brida ciega, ASME Clase 600 #, RF, presión máxima permitida de 1480 PSI, ASME code B31.4, Temperatura máxima de operación -20 °F a 100 °F, factor de diseño 0.72.

4. Juego de tornillos A-193 gr B7 y Tuercas A-194 gr 2H. (El numero de espárragos y longitud de




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los mismos deberá de cumplir con las especificaciones para cada diámetro a suministrar). 5. Dos juntas RF flexitalic, clase 600 #. 6. Un THREAD-O-RING fitting de 2”, máxima presión de operación de 3600 psi, máxima

temperatura de operación de 180 °F 7. Dos Elementos sellantes del equipo obturante de acuerdo al espesor del punto del ducto a

intervenir. La unidad de pago será por juego suministrado. CONCEPTO No 130, 131 Y 132.- SUMINISTRO E INSTALACION DE TRAMPA DE RECIBO Y ENVIO DE DIABLOS, PARA DUCTOS DE 24" D.N., 16” D.N. Y 12” D.N. Las trampas serán suministradas a petición escrita de Pemex Gas y Petroquímica Básica y deberán cumplir con los siguientes requerimientos. TRAMPA DE ENVIO/RECIBO DE DIABLOS. A: Cubeta envío y recibo. D = 4” + d Donde: D = diámetro nominal de la cubeta envío/recibo en pulgadas. d = diámetro nominal de la tubería principal en pulgadas. B: Línea de pateo. C: Línea de balance 4” de diámetro. D: Línea igualadora de presión 2” de diámetro. E: Directo (control de presión). F: Desfogue 4” de diámetro. G: PSV para liberar la presión por expansión térmica. H: Indicador de presión. I: Junta aislante monolítica. J: Línea de venteo 1” de diámetro. K: Indicador de paso de diablo. 01: Tapa de apertura y cierre rápido para recibo o envío de diablos. 02: Reducción excéntrica lado recto hacia abajo. 03: Válvulas esféricas. 04: Tee recta guiada para diablos5 Soportes “guías”. 06: Soportes “anclaje”.




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TUBERÍA. En instalaciones nuevas se debe utilizar tubería de especificación API STD 5L grados X-42 hasta X-80 con costura longitudinal recta, construida con el proceso de soldadura de doble arco sumergido, expandida en frío, radiografiada al 100% toda la costura y probada hidrostáticamente. En tuberías existentes usar la misma especificación. Tolerancias de espesor de pared API STD 5L para grados X-42 hasta X-80.

Diámetro nominal Tolerancia de espesor % 7,62 cm. (3”) a 45,72 cm. (18”)

50,8 cm. (20”) y mayores -12.5 a +15 -8 a +19.5

Tolerancia en diámetro exterior (DE) de tubería API STD 5L para grado X-42 hasta X-80.

A B

C

D

H F

G

J

H

01 02

03

03

03 03 03

Ø Cabezal 18” y menores 20” hasta 30” 32” y mayores

06 06

Ø directo 4” 6” 8”




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Extremos (10.16 cm. de longitud) El resto de la longitud

Diámetro nominal 25.4 cm. (10”) y

menores 30.48 cm. (12”) y

mayores

Tolerancia en DE -0.4 a +1.6 Mm.

-0.8 a + 2.4 Mm.

Diámetro nominal 5.08 cm. (2”) a 45.72

cm. (18”) 50.8 cm. (20”) a 91.44cm (36”)

más de 91.44 cm. (36”)

Tolerancia en DE ( 0.75%

- 0.25% a + 0.75% -3 a + 6.4 Mm.

El diámetro nominal y espesor requerido de la tubería debe mantenerse a lo largo de todo su trayecto, de igual manera debe asegurarse el alineamiento entre la unión de tubos y conexiones. Esto con la finalidad de evitar escalones internos en la tubería que ocasionen obstrucción al paso del diablo. PRESIÓN DE DISEÑO: en ductos, se deben aplicar las fórmulas de diseño según códigos ASME/ANSI B 31.8 y B31.4; en donde intervienen varios factores como la resistencia mínima especificada a la cedencia, el diámetro exterior de la tubería, el espesor de pared nominal, el factor de diseño para la clase de localización (gas), el factor de unión por soldadura longitudinal y el factor por temperatura. CLASE DE LOCALIZACIÓN.- (Factor de diseño sólo para gasoductos) El criterio de diseño para ductos en clase de localización 1se basa en la experiencia operacional de tuberías de gas a niveles de operación que no excedan las recomendaciones de códigos ASME ANSI B 31.8 para gas natural y gas amargo; B 31.4 para gas licuado de petróleo. Los factores de diseño F básicos deben utilizarse de la siguiente manera:

Clase de localización

Factor de diseño (B 31.8)

1 2 3 4

0.72 0.60 0.50 0.40

Clase 1.- Se aplicará a cualquier sección sobre el DDV que en 1.6 kilómetros de longitud por 200 metros de ancho, tenga 10 o menos construcciones ocupadas por personas; y en donde existan lugares desérticos, montañas, áreas pobladas pero separadas como basureros, pastizales y áreas de cultivo. Clase 2.- Se aplicará a cualquier sección sobre el DDV que en 1.6 kilómetros de longitud por 200 metros de ancho, tenga entre 10 y 46 construcciones ocupadas por personas; y se aplicará para lugares poblados en el intermedio de la Clase 1 y la Clase 3 tales como franjas alrededor de ciudades y centros de población, áreas industriales, ranchos y pueblos. Clase 3.- Se aplicará a cualquier sección sobre el DDV que en 1.6 kilómetros de longitud por 200 metros de ancho, tenga más de 46 construcciones ocupadas por personas con excepción de lo indicado para la Clase 4 y en donde existan lugares de desarrollo suburbano, centros comerciales, áreas residenciales y otras áreas pobladas. Clase 4.- Se aplicará donde las construcciones sean densas y firmes de tres o más pisos, donde el tráfico sea pesado o denso y donde existan diversas actividades comerciales e industriales y otras muy variadas en donde esté la población más concentrada.




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ARREGLO TÍPICO DE INDICADOR DE PRESIÓN.

1. Cabezal o cubeta de trampa (vea especificación de la tubería) 2. Nipolet® de 1” Ø - 6000# ANSI, 3 ½” de longitud cédula 160, acero al carbono ASTM-A-105, extremo plano, dimensiones según ANSI/ASME B 16.11. 3. Válvula de compuerta de 1” Ø clase 600/800# ANSI. (Vea especificación de válvulas) 4. Niple extremos planos sin costura, 1” Ø x 3” de longitud, cédula 160, acero al carbono ASTM A-106 grado B. 5. Tee recta caja para soldar de 1” Ø clase 6000# ANSI, acero al carbono ASTM-A-105 (vea especificación de conexiones). 6. Niple extremos roscado y plano respectivamente, sin costura, de 1” Ø por 3” de longitud, cédula 160, acero al carbono ASTM-A-106 grado B. 7. Tapón cachucha con rosca NPT, de 1” Ø, clase 6000# ANSI, acero al carbono ASTM-A-105. 8. Reducción swage de 1” Ø por ½” Ø, extremos planos, clase 6000# ANSI, cédula 160, acero al carbono ASTM-A-106 grado B. 9. Cople de ½” Ø, clase 6000# ANSI, con un extremo de caja para soldar y otro roscado NTP, de acero al carbono ASTM- A- 105. 10. Indicador de presión con rango de 0 a 110 Kgf/cm2, con rosca macho NPT de ½” Ø

TAPA (CHARNELA) DE APERTURA Y CIERRE RÁPIDO PARA RECIBO O ENVÍO DE TRAMPA DE DIABLOS. Instalar charnela de acero al carbono ASTM A 105, con placa para la puerta ASTM A 515 grado 70, según requerimientos de ASME Sección VIII División 1 sección GD-35 y estándar NACE MR-01-75 clase 600# ANSI; soldable directamente a tubería API STD 5L grados de X-42 hasta X-80; diámetro interior igual a tubería de la cubeta. Material del sello, nitrilo con dureza shore de 75 grados, rango de temperatura de -50 a 220°C, puerta para acceso horizontal, con doble pivote y rodamientos lubricados, de operación de cierre y apertura rápida (máximo 60 segundos) abatimiento de 180 grados, hacia la izquierda o derecha, sello hermético. Que Incluya dispositivos de seguridad (interlock) para prevención por apertura inadvertida antes de que la cubeta sea despresurizada.

1

2

3

4

57

9

1

3

4 68




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CONEXIONES. Conexiones para soldar a traslape de 1,27 cm. (1/2”Ø) a 5,08 cm. (2” Ø) de diámetro, dimensiones de acuerdo al código ANSI B16.11, clase 6000# ANSI, cédula 160, acero al carbono forjado ASTM A-105.

Conexiones de caja para soldar a traslape y roscadas de 1,27 cm. (1/2”Ø) a 5,08 cm. (2” Ø) de diámetro dimensiones de acuerdo al ANSI B16.11, clase 6000# ANSI, acero al carbono forjado ASTM A-105.

CODO DE 90. TEE RECTA SOCKOLET

COPLE TAPÓN CACHUCHA COPLE CON UN

ROSCA NPT ACERO EXTREMO DE CAJA AL CARBONO FORJADO PARA SOLDAR Y EL ASTM A-105 OTRO ROSCADO.

Se prohíbe el uso de conexiones roscadas tales como: tuercas unión, reducciones bushing y tapones huecos. CONEXIONES BISELADAS PARA SOLDAR A TOPE DE 3 A 48 PULGADAS DE DIÁMETRO NOMINAL, FABRICADAS BAJO ESTÁNDAR MSS SP 75

Diámetro nominal

Codo 90° radio largo

Ver nota

Reducción Concéntrica Ver nota 2

Reducción Excéntrica Ver nota 3

Tee Reducida

Tee Recta

Ver nota 4

Tee Recta con

guías para diablos

Weldolet




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1

De 7.62 cm. (3”) a 50.80 cm.

(20”)

Material acero al carbono API Grado WPHY X-42 hasta X-80 sin costura, extremos biselados. El grado y espesor corresponden al de la tubería seleccionada.

De 55.88 cm. (22”) y

mayores

Material acero al carbono API Grado WPHY X-42 hasta X-80 con costura, extremos biselados. El grado y espesor de pared corresponden al de la tubería seleccionada.

Material de acero al carbono ASTM A-105 para utilizarse en tubería API STD 5L grado X-42 hasta X-80. Para el grado X-80 usar material de acero al carbono que cumpla con MSS SP-75 para un esfuerzo a la tensión mayor o igual a 80 Kpsi. Especificar diámetro nominal y espesor de pared del cabezal y ramal.

APROBACIÓN DE ESTA ESPECIFICACIÓN. Esta especificación de sistemas de tuberías para trampas modernas de envío y recibo de diablos (TERD) tiene aplicación y carácter obligatorio en instalaciones de Petróleos Mexicanos donde existan trampas de envío y recibo, cuando se emitan bases técnicas, proyecto, diseño y construcción de TERD nuevas, y/o en reparaciones, modificaciones y ampliaciones de trampas de envío y recibo (TERD) existentes. Las TERD que actualmente están en operación, proyectadas y construidas con diseños anteriores se consideran que están dentro de especificación mientras cumplan con el diseño original; cuando se sustituyan o reemplacen algunos de sus componentes, deben apegarse a lo que establece esta especificación. Esta especificación es una revisión nueva y actualizada y aplicará a partir de la fecha de su aprobación.

TEE recta

Guía

En las Tees rectas donde se tenga paso de diablos deben instalarse 3 barras redondas (4”-8” de 13 mm; 10”-20” de 19 mm; 22” y mayores de 25 mm) soldadas; que harán la función guía para asegurar el paso del diablo y no se atore “por cabecear” en la Tee.

Asegurarse de conservar el mismo diámetro interior y alineación de la Tee y tubería, para garantizar el paso del diablo.

Por ningún motivo se debe permitir: a) Usar diferentes espesores en la Tee y la tubería que origine un escalón y como consecuencia una disminución en el diámetro interior b) Desalineamiento que origine un escalón entre la pared de la tubería y la Tee. En los casos antes mencionados, se corre el riesgo de obstruirse el paso del diablo en estos accesorios.




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TIPO DE VALVULAS

DIÁMETRO VALVULAS 25,4 Mm. (1

pulg.)a 50,8 Mm. (2

pulg.)

Válvulas de compuerta: clase 600/800# ANSI, extremos de caja para soldar, volante fijo, bonete bridado, vástago ascendente, cuña sólida, cuerpo de acero al carbono ASTM A-105; internos 13% cromo (AISI- 410), asientos con caras endurecidas con stellite 6, código API 600 trim 5.

101,6 Mm. (4 pulg.)a

152,4 Mm. (6 pulg.)

Válvulas esféricas: clase 600# ANSI, medio cuerpo y extremos soldables según ANSI B16.25 (de acuerdo al espesor y grado de la tubería), con apertura y cierre rápido de un cuarto de vuelta, operada manualmente con maneral, con esfera de paso completo y continuado (con diámetro interior de paso igual al de la tubería) de material de acero inoxidable tipo 410 con superficie endurecida con stellite 6 y montada sobre muñones, asientos de acero inoxidable tipo 410 con caras endurecidas con stellite 6, cuerpo de acero al carbono ASTM A-216 grado WCB. De acuerdo a especificaciones API 6D, ANSI B16.5

203,2 mm (8 pulg.)a

121,92 cm. (48 pulg.)

Válvulas esféricas: clase 600# ANSI, medio cuerpo y extremos soldables según ANSI B16.25 (de acuerdo al espesor y grado de la tubería), con apertura y cierre rápido de un cuarto de vuelta, operada manualmente mediante caja de engranes, con esfera de paso completo y continuado (con diámetro interior de paso igual al de la tubería) de material de acero inoxidable tipo 410 con superficie endurecida con stellite 6 y montada sobre muñones, asientos de acero inoxidable tipo 410 con caras endurecidas con stellite 6, cuerpo de acero al carbono ASTM A-216 grado WCB. De acuerdo a especificaciones API 6D y dimensiones según ANSI B16.5 Las válvulas de 10” de diámetro nominal y mayores deben estar colocadas sobre un soporte metálico o de concreto armado que sirva para cargar exclusivamente el peso de la válvula; como se indica en el dibujo.

101,6 mm. (4pulg) a

304 mm. (12 pulg.)

Clase 600# ANSI, extremos soldables, vástago y volante ascendente, yugo estándar, bonete soldado, cuerpo de acero al carbono ASTM A-216 Grado WCB, internos 13% cromo (AISI- 410), disco libre, asientos con caras endurecidas con stellite 6B, código API 600 trim 8.

ARREGLO DE PSV (VÁLVULA DE SEGURIDAD) 1. Cabezal o cubeta de trampa (vea especificación de la tubería). 2. Nipolet®.- De 2” Ø clase 6000# ANSI, 3 ½” de longitud, cédula 160, acero al carbono ASTM-A-105 extremo plano. 3. Tee recta.- De 2” Ø clase 6000# ANSI, acero al carbono ASTM-A-105, caja para soldar. 4. Niple.- De extremos planos sin costura, 2” Ø x 3” de longitud, cédula 160 o XXS, ASTM A-106 grado B. 5. Codo 90 grados radio largo.- De 2” Ø 6000# ANSI, acero al carbono ASTM-A-105, caja para soldar. 6. Tapa abatible para venteo (Hinged flapper).- De 2” Ø-6000# ANSI, acero al carbono ASTM-A-105, caja para soldar.




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7. Soporte.- Tubería de acero al carbono sin costura 1” Ø, cédula 160, ASTM A 106 grado B, soldada en codo de 90° y en placa rolada, de material acero al carbono 4” x 4” x 1/2”, ASTM A 283 grado C (aplicar soldadura de filete en todo el perímetro de la placa). 8. Válvula de compuerta de 2” Ø clase 600/800# ANSI. (Vea especificación válvula) 9. Reducción swage de 2” por 1” Ø, extremos planos, 6000# ANSI, cédula 160 o XXS, ASTM-A-106 grado B 10. Brida tipo inserto soldable (socket - weld), de 1” Ø; clase 600# ANSI cara junta de anillo (RTJ), acero al carbono forjado ASTM A-105, dimensiones de acuerdo al ANSI B16.5. 11. Brida tipo inserto soldable (socket - weld), de 2” Ø; clase 300# ANSI cara junta de anillo (RTJ), acero al carbono forjado ASTM A-105, dimensiones de acuerdo al ANSI B16.5. 12. Válvula de seguridad/alivio de 1” Ø clase 600# ANSI cara junta de anillo (RTJ), por 2” Ø clase 300# ANSI cara junta de anillo (RTJ), de acero al carbono ASTM A 216 grado WCB (para liberar la presión por expansión térmica del fluido). 13. Niple.- De extremos planos sin costura, 2” Ø, ajustar longitud, cédula 160 ó cédula XXS, ASTM A-106 grado B.

TORNILLERIA Espárrago material ASTM A-193 grado B7, con tratamiento térmico de temple y revenido, con recubrimiento resistente a la corrosión a base de fluoropolímero (PTFE) o electrodepósito a base de zinc (ASTM B633) o cadmio (ASTM B766), con un espesor de veinte micras. La longitud total de los espárragos debe ser igual a la suma de la longitud de cuerda útil más la longitud de las dos puntas, donde: Longitud de cuerda útil está de acuerdo a código ASME B-16.5. La longitud de las dos puntas está de acuerdo a la tabla adjunta (aproximadamente 6 hilos, 3 en cada extremo). Tuercas hexagonales de material ASTM A-194 grado 2H, con recubrimiento anticorrosivo igual al de los espárragos.

2

5

7

83

4

9

4

4

31

1

1

6

4

8

1

1




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Todas las requisiciones para espárragos deben contener la siguiente información:

• Especificación del material. • Tratamiento térmico • Dimensiones (diámetro, longitud de las dos puntas, longitud total, acabado, número de hilos por

pulgada). • Tuercas con su especificación equivalente al espárrago.

Diámetro nominal del espárrago en pulgadas.

Número de cuerdas o hilos en cada pulgada.

Longitud de las dos puntas en pulgadas.

½ 5/8 3/4 7/8

1 y mayores

13 11 10 9 8

0.500 0.750 0.750 0.750 0.750

Dimensiones para las Cubetas de Envío de Equipos instrumentados.

Diámetro nominal del ducto.

Diámetro y longitud de la cubeta.

Diámetro y longitud del Carrete nominal.

24” D.N.

16” D.N.

12” D.N.

28” D.N. y 4.3 metros de longitud. 20” D.N. y 5.8 metros de longitud. 16” D.N. y 4.3 metros de longitud.


Dimensiones para las Cubetas de Recibo de Equipos instrumentados.

Diámetro nominal del ducto.

Diámetro y longitud del carrete de la cubeta.

Diámetro y longitud del Carrete nominal.

24” D.N.

16” D.N.

12” D.N.



Longitud Total = Longitud de cuerda útil + Longitud de las dos puntas. Longitud de las dos puntas (2 LP) = 6 hilos (3 hilos por punta).

Realce de identificación de tuerca en

lado visible

Longitud total

Longitud de cuerda útil

Longitud de punta (LP)

1/8 de pulgada de claro diametral máximo (1/16 radial).

Cara junta de anillo (RTJ) con anillo octagonal




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Si las dimensiones y longitudes de los carretes de la cubeta y de los carretes de nominales de las Cubetas de envío y recibo no son las adecuadas para la herramienta propuesta para la inspección, deberá manifestarse esto en la junta de aclaraciones del proceso de licitación para efectuarse las adecuaciones correspondientes. Las acotaciones y dimensiones para el ajuste de cada cubeta de envío y recibo de diablo en cada instalación a intervenir, deberán tomarse y definirse en el lugar de instalación, debiendo considerar el movimiento de la cubeta al lugar de colocación y todos los requeridos para su instalación como lo es la obra civil y soportería necesaria para su operación segura y correcta, mismo que tendrá que ser avalado y aceptado previamente por Pemex Gas y Petroquímica Básica. Las cubetas suministradas deberán de cumplir contar con los certificados de calidad y origen de todas y cada una de los componentes y partes solicitados, así como las siguientes especificaciones: Código: ANSI B31.4 ( para las trampas de 12” y 16” D.N. y cuatro cubetas de 24”D.N.) y ANSI B31.8 (para 2 cubetas de 24” D.N.) Temperatura de operación: -7 ° C a 82 ° C. Rango de presión: ANSI clase 600. Código de soldadura: API 1104. Inspección de soldadura: 100% por API 1104 Cuerpo de la cubeta: API-5L-X65. Acabado de la superficie: SSPC-SP-10, 3.0 mils primario epóxico, 2.0 mils intermedio epóxico y 2.0 mils de acabado a base de poliuretano. Prueba hidrostática: 1800 psi. La unidad de pago será por Pieza instalada. CONCEPTOS No 133 - 144.- ESTUDIOS DE EVALUACIÓN DIRECTA. Existen ductos, puntos de inyección así como instalaciones de involucradas con el transporte de hidrocarburos que por sus características particulares no pueden ser inspeccionadas con equipos de instrumentados por fuga de flujo magnético, y que por su importancia dentro del sistema deberán ser inspeccionados empleando Estudios de Evaluación Directa (EDCE e EDCI por su siglas en español), el cual consistirá en la siguiente metodología. Los estudios de Evaluación Directa para Corrosión Externa y para Corrosión Interna, requieren de la integración de múltiples datos tomados en campo y el ducto, así como sus características físicas y las condiciones históricas operativas del mismo, para lo cual se requiere de un seguimiento de cuatro etapas las cuales se describen a continuación: CONCEPTO No 133.– Etapa 1 – Pre-Evaluación. Se requerirá ejecutar una Pre-Evaluación para los segmentos de los ductos especificados en el Anexo B. El Contratista deberá ejecutar la Pre-Evaluación y suministrar los planes para EDCE y EDCI por escrito, aunado a un cronograma de ejecución que incluya los sitios para excavación. Base de datos GIS. Como parte crucial de la etapa de preevaluación, la información que se obtenga de las líneas será capturada en una Base de datos georeferenciada en sistema GIS, modelo de datos ESRI, con alineación de localización del




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ducto, inspecciones de superficie y excavaciones. Esta base de datos debe incluir interfase para revisión de tablas de datos y visualización de resultados. Plan de EDCE (Evaluación Directa de Corrosión Externa). El Contratista deberá suministrar un plan de Evaluación Directa de Integridad para la EDCE enfocado en la Pre-Evaluación, las Inspecciones Indirectas, la Evaluación Directa y en la Post-evaluación. El Contratista deberá hacer visitas al sitio de trabajo según sea necesario y recopilar información suficiente para hacer un análisis del ducto y de sus rutas, para así facilitar la segmentación del ducto en Regiones de EDCE y desarrollar un plan de ejecución para la EDCE. El Contratista también deberá tomar en cuenta características del ducto como las que se mencionan en la tabla 1 de Elementos de Datos de EDCE. El Contratista deberá utilizar los datos recopilados para definir todas las regiones para EDCE en el ducto. Las regiones de EDCE son aquellas porciones del ducto, que no necesariamente resultarán contiguas, pero que reflejan características físicas similares (tipo de revestimiento, protección catódica, condición de la superficie del derecho de vía) que reflejen operaciones, historial y una condición de corrosión futura similar y que además sean apropiadas para los mismos métodos de evaluación indirecta. Las regiones de evaluación directa se pueden redefinir en cualquier momento, según lo dicte y justifique la información nueva que se vaya obteniendo. En el caso de ductos enterrados, el plan de EDCE deberá incluir una Evaluación Indirecta de las regiones de EDCE. El plan de EDCE deberá seleccionar como mínimo dos métodos distintos, pero que sean complementarios, con base en el proceso de selecciones mencionadas. Se deben considerar los siguientes métodos de evaluación para los planes de EDCE:

• Levantamiento de Potenciales a Intervalos Cortos (CIS) • Gradiente del Voltaje de Corriente Directa (DCVG) • PCM • C-Scan • Inspecciones con Ultrasonido Guiado (GWUT)

Los procedimientos mencionados en el Plan de EDCE funcionan como levantamientos de apoyo para poder determinar la condición del revestimiento y del ducto, y proveen con datos para evaluar la integridad inmediata y futura del gasoducto. Estos deben reflejar lo siguiente:

• Las técnicas de Evaluación Directa de Integridad utilizadas para evaluar la condición del revestimiento de los ductos enterrados y por lo tanto, para predecir la condición de la pared de la tubería, validadas por una prueba de evaluación directa.

• Una Evaluación Directa de todos los ductos en superficie, utilizando equipo con procesos

documentados capaces de medir la pared del ducto directamente, para localizar las zonas de pérdida de metal y cualquier otra anomalía grave en el segmento del ducto. (Evaluación Directa Completa.)

En el caso de una Evaluación Completa de los ductos enterrados, se aplicará una técnica de Evaluación Directa para así detectar anomalías en el revestimiento y/o la degradación del revestimiento para relevar la información que ayude a establecer la integridad futura del ducto y los futuros intervalos de re-inspección.




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Los planes de la EDCE también deben incluir el abastecimiento y la instalación de interruptores de corrientes y generadores de señal, según se requiera. Plan para la EDCI (Evaluación Directa de Corrosión Interna). La EDCI se conducirá siguiendo los requisitos de contenidos en estas bases. La etapa de Pre-Evaluación de Corrosión Interna requiere de una recopilación e integración de datos e información necesaria para evaluar la posibilidad de ejecutar una EDCI, identificando y localizando los puntos en el ducto donde se pueda acumular liquido (electrolito) y a fin de ejecutar Evaluaciones Directas en esas localidades. Los datos e información incluyen, más no se limitan a, los elementos listados en el Anexo A2 de ASME B31.8S. Adicionalmente, se deberá de emplear un el modelo de flujo descrito como una “Metodología de Evaluación Directa de la Corrosión Interna en ductos” que haya demostrado aceptabilidad en otros estudios similares, para ser utilizado para identificar las regiones de ECDI en los ductos y para generar información que apoye el uso del modelo para identificar regiones con potencial para arrastrar líquidos. El Contratista deberá utilizar programas (software) para modelos de corrosión y de flujo multifásico que ayuden a identificar las regiones para la EDCI de la Evaluación Directa en ductos de transporte de hidrocarburos en fase gas. Esta información incluye, más no se limita a la localización de todos los puntos de entrada y salida de hidrocarburos en la tubería; la localización de todos los puntos bajos en segmentos cubiertos tales como, pandeos, fugas, inclinaciones, válvulas, trampas; el perfil de elevación del ducto lo suficientemente detallado que permita calcular los ángulos de inclinación para todos los segmentos del ducto. El Contratista también incluirá el diámetro de los ductos y el rango de las velocidades del fluido esperadas en el ducto. El Contratista deberá suministrar un cronograma del plan de ejecución detallado que incluyan el número y la localidad de las excavaciones de sitios en los que se requiera la aplicación de GWUT (inspecciones con ultrasonido guiado), así como las localidades de sitios para EDCI para la Evaluación Directa. Para su pago se entregara un reporte de preevaluación por ducto considerando la EDCE y EDCI en el mismo concepto, mismo que deberá estimarse por metro preevaluado de ducto a intervenir, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 134.– Etapa 2 – Relevantamientos Indirectos. Se deberán ejecutar Levantamientos Indirectos para los segmentos de ductos enterrados según el plan de EDCE, donde el Anexo C especifique una Pre-Evaluación. El Contratista deberá suministrar la mano de obra, los materiales y el equipo para ejecutar los levantamientos Indirectos, seleccionándolo de la lista de equipo y técnicas aceptables descriptas mas adelante. Los datos recopilados durante las evaluaciones en campo se deberán archivar electrónicamente con respecto a su posición en un espacio de cuatro dimensiones (x, y, z, tiempo), bajo un formato compatible con un modelo de base de datos de ArcGIS, con el software “Pipe View” o similar y un programa que permita la carga ordenada de datos de integridad, “Integrity Data Loader Sorftware” o similar. Se deberán tomar medidas de referencia con una precisión mínima menor a un metro. El Contratista deberá instalar los marcadores en la superficie del suelo con intervalos de 50 metros y deberá marcar las referencias en la superficie. Así se requiere integrar completamente el componente GIS a los mapas y toda información georeferenciada utilizada en la etapa 1. El Contratista deberá integrar y alinear los datos utilizando una referencia lineal común para todos los Levantamientos Indirectos y para los datos de Evaluación Directa utilizando un software calibrador de datos.




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El Contratista debe prioritizar las indicaciones utilizando un algoritmo de toma de decisiones para localizar aquellos lugares que requieran de una excavación de validación al momento de descubrimiento y de la evaluación directa. CONCEPTO No 135.– Medición de potenciales a Intervalos Cortos (CIS). El CIS deberá ejecutarse como un levantamiento de potencial On – Off. El CIS se utiliza para medir la diferencia del potencial entre la tubería y el suelo. Los datos de CIS generalmente se utilizarán para evaluar el desempeño y operación del sistema de Protección Catódica y para detectar anomalías en el revestimiento. La metodología involucra conectar electrónicamente un alambre aislado a una estación de prueba, a una válvula o a cualquier otro punto de la tubería y a un electrodo de referencia a través de un voltímetro. El Contratista debe proveer e instalar interruptores de corriente sincronizados y el levantamiento se deberá ejecutar a 800 milisegundos/200 milisegundos. Se deben interrumpir por lo menos 2 rectificadores de cada lado del área del levantamiento o todos los rectificadores que afecten el área del levantamiento por 10Km como mínimo. El Contratista debe localizar el ducto utilizando un localizador de tubería inductivo o conductivo, y estableciendo marcadores en la superficie a intervalos de 50 metros, midiendo la latitud, longitud y elevación de cada marcador con un equipo GPS de precisión submétrica. Las medidas desde los marcadores en superficie serán hechas con alambre contador, a partir de cada marcador y los datos serán grabados en la computadora en campo. Las medidas deben tomarse a intervalos regulares cercanos a 0.9 metros. Así mismo se realizaran estudios de Resistividad del Suelo en cada 5ª bandera numerada consecutivamente – aproximadamente cada 250 metros. Las mediciones serán registradas en la profundidad del tubo. Se utilizará la técnica de 4-pines o método electromagnético. La resistividad del suelo será calculada y registrada en unidades de ohm-cm., para esto deben tomarse lecturas cerca y lejos de cada poste de prueba. También debe tomarse el cambio de corriente sobre la línea de tubería, llevando un registro de las lecturas de potencial On – Off entre los dos postes. La unidad de pago será de metros inspeccionados, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 136. – Gradiente del Voltaje de Corriente Directa (DCVG). Las medidas de DCVG sirven para localizar defectos en el revestimiento de ductos enterrados (holidays), además permiten localizar y clasificar la severidad de los daños al revestimiento. La severidad es una indicación del efecto de la falla en el revestimiento sobre la eficiencia del sistema de protección catódica y la probabilidad de encontrar daños externos por corrosión. El contratista deberá suministrar el equipo y ejecutar los levantamientos de acuerdo con lo estipulado en este anexo. El Contratista deberá proveer interruptores de Corriente Directa apropiados. El cambio inducido en la polarización del ducto deberá ser al menos 100 mV en la sección entera a analizar.




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El Contratista deberá tomar y reportar medidas de %IR directamente mediante lecturas del medidor incrementadas desde el epicentro de cada una de las fallas detectadas, hasta un sitio remoto en la superficie, donde no se mida ninguna señal. El Contratista deberá medir y llevar registro electrónico de la dirección del flujo de corriente en cada indicación de DCVG y a su vez reportar las cuatro categorías para evaluar el estado de corrosión en cada falla del revestimiento (caracterización de falla catódica/catódica, catódica/anódica, anódica/catódica y anódica/anódica) El Contratista deberá marcar e identificar las localidades de las fallas en el revestimiento utilizando banderas durables y/o otros marcadores. El levantamiento de DCVG debe aplicarse a los ductos según lo dicte el Plan de EDCE. La unidad de pago será de metros inspeccionados, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 137. – C-SCAN. C-Scan es una técnica de inspección electromagnética que localiza los defectos en el revestimiento de los ductos enterrados, al medir los cambios en el campo magnético causados por defectos del revestimiento. Un generador de señales está conectado electrónicamente al ducto para generar el campo. El Contratista deberá especificar los levantamientos “C-Scan” dentro del plan de EDCE y éstos deberán emplearse para suministrar levantamientos indirectos de los ductos enterrados, donde el contacto directo con el suelo en la superficie del ducto sea de difícil acceso, por ejemplo en el caso de ductos bajo pavimento (concreto o asfalto). El contratista deberá suministrar, instalar y operar una unidad de C-Scan, un generador de señales y camas de ánodos portátiles. La unidad de pago será de metros inspeccionados, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 138. – PCM. PCM es una técnica de inspección electromagnética que localiza los defectos en el revestimiento de los ductos enterrados al medir los cambios en el campo magnético causados por defectos del revestimiento. Un generador de señales que genera el campo, está conectado eléctricamente al ducto. El contratista deberá especificar los levantamientos de PCM dentro del plan de EDCE y estos deberán emplearse para suministrar levantamientos indirectos de ductos enterrados donde el contacto directo con el suelo en la superficie del ducto sea imposible, por ejemplo en el caso de ductos bajo de pavimento (concreto o asfalto). El contratista debe suministrar, instalar y operar un receptor de PCM, un Transformador PCM de 150W y camas de ánodos portátiles. Se instalarán banderas de marcación numeradas consecutivamente y se recolectará una




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posición sub-métrica GPS para cada una de éstas. Las banderas deberán estar colocadas cada 50 m aproximadamente (cadena floja). Se instalarán banderas adicionales al comienzo y final de las interrupciones o brechas anticipadas en la inspección CIS (por ejemplo, cruces de caminos, áreas de agua, ROW intransitable, etc.). En caso de que las banderas se perdiesen durante el período de inspección del proyecto, éstas deberán ser reinstaladas de modo que no haya más de tres puntos de referencia faltantes en los datos recolectados. Todas las inspecciones GPS serán estáticas y se realizarán mediante receptores de grado de inspección de frecuencia dual. Como garantía de la integridad de los puntos inspeccionados, los procedimientos implementados deberán proporcionar dos vectores GPS independientes en todos los puntos de la inspección. Estas observaciones independientes serán integradas en un ajuste ponderado en red a fin de determinar el valor final para el punto. De considerarse que alguna de las observaciones es atípica, ésta permanecerá fuera del ajuste y será observadas nuevamente. El dato para la inspección GPS será WGS84. La precisión de todos los puntos inspeccionados a lo largo de la tubería, respecto de todos los demás puntos dentro de esa “sección” de la tubería, será de +/-0.1 metros. Se realizarán trabajos en cada una de las banderas numeradas consecutivamente, ubicadas a una distancia de 50 metros aproximadamente, y se correlacionarán con la posición sub-métrica GPS correspondiente a cada bandera. Además, se realizará una PCM en puntos sin bandera (es decir, áreas pavimentadas y de aguas bajas) a intervalos continuos de 50 metros. Los datos se presentarán en un orden continuo desde el comienzo hasta el final. Los valores de corriente obtenidos se presentarán en unidades de decibeles (dB), con dos posiciones de decimales (00.00). Se calculará un índice de cambio (ROC) entre lecturas como el cambio en dB calculado dividido por la distancia (en metros) entre lecturas – con tres posiciones de decimales (0.000). Los trabajos se realizarán en combinación con la inspección PCM a intervalos continuos de 50 metros. La información referente a la profundidad será registrada en la parte superior del tubo en unidades de centímetros. Todos los cambios en el diámetro del tubo serán proporcionados a GE al comienzo del proyecto. Las coordenadas GPS también serán recolectadas al comienzo y final de todos los cruces de tubos expuestos. La unidad de pago será de metros inspeccionados, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 139. – Medición con Ultrasonido Guiado (GWUT). La Medición con Ultrasonido Guiado se debe utilizar para los segmentos cortos de gasoductos enterrados, según se especifique en el plan de EDCE y de EDCI para casos tales como cruce de vías, tuberías expuestas y cruces de ríos pequeños. Los requisitos mínimos de equipo, calificación y capacitación que aplican se detallan a continuación. La técnica solicitada para esta tecnología es la desarrollada por GUL (Guided Ultrasonics Ltd) misma que envía y recibe ondas en el modo longitudinal y torsional para determinar y localizar áreas que presentan cambios en el espesor de pared del ducto. La respuesta es capturada por los transductores y el programa (software) instalado analiza los resultados, mostrándolos en la pantalla de una computadora. Este proceso y equipo deben suministrar la localización precisa de las fallas. La posición alrededor de la circunferencia deberá ser informada por cuadrante; por ejemplo, la esquina superior izquierda, la esquina inferior derecha.




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El Contratista debe tener un modelo validado para determinar el tamaño de las fallas, el cual demuestre la capacidad de procesamiento del equipo de GWUT y debe contar con los procedimientos necesarios para demostrar el nivel de confianza con respecto al límite superior de especificación, establecido en la Etapa 4 (Evaluación de Integridad) y los procedimientos suficientes que se comparen con el límite de especificación establecido en la Etapa 4 Evaluación de Integridad. La unidad de pago será por punto inspeccionado, y podrá ser estimado una vez aceptado el “reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones”. CONCEPTO No 140. – Reporte de inspecciones sobre datos alineados y listado de excavaciones. El Contratista deberá suministrar el reporte de inspección de los datos alineados, una lista de excavaciones y las correspondientes hojas de excavación, considerando los resultados de las evaluaciones directas conforme a lo marcado en este anexo. Si los puntos seleccionados para evaluación directa, no corresponden con la severidad señalada en el reporte, Pemex Gas y Petroquímica Básica, solicitara una revaloración del reporte, hasta que los criterios de selección correspondan con lo esperado en los puntos de evaluación directa. Si la calidad del reporte no cumple con la calidad esperada, una vez revalorados los criterios del punto anterior, Pemex Gas y Petroquímica Básica solicitara una nueva preevaluación del ducto, con la consecuente repetición de la Etapa 2 “Levantamientos indirectos”, sin cargo adicional a Pemex Gas y Petroquímica Básica. La unidad de pago será por reporte de ducto evaluado, analizado, validado y entregado. CONCEPTO No 141. – SSM Determinar el YS del punto de inspección. Resistencia Máxima a la Tracción Tensión Máxima Específica de Fluencia (SMYS) Determinación de las propiedades básicas del material de construcción del ducto, por medio de pruebas en sitio y con el ducto en operación. El contratista deberá determinar el tipo de material así como las propiedades físicas (Tensión Máxima Específica de Fluencia-SMYS, si es dúctil o no, etc.). Las pruebas requeridas deberán ser: Stress-Strain Microprobe (SSM), réplica metalográfica en campo, análisis químico y dureza. Este sistema es utilizado para elaborar un análisis minucioso sobre la composición de materiales con base en los resultados de melladuras producidas en la superficie preparada de tramos desconocidos del tubo. A partir de la dureza relativa, se aplican algoritmos y software con el propósito de calcular la SMYS del material y finalmente el grado del tubo. Toma de muestras de los ductos para el análisis químico por API 5L para determinar la composición del material basada en los resultados de muescas obtenidas en la superficie de los segmentos de los ductos. De acuerdo a la especificación del ducto y los algoritmos se deberá determinar el SMYS y UTS del punto de inspección seleccionado (esfuerzo de fluencia y tensión de rotura del material). La unidad de pago será por reporte del punto evaluado, analizado, validado y entregado. CONCEPTO No 142 Y 143. – Etapa 3- Evaluaciones Directas.




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El contratista deberá proveer el equipo y la mano de obra para completar las siguientes tareas en los sitios especificados en el anexo C.

1. Planificación y ejecución de excavaciones en los sitios identificados en el (los) reporte(s) de Evaluación Indirecta de la Etapa 2.

2. Ejecutar Evaluación Directa de los revestimientos y ejecutar pruebas de suelo. 3. Preparar la superficie del ducto para Evaluación Directa. 4. Se deberá ejecutar una Evaluación No-Destructiva de la pared del ducto, llevar un registro y

evaluar los resultados de la Evaluación Directa utilizando B31.G o RSTRENG, para determinar si existe necesidad de una reparación. Si el defecto falla con B31.G, entonces se aplicará RSTRENG y se reportarán ambas presiones.

5. Se deberá reparar y revestir el ducto en la zona de evaluación, según sea necesario y rellenar la

zona de excavación. Los volúmenes relacionados con la excavación, remoción, cercados rehabilitación y aplicación de protección mecánica, serán cuantificados independientemente uno de otro y serán estimados conforme a los conceptos creados específicamente para estos. Las partidas 142 y 143, no incluyen dentro de su alcance las actividades de excavación, remoción, cercados rehabilitación y aplicación de protección mecánica. CONCEPTO No 142. – Medición de defectos mediante Evaluación Manual No-Destructiva. El Contratista debe proveer el equipo y con la mano de obra necesaria y calificada para ejecutar una END manual de la pared del ducto, donde lo indique el plan para EDCE/ EDCI. Se deberán emplear las siguientes técnicas cuando se detecte una anomalía que comprometa la integridad mecánica del ducto y se especifique una Evaluación No- Destructiva: Equipo para Evaluación de Anomalías. Mapeo de zonas con Pérdida de Metal Externa e Interna. Evaluación de Anomalías Volumétricas utilizando un transductor de cero grados. Detección de Grietas. Evaluación de la Condición de la Superficie del Ducto. Evaluación de Abolladuras. Evaluación in-situ. El Contratista debe poder tener acceso in-situ a los datos y ejecutar una evaluación de los defectos utilizando los métodos de descritos en la Etapa 4 de la Evaluación de Integridad (1). Se harán reparaciones de defectos donde se determine necesario, de acuerdo al análisis de integridad mecánica de cada punto inspeccionado.




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La unidad de pago será por m² de ducto evaluado, analizado, validado y entregado. CONCEPTO No 143. – Reporte de campo de las excavaciones. El Contratista deberá proveer excavaciones que sean seguras para el personal, que tengan paredes con una inclinación adecuada y suficiente escalonamiento en el suelo o proveer una caja de contención del suelo si las condiciones son inestables. El Contratista deberá mantener de manera segura la pila de escombros proveniente de cada excavación. Al igual, el Contratista deberá proveer vías de acceso y salida a cada excavación. El revestimiento o el ducto deberá estar protegido de daños durante la excavación. Luego de haberse completado el levantamiento de revestimiento y las pruebas de suelo, el Contratista deberá remover el revestimiento y preparar la superficie del ducto para la Evaluación Directa. El Contratista primero revisará el revestimiento para determinar si es necesario ejecutar una evaluación directa de la pared del ducto mediante un mapeo de corrosión manual, tras una inspección visual, y si es necesario removerá el revestimiento para ejecutar la evaluación directa. Si el Contratista determina como necesario preparar la superficie del ducto, se hará limpieza de todas las superficies de acuerdo al acabado de superficie requerido (ref. NRF-026-PEMEX-2001). Todas las superficies por evaluar deberán quedar libres de cualquier producto de corrosión y / o escombro. Se recomienda que la rugosidad de la pared del ducto sea menor a 2.4 mils cuando se investiguen indicaciones en la pared externa. Calificación del Personal de Evaluación Directa. Los técnicos principales de Evaluación Directa deberán contar con un mínimo de 2 años de experiencia documentada. Nivel 1 de Ultrasonido (para Técnicos de Integridad de nivel Medio –“Junior”) y Nivel 2 de Ultrasonido (para Técnicos de Integridad de Alto nivel – “Senior”) de acuerdo al ASNT SNT TC1-A. Evaluaciones Directas. Para cada sitio de excavación, el Contratista deberá suministrar el equipo y la mano de obra para ejecutar las siguientes Evaluaciones Directas del ducto, revestimiento y suelos de cada punto del ducto. El Contratista deberá suministrar el equipo y la mano de obra para ejecutar las evaluaciones directas sobre la pared del ducto, donde especifique el plan de EDCE/ EDCI. Este método se utiliza para detectar los cambios en el espesor de pared de la tubería sobre la superficie externa del ducto, incluyendo el revestimiento; por ejemplo líneas de flujo, ductos en la superficie o enterrados. La inspección se ejecuta en la superficie externa del ducto para recabar información acerca del grueso de la pared y de la pérdida de espesor por corrosión (interna o externa), así como de defectos de material (internos o externos). Empleando un mapeo con equipo ultrasonido se medirán los cambios de espesor del área del ducto evaluada.




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Para cada ubicación de la excavación donde se realicen trabajos de medición de espesor, se capturarán electrónicamente los siguientes datos: Como mínimo se capturarán y recabaran los siguientes datos electrónicamente para cada sitio de excavación: Profundidad de la cobertura. Tipo de Suelo. Resistividad del Suelo. Identificación del Revestimiento. Evaluación de la Condición del Revestimiento. Medida del espesor del Revestimiento. Potencial Ducto-Suelo. Medida del espesor de Pared. Mapeo de los Defectos de Corrosión con Medidas de Profundidad de las Excavaciones. Documentación Fotográfica de los defectos por corrosión. pH del Agua de Suelo. Muestras de cualquier líquido que exista debajo del revestimiento, con prueba de pH. Análisis de MIC según RP0502 Anexo B6 (en el supuesto de ocuparse este concepto ser creara un precio extraordinario para su pago). La unidad de pago será por reporte de punto de excavación evaluado, analizado, validado y entregado. CONCEPTO No 144. – Etapa 4 Reporte de Integridad. El Contratista deberá suministrar un reporte de la Evaluación de Integridad para cada segmento listado en el Anexo C. El reporte debe cumplir con las siguientes condiciones para cada incidente de pérdida de metal por corrosión que se detecte durante el proceso de Evaluación directa: 1.- El Contratista debe evaluar y reportar la resistencia remanente del ducto, de acuerdo a ASME B31G o RSTRENG, según sea apropiado, e informar ambos resultados cuando sea aplicable. El Contratista debe poder ejecutar los análisis con los dos métodos de evaluación. Cualquier resultado que muestre que la presión operativa segura del ducto es menor a 1,39 veces la Presión Operativa Máxima, debe reportarse como una condición que requiere reparación. 2.- El Contratista deberá ejecutar y documentar un análisis causa raíz de acuerdo a lo siguiente:

Deberá identificar cualquier causa raíz de todas las celdas de corrosiones activas y significativas. Una causa raíz puede incluir una inadecuada protección catódica, identificando focos de interferencia u otras situaciones. Si identifica una causa raíz, esta deberá definirla y situarla correctamente, ejemplo: blindaje catódico por desprendimiento del recubrimiento o corrosión biológica, por lo que se deberán considerar métodos alternativos para los trabajos de la Evaluación Directa.

3.- El Contratista deberá identificar opciones de actividades para mitigación, de acuerdo a lo siguiente:




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Identificando y proponiendo un conjunto de actividades que solucionen o le permitan a Pemex Gas y Petroquímica Básica, atenuar o mitigar la causa raíz de la corrosión externa. Deberá proponer si es necesario el conjunto de actividades relacionadas con una inspección y los plazos de valoración para conocer si las medidas propuestas y ejecutadas fueron las adecuadas. Si las medidas propuestas son ejecutadas dentro de la duración de este contrato y en base a los resultados obtenidos se logra atenuar los factores detectados por la causa raíz, la Cía. Contratista deberá repriorizar las actividades y propuestas de control y reinspección del sistema. 4.- El Contratista deberá ejecutar una evaluación del proceso, una evaluación de los criterios de priorización y una evaluación de los criterios de clasificación, de acuerdo a lo siguiente: Ejecutara una evaluación para valorar la información y los resultados de la inspección indirecta para la evaluación de los valores remanentes y el análisis de su causa raíz. El propósito de la evaluación es el de valorar el criterio usado para la categorización de las necesidades de reparar los puntos críticos y el criterio usado para la clasificación de las indicaciones individuales. Valoración del criterio de prioridad. Si la corrosion monitoreada en el punto de inspección es menos severa que lo esperado, el contratista deberá modificar el criterio y de repriorizar las indicaciones de inspección. Si la corrosión monitoreada en el punto de inspección es mayor que lo esperado, el contratista deberá modificar el criterio y de repriorizar las indicaciones de inspección. Valoración del criterio de clasificación. En términos generales si la corrosión externa resulta en menor o mayor grado a lo esperado La Contratista deberá valorar y ajustar los criterios usados para definir la severidad de todas las indicaciones propuestas para su revisión en función de la extensión y severidad de la corrosión existente. Pemex Gas y Petroquimica Basica, aceptara el estudio de EDCE (Evaluación Directa de Corrosión Externa) y EDCI (Evaluación Directa de Corrosión Interna), cuando los resultados de las evaluaciones hechas en campo de los puntos de inspección resultados de las evaluaciones de corrosión, sean acordes a los criterios usados para definir la severidad de los mismos. 5.- El Contratista deberá proveer toda la documentación de la inspección directa, incluyendo todas las medidas, los análisis, los cálculos, reportes de laboratorio, fotografías, datos, etc. 6.- El Contratista deberá proveer todos los cálculos para los defectos por corrosión externa e interna, de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001. Para la pérdida de metal interior, el Contratista deberá proveer los cálculos de la vida remanente del ducto, con base en un modelo de corrosión y de flujo multi-fásico. 7.- El Contratista deberá preparar una evaluación de la efectividad de la EDCE y de la EDCI. La unidad de pago será por reporte por ducto evaluado, analizado, validado y entregado.




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CONCEPTO No 145 - 261.– INSPECCIÓN DE INSTALACIONES SUPERFICIALES USANDO TECNICAS NO DESTRUCTIVAS. El alcance de esta incluye la inspección de tramos de tuberías enterrados y aéreos localizados en las estaciones que se especifican en los diagramas del anexo A y descritos en la tabla anexa del alcance de las siguientes partidas. Considerando que los sistemas a inspeccionar son de diversos diámetros en su mayoría, tramos cortos y sin facilidades de otros medios de inspección, se propone el método de inspección de Ondas Guiadas Ultrasónicas de Largo Alcance y Baja Frecuencia. Actualmente esta ganando cada vez mas aceptación, la implementación de nuevas tecnologías que permiten inspeccionar el 100% del área de la tuberías enterradas, empleando ultrasonido por ondas guiadas, para lo cual se necesitan zanjas de acceso a las líneas, donde se requiere acoplar la bobina de inspección del equipo de ultrasonido por ondas guiadas, desde donde se envía la señal de ultrasonido de baja frecuencia en ambos sentidos, inspeccionando desde ese punto decenas de metros. El equipo de ultrasonido por ondas guiadas representa la forma de inspección más idónea para inspeccionar líneas enterradas en secciones cortas, obteniendo información del 100% de las secciones inspeccionadas, lo cual nunca podría ser alcanzado con la inspección convencional. Con este método se reduce el nivel de incertidumbre durante los cálculos de la integridad mecánica de estos sistemas de tuberías. Al mismo tiempo los resultados preliminares pueden ser conocidos en forma inmediata, permitiendo al operador tomar acciones de manera rápida y efectiva. La tecnología de ultrasonido por ondas guiadas es un método de inspección de largo alcance basado en ondas guiadas longitudinales de ultrasonido inducidas a través de las paredes de la tubería bajo inspección, las cuales son monitoreadas, con el propósito de detectar anomalías relacionadas con la pérdida de metal por corrosión y/o erosión. Originalmente desarrollada para la inspección de corrosión bajo aislamiento, esta tecnología es apropiada para aplicarla a tuberías y líneas de procesos en servicio con aislamiento térmico, así como en tuberías o líneas enterradas, cruce de carreteras y tuberías que por lo general son de difícil acceso. Por lo que esta tecnología utiliza ultrasonido guiado de baja frecuencia que viaja a lo largo de la tubería, 360 grados alrededor del tubo y cubre un 100% de las paredes de la tubería. En una aplicación normal, decenas de metros de tuberías pueden ser inspeccionadas desde un mismo lugar. La distancia total de inspección en cada sentido va a depender de 4 parámetros fundamentales, los cuales influyen directamente en la atenuación de la señal, a saber: localización de la tubería (aérea o enterrada), el fluido de trabajo, tipo de revestimiento y finalmente el estado general de la tubería. El mejor escenario de inspección seria una tubería aérea, gas como fluido, sin revestimiento, tramo totalmente recto y en buenas condiciones generales. En este caso se ha podido evaluar hasta 150 mts de tubería en cada dirección, es decir 300 metros de tubería desde una sola locacion del anillo. El peor escenario lo forma una tubería enterrada con petróleo pesado como fluido, con revestimiento de polietileno y corrosión generalizada. En este caso la señal en el peor de los casos es capaz de inspeccionar 30 mts en cada dirección, es decir 60 mts en total desde el sitio donde se instalo el anillo. Sin embargo estas distancias son solo referenciales y dependen de las condiciones particulares de cada tubería.




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Las áreas con defectos potenciales son localizadas en términos de distancia medidos desde el anillo de inspección, tomando como referencia un elemento fijo de la tubería (Datum), con una precisión de 10 cm, las cuales son marcadas, para una posterior validación, empleando método visual y de un barrido convencional con ultrasonido. Debemos destacar que las bridas y válvulas impiden el paso de la señal de ultrasonido en un 100%. CONCEPTO No 145 – 146, 148 – 150, 152 – 153, 155, 157 - 159, 161 – 172, 174 – 176, 178 – 181, 183, 185 – 187, 189, 191 – 193, 195 – 196, 198 – 200, 202 – 205, 207 – 213, 215, 217, 219, 221, 223, 225, 227, 229, 231, 233, 235, 237, 239, 241, 243 – 247, 249 – 251, 253 – 255 Y 257 – 260.- RELEVAMIENTO DE CORROSIÓN INTERNA Y EXTERNA CON EQUIPO DE ULTRASONIDO GUIADO. El alcance de la presente propuesta de inspección incluye las siguientes instalaciones:

DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR NUEVO PEMEX DUCTO TRAMO LONGITUD MTS Diámetro (pulg.)

Trampas de diablos Estación 2 A Km. 50+936 1,240.00 20, 12 y 4 Área de trampas de diablos la Isla Km. 77+000 367.00 24, 20 12 y 8 T.R.D. Nudo Teapa. 30.00 8 Área de trampas de diablos el Misterio Km. 103+800. 165.00 24, 20 y 8 Válvula Secc. Cangrejera. 220.00 6 Válvula Secc. Palomas. 165.00 16, 14 y 10 Interconexiones Cangrejera. 345.00 12 y 8 Área de trampas pajaritos. 210.00 20, 16 y 12 Río Tonala. 4,400.00 20, 16, 12 y 8 Tuberías Subterráneas y aéreas a inspeccionar en Cactus. 2,858.00 24, 20, 16, 12, 10, 8 y 4


DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR MINATITLÁN DUCTO TRAMO LONGITUD MTS Diámetro (pulg.)

GASODUCTO 48" D.N. V.S. MIR Tonala 266.00 48 y 16 GASODUCTO 48" D.N. TDD Las Choapas 356.00 48, 20 y 16 GASODUCTO 48" D.N. V.S. MDR y MIR Coatzacoalcos 532.00 48 y 16 GASODUCTO 48" D.N. Interconexión Exest. 4 Juan Díaz Covarrubias 235.00 30 GASODUCTO 48" D.N. TDD Norma 356.00 48, 20 y 16

Est. De Compresión Chinameca 940.00 48, 42, 36, 24, 16, 14, 12, 6, 4, 3, 2 y 1


DUCTO E INTERCONEXIONES QUE NO PUEDEN SER INSPECCIONADOS POR ILI EN EL SECTOR CARDENAS DUCTO TRAMO LONGITUD MTS Diámetro (pulg.)

LINEA DE 36"Ø, DE CACTUS Y NUEVO PEMEX Estación Cactus - Nuevo Pemex 15.00 12

LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Otates 15.00 8 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Carrizo 15.00 4 LINEA DE 48"Ø CACTUS EST. N° 1 Campo Jacinto 20.00 8 LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Industrializadora de cacao de Tabasco. 50.00 3




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LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Samaria 50.00 4 LINEA No 1 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo Ogarrio 200.00 6 LINEA DE 48"Ø CACTUS - ESTACION 1 Estación Cárdenas 25.00 6 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Marínela del sureste S.A. 530.00 3 LINEA DE 48"Ø CACTUS - LOS RAMONES Compresoras Paredón 300.00 16 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Batería Cunduacán dos bocas 700.00 16 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Campo bellota 600.00 8 LINEA No 1 Y 2 DE 24"Ø DEL GCPM. Central de almacenamiento de crudo 800.00 6 LINEA DE 36"Ø, DE CACTUS AL KM 100 Inyección cactus al STDSC (KM 100) 500.00 36 El Misterio 510.00 30, 24, 20, 16 y 8 Estación de medición Cactus L-48” D.N. 1,450.00 48, 30 y 6 Estación de medición Cactus LPG 24” y L-36” 1,600.00 36, 20 y 16 Estación No. 1 de Cárdenas 1,185.00 16, 8, 4 y 2

TOTAL 3 8,565 Metros Para este caso en particular, se estima un rendimiento aproximado en términos de longitud de recorrido axial de la señal de 70 ± 10 mts por cada punto de instalación del equipo, en ese sentido se requiere la construcción de zanjas, especiadas 60 mts entre si. El rendimiento de la inspección se estima 5-6 puntos por día o 360 mts, esto será el peor escenario, el cual ocurre cuando se tenga que inspeccionar líneas con diferentes diámetros y donde se requiera mayor movilidad de los equipos para desinstalar o instalar. En los casos donde se tenga una inspección con el mismo diámetro el total de disparos por día puede aumentar hasta 8 y donde el recorrido sea aproximadamente de 500 mts de inspección diaria. Es necesario indicar que los tiempos de ejecución y avances en las inspecciones siempre se verá afectado por las configuraciones geométricas de los sistemas de tuberías, es indiscutible que cuando se inspeccionan tramos de tubería rectos sin desviaciones y que mantienen su diámetro el rendimiento siempre será muy superior a cuando se trabaja a nivel de estaciones; donde la configuración geométrica tiene un grado de afectación considerable en el rendimiento de la técnica. Adicionalmente a esto, se debe preparar una logística tal que provea una actividad sin retrasos para la inspección. Para lo cual se requiere que la Cía. Contratista prepare en común acuerdo con Pemex Gas y Petroquímica Básica una logística de trabajo que de agilidad, por lo que se tendrán que tomar las siguientes previsiones previas a la ejecución de esta actividad por instalación a inspeccionar: • Realizar Zanjas de 2 mts de longitud, 2.0 mts de ancho y 0.50 mts de tolerancia entre la parte inferior de las

línea y el suelo, para realizar las instalación de la bobinas de inspección, sin problemas. • Retirar aproximadamente 60 cms de revestimiento y efectuar limpieza de la superficie de la tubería. • Tener todos los permisos y requisitos de seguridad de trabajo listos al inicio de cada jornada de trabajo. • Contar con los medios de transporte y equipos adecuados para este tipo de actividad. Los volúmenes relacionados con la excavación, remoción, cercados rehabilitación y aplicación de protección mecánica, serán cuantificados independientemente uno de otro y serán estimados conforme a los conceptos creados específicamente para estos.




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Las partidas relacionadas con los relevamientos de corrosión interna y externa con equipo de ultrasonido guiado, no incluyen dentro de su alcance las actividades de excavación, remoción, cercados rehabilitación y aplicación de protección mecánica. • Alcance del Trabajo. Se propone como metodología de trabajo evaluar el 100% de las líneas especificadas, lo que son aproximadamente 21.250 mts de tubería a inspeccionar, suficiente para inferir el estado remanente de la línea, buscando evaluar los niveles de confiabilidad de las líneas. El equipo de inspección de ultrasonido por ondas guiadas básicamente detectara todas aquellas zonas donde exista corrosión y / o erosión, cuya pérdida de área transversal sea mayor al 3%, ubicándolas con una precisión de ±10 cm., medidos a partir de un punto de referencia fijo denominado datum, o desde cualquier referencia físicamente establecida. El método de Ondas Guiadas detecta específicamente porcentaje de área transversal perdida. La sensibilidad del equipo permite detectar anomalías a partir de un 3% de área transversal perdida. Al mismo tiempo aclarando que la sensibilidad de la herramienta aumenta para daños profundos y localizados, en comparación con la misma área transversal distribuida. El método es capaz de detectar pérdidas de metal internas y externas, sin posibilidad de discriminar entre una y otra, dada la naturaleza longitudinal de desplazamiento de la onda Lamb. El equipo de ultrasonidos por ondas guiadas clasifica las anomalías detectadas en términos de área transversal perdida en tres tipos: menores, moderadas y severas. Dejando claro que las anomalías menores no requieren ser cuantificadas, siempre y cuando las condiciones del fluido manejado o las condiciones donde se encuentra la tubería sean tales que no hay afectación de la integridad de la tubería. Las anomalías moderadas y severas por su parte si requieren validación, las mismas se denominaran anomalías relevantes. Se deberá de incluir dentro del servicio ofertado, la caracterización de las anomalías relevantes reportadas por el equipo de ultrasonido por ondas guiadas, para lo cual es necesario complementar el ensayo, con valoración de las anomalías detectadas usando para ello la técnica A-Scan, con un equipo de ultrasonido de barrido de pulso eco. Antes de iniciar las actividades de inspección, es necesario realizar una reunión de trabajo para determinar los criterios y la selección de los puntos de inspección, trabajos previos, tiempos y logística de los trabajos con los centros involucrados en estas actividades, a pesar de que dentro de estas especificaciones se establecen las pautas sobre los diferentes criterios. Jornada de Trabajo. La jornada de inspección seria aproximadamente 10 horas diarias, repartidas de la siguiente manera: 08:00 hrs. a 12:00 hrs. y de 13: 00 hrs. hasta las 17:00 hrs. en campo. Al término de cada jornada de trabajo se destinaran 2 hr. de trabajo en el hotel u oficina, con el propósito de recopilar y organizar la información obtenida en el campo, elaboración de esquemáticos y reportes. La cantidad de disparos diarios depende directamente de las facilidades para realizar la instalación de las bobinas del ultrasonido por ondas guiadas, de la distancia entre un lugar de inspección y otro, de los accesos a los sitios de inspección, de la preparación de la superficie de la tubería, del transporte, etc.




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Equipos y Técnicos. Se deberá de contemplar todo la maquinaria y equipo necesario para le ejecución de esta actividad entre los cuales se deberán incluir: Un Inspector Señor en la tecnología de ultrasonido por ondas guiadas, un Inspector Nivel II ASNT, Un Especialista en Integridad de Ductos y un equipo completo de ultrasonido por ondas guiadas para los diámetros especificados. Procedimiento de inspección. 1) Identificar la línea a inspeccionar. 2) Construcción de zanja / instalación de andamio en sitio o escalera según requerimiento del punto a

inspeccionar. 3) Retirar aislamiento térmico y / o revestimiento según sea el caso. 4) Preparación superficial de la línea. 5) Verificar preparación superficial de la tubería en el punto donde ser instalara la bobina de inspección 60

cm. 6) Realizar croquis del área a inspeccionar, ubicando un punto de referencia fijo denominado Datum. 7) Verificar el diámetro de la tubería empleando cinta métrica o compás. 8) Armar la bobina correspondiente al diámetro a inspeccionar. 9) Medición de espesores en el punto de aplicación del equipo. Seleccionar el menor espesor. 10) Medir la distancia desde el Datum hasta el arreglo de palpadores o bobina de ultrasonido por ondas

guiadas. 11) Calibrar la bobina. 12) Verificar la capacitancia de los módulos individualmente y en paralelo por cada uno de los cuadrantes. 13) Comprobar la continuidad de la señal. 14) Colocar la bobina sobre la tubería a inspeccionar, a una distancia mínima de separación de 1.5 m de

cualquier accesorio de la línea, por ejemplo: bridas, soldaduras, soportes, etc. 15) Ubicar la bobina en sentido del flujo, tomando como referencia la manguera de presión. 16) Colocar la cinta de tela, debidamente ajustada alrededor de la faja de goma, para adherir la bobina a la

línea. 17) Instalar la faja metálica alrededor de la bobina y la cinta de tela. 18) Instalar bomba de aire manual. 19) Presurizar la bobina hasta una presión máxima de 45 psi. 20) Conectar cada cuadrante de la bobina al modulo de ultrasonido por ondas guiadas. 21) Conectar el modulo de ultrasonido por ondas guiadas a la unidad de control, empleando cable umbilical

de fibra óptica. 22) Instalar tarjeta de interfase entre el sistema de ultrasonido por ondas guiadas y la computadora portátil. 23) Instalar llave de Bloqueo. 24) Acceder al software de procesacimiento e integración del ultrasonido por ondas guiadas y verifica

comunicación y reconocimiento de todos los componentes del sistema. 25) Seleccionar en las Curvas de Dispersión, el rango de frecuencias adecuadas para el Diámetro y espesor de

pared seleccionado en la tabla ASME. 26) Verificar la calibración de cada cuadrante, en relación a la posición relativa en la cual cada uno ubica la

soldadura más cercana. 27) Recolectar la data procedente de la línea. 28) Crear la curva DAC 29) Interpretación de los resultados 30) Solicitar información complementaria sobre las líneas inspeccionadas. 31) Elaboración de reportes.




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Criterios de aceptación. Se seleccionaran dos puntos de verificación por instalación inspeccionada y por orden de severidad, si esta no corresponden o se salen fuera del rango de ± 10%, se solicitara el ajuste del reporte, una vez ajustado se seleccionaran dos puntos adicionales con los mismos criterios, si el error prevalece se solicitara una nueva reinspección de la instalación sin cargo extra a Pemex Gas y Petroquímica Básica. La unidad de pago será por punto inspeccionado, mismo que podrá ser estimado hasta que el reporte de integridad por instalación sea evaluado, analizado, validado y entregado. CONCEPTO No 147, 151, 154, 156, 160, 173, 177, 184, 188, 190, 194, 197, 201, 206, 214, 216, 218, 220, 222, 224, 228, 230, 232, 234, 238, 240, 242, 248, 252, 256 Y 261.– REPORTE DE INTEGRIDAD. Para la entrega de reportes se requiere la recopilación, esquematización, evaluación y diagnostico de la información obtenida por el sistema, incluyendo conclusiones y recomendaciones en relación a la integridad de la tubería incluida en el alcance de la presente inspección. Los resultados de la inspección pueden entregarse de forma preliminar una vez visualizados los resultados en campo y de acuerdo a la gravedad de las anomalías detectadas que ameriten la presentación de resultados de forma inmediata. Cada día, luego de la jornada de trabajo, será entregado un reporte de campo con las observaciones más importantes extraídas del análisis de las graficas de ultrasonido por ondas guiadas. El reporte final será entregado por instalación y 20 días después de culminados todos los trabajos de inspección. El Contratista deberá suministrar un reporte de la Evaluación de Integridad para cada instalación listada en la inspección por ondas guiadas. El reporte debe cumplir con las siguientes condiciones para cada incidente de pérdida de metal por corrosión que se detecte durante el proceso de Evaluación. El Contratista debe evaluar y reportar la resistencia remanente del ducto, de acuerdo a ASME B31G o RSTRENG, según sea apropiado, e informar ambos resultados cuando sea aplicable. El Contratista debe poder ejecutar los análisis con los dos métodos de evaluación. Cualquier resultado que muestre que la presión operativa segura del ducto es menor a 1,39 veces la Presión Operativa Máxima, debe reportarse como una condición que requiere reparación. El Contratista deberá proveer todos los cálculos para los defectos por corrosión externa e interna, de acuerdo a la NRF-030-PEMEX-2003 y CID-NORM-N-SI-001. La unidad de pago será por reporte por instalación evaluada, analizada, validada y entregada. II.- REHABILITACIÓN DE ANOMALIAS DICTAMINADAS COMO DE REPARACIÓN INMEDIATA. Una vez que se cuente con los resultados de la inspección con equipo instrumentado, el personal de la compañía y el de PGPB, decidirán la intervención inmediata de algunas anomalías, tales como aquellas que tengan un valor de FER mayor a 1.0 o pérdidas de espesor en la pared significativa. ESTIMACIONES:




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El Contratista semanalmente debe presentar a la Supervisión de PGPB, los números generadores, con el Resumen semanal de lo ejecutado, en los formatos proporcionados por PGPB. Acompañado con copia de la bitácora de obra, fotografías y videos, donde se soporten todos los trabajos estimados y la 4ª (cuarta) semana de acuerdo al programa, juntamente con los números generadores deberá entregar la Estimación en el formato correspondiente integrando en un solo volumen, las semanas anteriores. En el caso de las Envolventes No Metálicas y Envolventes Metálicas Bipartidas con relleno epóxico, su suministro será de acuerdo a los requerimientos de la obra, y a solicitud expresa por escrito de la Supervisión de PGPB. Formaran parte de la Estimación para su pago cuando el material ya se encuentre suministrado en campo, debiendo de aparecer en nota de bitácora su instalación, El Contratista, se responsabilizará de su manejo, almacenamiento y traslado hasta el lugar de su instalación, lo que debe ser incluido en los conceptos correspondientes. Para efecto de este Contrato se solicitará como apoyo de cada Estimación un reporte fotográfico, donde gráficamente se demuestre las actividades ejecutadas en el periodo analizado y El Contratista se obliga a entregarlo junto con los Resúmenes Semanales y la Estimación mensual. Los resúmenes semanales y la estimación mensual, deben ser elaboradas por cada frente de trabajo, para ser conjuntadas en una sola por la Residencia que se designe para tal efecto, la cual la debe integrar en una carpeta de argollas que contenga la información debidamente ordenada, empanzando por un índice y después separada por cada Residencia con los soportes correspondientes. Una vez integrada la documentación se procederá a firmar por las personas que se acuerde por parte de PGPB y de la Contratista, el cual debe quedar asentado en bitácora, posteriormente se procederá a recabar las firmas correspondientes. El Contratista será el responsable de la recopilación de la información y los traslados para que se tramite la Estimación, así como la reproducción en tres tantos de la información. Ambas partes aceptan que las especificaciones particulares que se mencionan pueden no ser la totalidad de las requeridas para la ejecución de los trabajos, por lo que, en caso de necesitarse, esta relación se complementara en su oportunidad con una nueva relación de especificaciones particulares que constituirán el ANEXO "B-1.1.". Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005.

CONTRATISTA





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ANEXO “B-2”

El presente es parte integrante de la convocatoria No. __________________, para la "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur". Y se formula de común acuerdo entre las partes para hacer constar que los trabajos antes descritos se llevarán a cabo de conformidad con las siguientes:

ESPECIFICACIONES PARTICULARES DE SALUD, SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

ÍNDICE

1. Seguridad Industrial.............................................................................................................................. 116 1.1. General.................................................................................................................................................. 116 1.2. Seguridad industrial............................................................................................................................... 119 1.3. Emergencias y primeros auxilios.......................................................................................................... 119 1.4. Equipo de protección personal.............................................................................................................. 121 1.5. Hojas de seguridad de los materiales utilizados.................................................................................... 121 1.6. Líneas de energía eléctrica.................................................................................................................... 121 1.7. Excavación............................................................................................................................................ 121 1.8. Programas de capacitación.................................................................................................................... 121 1.9. Cualidades del personal en sitio............................................................................................................ 121 1.10. Cuestionario para el contratista........................................................................................................... 121 1.11. Responsabilidades de El Contratista, PEMEX y del administrador del proyecto en seguridad y protección al ambiente.................................................................................................................................122 Contratista..................................................................................................................................................... 122 PEMEX y terceras partes............................................................................................................................. 122 Administrador del proyecto (ap).................................................................................................................. 122 SEGURIDAD INDUSTRIAL El Contratista deberá considerar el apoyo técnico necesario durante la ejecución de las pruebas pre-operativas requeridas para la elaboración del Protocolo de Seguridad mediante el cual se deberá hacer verificación de la no existencia de riesgos. 1.1. GENERAL Conforme al Art. 67 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas: I. El Contratista asume la responsabilidad total dentro de las instalaciones de Pemex Gas de que sus

empleados, agentes y subcontratistas, cumplan con todas las normas y reglamentos de higiene y seguridad. Además se obliga a usar el equipo de protección personal.




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II. Será completa responsabilidad de El Contratista, la seguridad de todas las personas empleadas por él mismo o sus subcontratistas, agentes, invitados o cualquier otra persona que entre al sitio de trabajo por cualquier motivo relacionado con el cumplimiento de sus obligaciones, acatando la norma de PEMEX GAS No.03.0.03, “Acceso de personas a instalaciones de PEMEX”, la cual estará disponible en las oficinas del AP para consulta de El Contratista. El Contratista deberá notificar por escrito a Pemex Gas cualquier situación riesgosa derivada por el uso del equipo de su propiedad y aún de aquel que no esté bajo su control en el sitio de trabajo. Cuando se determine la existencia de riesgo, PEMEX GAS y el AP podrán ordenar la suspensión de los trabajos hasta que la parte responsable elimine el riesgo. Si la condición de riesgo es imputable a El Contratista, Pemex Gas no reconocerá el pago de tiempos muertos.

III. El Contratista deberá señalizar las áreas designadas por Pemex Gas, indicando rutas de acceso y salida,

líneas eléctricas, equipo en operación y cualquier otra actividad que exponga la seguridad de sus empleados y al personal operativo de Pemex Gas.

IV. Responsabilidad Civil: El Contratista será el responsable de la seguridad que deberá prevalecer durante el

desarrollo de los trabajos, que personal a su cargo (incluyendo subcontratistas) realice dentro de las instalaciones de las estaciones motivo de este proyecto, concepto que quedará legalmente asentado en el contrato que se firme en su oportunidad y relevará a Pemex Gas y al Administrador del Proyecto, de cualquier problema, que con relación al desarrollo de los trabajos pudiera originarse, además de responsabilizarse de cualquier desperfecto o daño que sufran las instalaciones o el personal que se encuentre laborando en el lugar (personal de Pemex Gas, del Administrador del Proyecto o de El Contratista, incluyendo subcontratistas) derivado por el suceso de alguna de las eventualidades mencionadas en el punto IV (no son limitativas), debiendo en su caso proceder con las reparaciones e indemnizaciones correspondientes.

V. El Contratista deberá designar un empleado competente para actuar como Coordinador de Seguridad de

todo el proyecto, y tener al menos a una persona capacitada en seguridad en cada frente. El Coordinador de Seguridad deberá conocer los sitios de trabajo y será responsable de verificar que existan condiciones de trabajo seguras. El Contratista deberá dar a conocer por escrito a Pemex Gas el nombre y las aptitudes del Coordinador de Seguridad y éste se supeditará a la normatividad vigente.

VI. Pemex Gas requerirá de El Contratista cualquier acción en contra de su personal que no cumpla con las

medidas y normas de seguridad dentro de sus instalaciones. VII. En instalaciones de gas a alta presión se deberán tomar medidas de precaución adicionales y el uso del

equipo para prevenir cualquier posible daño. VIII. El Contratista deberá interconectar todas las instalaciones nuevas a las instalaciones existentes como se

requiere y deberá tener en cuenta que algunas soldaduras de interconexión podrán estar presurizadas, Pemex Gas deberá efectuar esta actividad y es responsable de mantener condiciones seguras durante la ejecución de los trabajos.

IX. Se deberán llevar a cabo actividades previas, cuando se necesite reparar, cambiar, rehabilitar, probar o

interconectar tuberías existentes u otras instalaciones de gas, ya que se requiere que las tuberías o instalaciones:

• Estén fuera de servicio, cuando se requiera. • Desfogue controlado a presión atmosférica, cuando se requiera. • Se efectúe prueba de explosividad, cuando se requiera. • Se corten en frío y/o caliente, cuando se requiera.




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• Se suelden. • Se verifique ultrasónicamente la imperfección de la tubería. • Se coloque bentonita. • Se efectúen pruebas no destructivas (radiografías, líquidos penetrantes, pruebas hidrostáticas y de

hermeticidad). • Se releve de esfuerzo a la tubería, cuando se requiera. • Se purguen y se presuricen.

I. Pemex Gas será responsable de supervisar que se realicen de una manera segura las actividades antes

mencionadas. II. Pemex Gas manejará todas las operaciones en las líneas que contienen gas natural, incluyendo los

desfogues y la purga de las mismas. Pemex Gas proporcionará: explosímetro únicamente, en las corridas de diablo únicamente.

1.2. SEGURIDAD INDUSTRIAL. I. Pemex Gas deberá efectuar pruebas de explosividad antes del inicio del trabajo, proveyendo un detector

de gas que se encuentre disponible en todo momento en los sitios donde se requiera. II. Pemex Gas deberá suministrar los contenedores para almacenar los líquidos o los productos

(condensados) de las tuberías antes de que éstas se corten. III. El Contratista deberá proveer el equipo de extinción adecuado para cubrir las operaciones de trabajo en

los sitios y deberán estar siempre disponibles, recargados y debidamente identificados y visibles. IV. El Contratista deberá proveer todo el control de tráfico en el área de trabajo (señales viales) así como

biombos para corte y soldadura, equipo de inspección dieléctrica, polvo químico, gases de inertización, señalamientos preventivos, restrictivos, informativos, etc. de acuerdo con las reglas y reglamentos de Pemex Gas, local, estatal y federales.

1.3. EMERGENCIAS Y PRIMEROS AUXILIOS. I. El Contratista deberá disponer de una lista completa de los números de emergencia (policía, bomberos,

ambulancias, hospitales y protección civil) de los lugares más cercanos al trabajo, los cuales deberá colocar y mantener en un lugar visible en cada frente.

II. El Contratista deberá tener equipo y personal capacitado en primeros auxilios, disponible en los sitios donde se requiera de acuerdo con su Programa de Seguridad, y proporcionar los primeros auxilios o atención médica a cualquier persona bajo su mando, que pudiera estar lesionada por causa del trabajo.

III. El Contratista deberá informar inmediatamente a Pemex Gas y al AP sobre los incidentes y accidentes que ocurran a sus empleados (incluyendo subcontratistas), así como cualquier evento accidental relacionado (vgr. Fugas de producto), y en las primeras 24 horas después de ocurrido, deberá entregar un informe escrito al AP y Pemex Gas, incluyendo copias de cualquier reporte requisitado por cualquier otra agencia gubernamental (local, estatal, federal) o privada relacionada a este proyecto, a la que El Contratista tenga acceso.

IV. Pemex Gas deberá proporcionar a El Contratista el procedimiento en caso de emergencia en el sitio de trabajo (Estaciones de bombeo y compresión.)

1.4. EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL.




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I. El Contratista deberá proporcionar con la debida anticipación y cubrir todos los costos del equipo de

protección personal que requieran sus empleados, agentes y subcontratistas y verificar el uso de éstos en los sitios de trabajo, de acuerdo a la actividad. a) Los cascos deberán cumplir como mínimo, con los requerimientos ANSI-Z89 Clase “B”. Los cascos

para impacto no se aprueban. b) La protección de los ojos puede ser con lentes de protección, goggles o caretas mientras el personal se

encuentre en un lugar que así lo requiera. Los lentes de protección y los goggles deberán cumplir como mínimo con los requerimientos ANSI-Z87. El Contratista deberá capacitar al personal sobre el uso adecuado de este equipo. Pemex Gas certificará.

c) Los zapatos de protección deben cumplir con los requerimientos ANSI-Z41. No se permitirá usar zapatos de lona, o con base de caucho, suecos, etc. Pemex Gas certificará.

d) Todas las personas deberán usar ropa de algodón que pueda ofrecer protección, considerando las tareas a realizar. No se permite el cabello suelto, ropa excesivamente holgada, joyería de ningún tipo, shorts, ni usar sólo camiseta. Pemex Gas certificará.

e) El Contratista proporcionará sanitarios portátiles para el uso de su personal, uno por cada 20 personas. 1.5. HOJAS DE SEGURIDAD DE LOS MATERIALES UTILIZADOS Y CORRECTA DISPOSICIÓN DE LOS MISMOS I. Antes de iniciar los trabajos El Contratista deberá proporcionar a Pemex Gas todas las hojas de seguridad

de los materiales (MSDS), recubrimientos químicos y materiales existentes, con los que el Contratista tenga contacto en el área de trabajo, durante la realización de los mismos, a excepción de los materiales que El Contratista suministre para la elaboración de los trabajos, mismo que deberá contar con dichas hojas de seguridad, las cuales se guardarán en las oficinas de campo de El Contratista durante todo el proyecto. Pemex Gas certificará.

II. El Contratista deberá informar a Pemex Gas, para su aprobación previa, el uso de los materiales, protecciones y químicos en el sitio de trabajo.

III. En atención a los principios y políticas de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, El Contratista deberá contemplar dentro de sus alcances ordinarios y como política de trabajo realizar la correcta recolección, concentración, almacenamiento y disposición de los productos deshechos o desperdicios del trabajo, tales como sulfuro de fierro residuo de las corridas, productos químicos, solventes, estopa, envases, cajas, etc. conteniéndolos en recipientes plásticos (tambos), entregándolos en el Sector correspondiente de PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

1.6. LÍNEAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA. I. El Contratista deberá tomar todas las precauciones necesarias para proteger contra daños y lesiones a las

personas cuando éstas estén trabajando cerca de las líneas de energía eléctrica y/o instalaciones existentes. PEMEX GAS certificará.

1.7. EXCAVACIÓN.




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I. En caso de requerir de excavaciones, El Contratista deberá proporcionar a Pemex Gas las secciones y cortes transversales de la zanja y croquis de las excavaciones requeridas para el área de trabajo y deberá notificar a Pemex Gas a fin de determinar la existencia de instalaciones subterráneas y su protección dentro del área de trabajo, incluyendo las medidas de seguridad para todo el personal. Como resultado de tal análisis Pemex Gas dará el visto bueno para proceder a la excavación. (Estos trabajos se deberán efectuar con herramienta manual).

1.8. PROGRAMAS DE CAPACITACIÓN. I. El Contratista deberá proporcionar a todos sus empleados (incluyendo subcontratistas), por medio de

instructores calificados, la capacitación requerida en materia de Seguridad y Protección Ambiental para llevar a cabo los trabajos. Pemex Gas certificará.

1.9. CUALIDADES DEL PERSONAL EN SITIO I. Experiencia de la Contratista en Seguridad Industrial y Protección Ambiental - Deberá documentar

la experiencia con que cuenta su personal, que será un mínimo de cinco (5) años para realizar trabajos que incluyan aspectos de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, similares a los que pueda encontrar en el proyecto propuesto. Además deberá proporcionar el nombre y cualidades del “Personal Capacitado en Seguridad y Protección Ambiental” propuesto, que tendrá responsabilidad y autoridad específica, incluyendo su Curriculum Vitae. Pemex Gas certificará.

A continuación se listan las cualidades mínimas que deberá tener el personal capacitado en seguridad industrial y protección ambiental: • Deberá contar con conocimientos de: − Procedimientos de seguridad y protección ambiental aplicables al proyecto, con una experiencia

mínima de cinco (5) años. − Atención de emergencias (incluye primeros auxilios), y − Normatividad (Nacional e internacional) aplicable al proyecto.

• Deberá ser capaz de identificar los riesgos existentes y peligros potenciales en materia de seguridad industrial y protección ambiental, así como predecirlos.

• Deberá tener la autoridad para tomar decisiones rápidas y adecuadas para contrarrestar los riesgos.

I. Personal de Seguridad Industrial y Protección Ambiental - El Contratista proveerá pruebas fehacientes (comprobables) de que el personal propuesto como Jefe de Frente está capacitado en Seguridad Industrial y Protección Ambiental. Pemex Gas certificará.

1.10. CUESTIONARIO PARA EL CONTRATISTA Detalle su respectivo Programa de Seguridad, el cuál deberá contener como mínimo procedimientos de seguridad para:

• Comunicación de riesgos. • Equipo de protección personal. • Prevención de incendios. • Uso de extintores portátiles y semifijos. • Elevadores de carga. • Operación de grúas. • Maquinaria y equipo pesado. • Seguridad vehicular.




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• Seguridad en helicópteros. • Manejo de cilindros a presión. • Instalaciones eléctricas. • Permiso para trabajos con riesgo. • Precauciones para poner fuera de servicio temporal o permanente una tubería: − Desmonte o reemplazo de válvulas. − Arranque y paro de bombas. − Arranque y paro de compresores.

• Desfogues a la atmósfera. • Colocación de etiquetas y banderas. • Cierre y etiquetado de equipo eléctrico. • Excavación y atrincheramiento. • Bridas ciegas. • Pruebas de presión. (hidrostática y neumática) • Instrumentación. • Aplicación de recubrimiento y pintura. • Reportes: − Lesiones. − Daños a El Contratista. − Colisión vehicular. − Reporte de daños. − Juntas de Seguridad y Protección Ambiental.

I. ¿Cuándo se implementó su Programa de Seguridad? II. ¿Quién es el responsable de la Seguridad en su Compañía? III. ¿Es el encargado un empleado de la Compañía? IV. ¿Desde cuándo? V. Proporcione estadísticas sobre incidentes y accidentes ocurridos en su empresa en los últimos cinco (5)

años. Incluya el número de incidentes reportados, el número de accidentes de tiempo perdido, pérdida o daños sufridos (personal y material).

VI. ¿Qué capacitación de primeros auxilios, RCP, etc., le brinda a su personal clave? VII. Mencione cualquier otra información relevante. VIII. Por favor, describa la política y los procedimientos de su compañía, sobre la protección del medio

ambiente. IX. ¿Tiene alguna organización o comité dentro de su empresa para asegurarse de que se cumplan los

procedimientos ambientales durante la ejecución de sus proyectos? X. ¿Qué personal constituye este grupo, organización o comité? XI. ¿Qué tipo de capacitación brinda a su personal para la protección del medio ambiente en cada proyecto? 1.11. RESPONSABILIDADES DE EL CONTRATISTA, PEMEX Y DEL ADMINISTRADOR DEL PROYECTO EN SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AL AMBIENTE. CONTRATISTA




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I. Cumplir con todos los requerimientos de seguridad del Contrato. II. Asegurarse de que todo el personal (incluyendo a los subcontratistas) entienda y siga las reglas y

procedimientos de seguridad, incluyendo respuesta en cada caso de emergencia. III. Proveer supervisión, inspección, capacitación, procedimientos de seguridad, para asegurarse de que el

trabajo se lleve de tal manera que no ponga en peligro o dañe a los empleados, las instalaciones o al público en general.

IV. Avisar inmediatamente a PEMEX y al AP, sobre cualquier situación insegura en el sitio de trabajo, y tomar las medidas necesarias para proteger a los trabajadores hasta que ésta sea corregida.

V. Proporcionar y exigir a los empleados el uso de equipo y ropa de protección personal autorizados, mientras permanezca en el sitio de trabajo.

VI. Tener disponibles para consulta de Pemex Gas y del AP, las Hojas de Seguridad (MSDS) de todos los materiales y sustancias químicas, solventes, recubrimientos, aceites y combustibles que se utilizan para llevar a cabo el trabajo. Asegurarse de que cualquier derrame o fuga de estas sustancias sea detenida inmediatamente, se limpien por completo y se eliminen de acuerdo con los procedimientos adecuados y en cumplimiento con la normatividad aplicable al respecto (nacional e internacional). Reportar de manera inmediata a Pemex Gas sobre cualquier derrame o fuga.

PEMEX Y TERCERAS PARTES (LAS TERCERAS PARTES SE APLICAN PARA LOS TRABAJOS REALIZADOS EN LOS SITIOS DE TRABAJO DE ÉSTAS) I. Proveer un ambiente de trabajo seguro para el trabajo de El Contratista y del AP. II. Avisar al AP y a El Contratista, cualquier operación o condición anormal o poco segura en la instalación,

y tomar las medidas de seguridad que apliquen. III. Avisar al AP y a El Contratista sobre los procedimientos de seguridad de la instalación, incluyendo la

respuesta en caso de emergencia. IV. Llevar a cabo todas las operaciones concernientes a los ductos que contengan gas natural, LPG, o

productos petroquímicos en “línea viva”, incluyendo el desfogue y la purga de líneas. V. Medir las concentraciones de gas en el sitio de trabajo cada vez que sea necesario, para asegurar que las

condiciones de trabajo sean seguras. Así mismo, avisar al AP y a El Contratista, los resultados cuando estén trabajando en o cerca del área en cuestión.

ADMINISTRADOR DEL PROYECTO. I. Revisar los programas, procedimientos y capacitación en seguridad, provista por El Contratista. II. Proveer orientación sobre seguridad, para que El Contratista se cerciore de que se han entendido

claramente todos los requerimientos de seguridad. III. Supervisar el desempeño en seguridad de El Contratista y del equipo del proyecto, para asegurar que se

cumplan los requerimientos y procedimientos de seguridad. IV. Vigilar que se solucione cualquier problema de seguridad o en relación con el personal de PEMEX, de El

Contratista o del AP. V. Investigar los incidentes y accidentes que le ocurran al personal del AP durante los trabajos en campo y

asegurarse de que se tomen las medidas correctivas adecuadas. VI. Elaborar estadísticas de seguridad apropiadas para el proyecto. VII. Revisar cualquier “cambio” que ocurra durante el proyecto, para cerciorarse de que la seguridad se lleve

de manera adecuada. VIII. Participar de manera adecuada en cualquier actividad antes de su inicio o durante las pruebas en sitio. Dada la importancia de este rubro, PEMEX Gas y Petroquímica Básica, bajo la premisa de evitar cualquier incidente o accidente que ponga en riesgo la salud o integridad física de los trabajadores de El




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Contratista o de PEMEX Gas y Petroquímica Básica; de las instalaciones, la población y propiedades o el entorno y medio ambiente, podrá suspender en forma temporal, parcial o definitivamente los trabajos motivo de este contrato, o rescindir el mismo si el personal y/o equipo y/o procedimientos o comportamiento de El Contratista no cumple con los requisitos de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, lo que será tomado como causa imputable a El Contratista. Ambas partes aceptan que las especificaciones particulares que se mencionan pueden no ser la totalidad de las requeridas para la ejecución de los trabajos, por lo que, en caso de necesitarse, esta relación se complementara en su oportunidad con una nueva relación de especificaciones particulares que constituirán el ANEXO "B-2.1.". Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005.

CONTRATISTA





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ANEXO " C "

El presente es parte integrante de la convocatoria No. __________________, para el "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur", y se formula de común acuerdo entre las partes, en los términos del clausulado de dicho contrato, para establecer los conceptos de obra por ejecutar y los precios unitarios respectivos de conformidad con las siguientes:

NOTAS GENERALES.

1. Los precios unitarios deberán incluir los cargos directos, indirectos, utilidad y el costo de las obligaciones estipuladas en las especificaciones de concurso.

2. Los precios unitarios deberán incluir los cargos por el suministro, transporte y manejo de los materiales

hasta la obra, por parte de El Contratista, salvo indicaciones en el contrato, en cuyo caso se especifica "PEMEX Gas y Petroquímica Básica suministra...".

3. En la descripción de los conceptos de obra e inspección, únicamente se enumerarán las operaciones básicas,

pero se considerarán incluidas todas las necesarias para garantizar la correcta realización del trabajo. 4. Los precios unitarios deberán incluir en su caso, lo correspondiente a transporte de personal y alimentos,

cargos directos e indirectos. 5. Los precios unitarios deberán incluir los cargos por maquinaria y equipo de construcción, en los casos que

PEMEX Gas y Petroquímica Básica facilite a El Contratista maquinaria o equipo de construcción, se hace la indicación respectiva.

6. En la presente cotización no deberá considerarse ningún cargo por concepto de impuesto al valor agregado

(IVA). 7. Junto con su proposición, el concursante deberá entregar el análisis detallado de los precios unitarios de los

conceptos de este Anexo "C". 8. Los informes y reportes deberán presentarse en el idioma español.

Ambas partes aceptan que los conceptos de obra y precios unitarios antes mencionados pueden no ser la totalidad de los requeridos para cubrir el pago de este contrato, por lo que, en caso de necesitarse, esta relación será complementada en su oportunidad con una nueva relación de precios unitarios que constituirá el ANEXO "C-1". Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA





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ANEXO " D "

PROGRAMA DE EJECUCIÓN El presente es parte integrante de la convocatoria No. __________________, para la "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur", y se formula de común acuerdo entre las partes para establecer los plazos de ejecución en días naturales, de los conceptos correspondientes a la obra, de conformidad con la siguiente: Relación de plazos de ejecución en días calendario y programa mensual de ejercicio presupuestal de los conceptos de obra. "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur" El plazo total de ejecución de los servicios será de 730 días calendario, a partir de la fecha que PEMEX Gas y Petroquímica Básica lo indique. Ambas partes aceptan que la presente relación de plazos de ejecución de los conceptos de obra, ejercicio presupuestal y secuencia de los mismos, presentado por El Contratista y aceptado por PEMEX Gas y Petroquímica Básica, servirá de base para la aplicación de la cláusula de sanciones por incumplimiento de programa, cuando esta proceda y que en caso de necesitarse, esta relación será complementada en su oportunidad con una nueva relación de plazos que constituirá el anexo "D-1". Aceptan también que el concepto de inspección mal ejecutado se tendrá por no realizado. Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA





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ANEXO "E-1"

EQUIPO QUE PROPORCIONARÁ PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA El presente es parte integrante de la convocatoria No. __________________, para el "Mantenimiento Integral de Inspección Rehabilitación y Certificación del Transporte por Ductos de la Zona Sur", y se formula de común acuerdo entre las partes para hacer constar que la inspección antes descrita se llevará a cabo de conformidad con la siguiente relación de equipo que proporcionará PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

PEMEX Gas y Petroquímica Básica no proporcionará ningún equipo. Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005.

CONTRATISTA





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ANEXO "E-2"

EQUIPO QUE PROPORCIONARÁ EL CONTRATISTA

No. Descripción Cantidad Unidad 1 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 36” D.N. Equipo 2 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 30” D.N. Equipo 3 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 24” D.N. Equipo 4 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 20” D.N. Equipo 5 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 16” D.N. Equipo 6 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 12” D.N. Equipo 7 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 08” D.N. Equipo 8 Equipo instrumentado para inspección basándose en FFM 04” D.N. Equipo

9 Equipo de limpieza química para 36” D.N. (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación)








17 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 36” D.N. Equipo 18 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 30” D.N. Equipo 19 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 24” D.N. Equipo 20 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 20” D.N. Equipo 21 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 16” D.N. Equipo 22 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 12” D.N. Equipo 23 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 08” D.N. Equipo 24 Equipo calibrador geométrico (diablo) de 04” D.N. Equipo 25 Cajas marcadoras detectores de paso de diablo. Pieza 26 Equipo para sand blast. 26.1 Compresor de aire 600 PCM, completo. 2 Equipo 26.2 Equipo para limpieza a chorro de arena completo. 1 Juego 27 Maquina de soldar motor a diesel 400 amp. 4 Equipo 28 Camión 6 Ton. Con plataforma y grúa hidráulica (hiab). 2 Equipo 29 Camioneta 3.5 ton. 4 Equipo 30 Camioneta pick up. 4 Equipo 31 Detector de tubería Radiodetection. 2 Equipo 32 Compactadora de placa. (bailarina) 2 Equipo 33 Equipo de alumbrado tipo Maxilite. 2 Equipo




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34 Cama hidráulica para alojamiento de diablos 2 Equipo 35 Detector de fallas de recubrimiento Holiday detector. 2 Equipo

36 Equipo analizador de fallas por ultrasonido Kraut-Krammer Branson. (completo) 2 Equipo

37 Calibrador de espesores Kraut-Krammer Branson. (completo) 2 Equipo 38 Computadora personal para oficina. 1 Equipo 39 Impresora Láser. 1 Equipo 40 Pulidora-Biseladora. 4 Equipo 41 Gatos mecánicos 15 Ton. 4 Equipo 42 Computadoras portátiles Laptop. 2 Equipo 43 Cámara de video Handycam. 1 Equipo 44 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 36” D.N. Equipo 45 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 30” D.N. Equipo 46 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 24” D.N. Equipo 47 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 20” D.N. Equipo 48 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 16” D.N. Equipo 49 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 12” D.N. Equipo 50 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 08” D.N. Equipo 51 Equipo instrumentado con modulo inercial GPS en 04” D.N. Equipo 52 Equipo de posicionamiento global superficial terrestre completo. Equipo 53 Navegador GPS. 2 Equipo 54 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 48” D.N. 1 Equipo 55 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 42” D.N. 1 Equipo 56 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 36” D.N. 1 Equipo 57 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 30” D.N. 1 Equipo 58 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 24” D.N. 1 Equipo 59 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 20” D.N. 1 Equipo 60 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 18” D.N. 1 Equipo 61 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 16” D.N. 1 Equipo 62 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 14” D.N. 1 Equipo 63 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 12” D.N. 1 Equipo 64 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 10” D.N. 1 Equipo 65 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 08” D.N. 1 Equipo 66 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 06” D.N. 1 Equipo 67 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 04” D.N. 1 Equipo 68 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 03” D.N. 1 Equipo 69 Juego completo del equipo de ultrasonido por ondas guiadas para 02” – 1” D.N. 1 Equipo

70 Equipo completo para los estudios CIS (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación) 1 Equipo

71 Equipo completo para los estudios DCVG (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación) 1 Equipo

72 Equipo completo para los estudios C-SCAN (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación) 1 Equipo

73

Equipo completo para los estadios mediante el Maleador de Corriente (PCM) (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación) 1 Equipo

74 Equipo completo para levantamiento y pruebas del reporte en campo de 1 Equipo




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excavaciones de los estudios para EDCE y EDCI (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación)

75 Equipo airless. 2 Equipo Listado mínimo, enunciativo más no limitativo que deberá ser complementado con el alcance de las partidas, descritas en el anexo B-1. Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA





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ANEXO "F"

MATERIAL QUE PROPORCIONA PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

PEMEX Gas y Petroquímica Básica no proporcionará ningún material Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA





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ANEXO "F-1"

MATERIAL QUE PROPORCIONA EL CONTRATISTA

No. Descripción Unidad 1 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 36” D.N. Pieza 2 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 30” D.N. Pieza 3 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 24” D.N. Pieza 4 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 20” D.N. Pieza 5 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 16” D.N. Pieza 6 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 12” D.N. Pieza 7 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 08” D.N. Pieza 8 Encamisado de acero API-5L-X52, para tubería 04” D.N. Pieza 9 Combustibles. Lote.

10 Sistema integral de recubrimientos a base de ceras de microcristalinas de petróleo. Lote 11 Sistema integral de recubrimientos a base de epóxicos líquidos de altos sólidos. Lote 12 Arena sílica para sand-blasting. Ton 13 Soldadura E-60 de 1/8”, 5/32”, 3/32, etc. Kg. 14 Gel acoplante para mediciones con equipos ultrasónicos. Lote 15 Polines y tablas para ademar. M2 16 Alambre de púas. Mto 17 Cinta amarilla para señalización. Mto 18 Trampas de recibo y envío de diablos para ductos de 24” D.N., 16” D.N. y 12” D.N. Pieza 19 Madera rolliza. Pieza

20 Tambos de plástico para disposición de residuos producto de las corridas e instalación de envolventes o refuerzos mecánicos. Pieza

21 Mojoneras de concreto. Pieza 22 Tachuelas de referencia GPS. Pieza

23 Material de limpieza química para 36” D.N. (se solicita desglosar en su propuesta el equipo empleado para su correcta evaluación)











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Listado mínimo, enunciativo más no limitativo.

Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA





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ANEXO "F-2"

PERSONAL TECNICO, ADMINISTRATIVO Y MANUAL QUE PROPORCIONA EL CONTRATISTA No. Descripción. Cantidad 1 Superintendente de proyecto residente en México. 1

Personal especialista inspección interior con equipo instrumentado basándose en FFM.

2 Especialista Inspector FFM. 1 3 Especialista equipo calibrador geómetra. 1 4 Especialista limpieza interior. 1 5 Ayudante especialista. 2 6 Cuadrilla de apoyo manual. 21 En residencias.

7 Supervisor de obra residente. 1 8 Ayudante de administración secretaria. 1 9 Chofer. 1

10 Cabo de oficio obra mecánica. 2 11 Ayudante cabo oficio obra mecánica. 2 12 Especialista soldador. 4 13 Ayudante especialista soldador. 4 14 Operario especialista protección catódica. 2 15 Operador de maquinaria pesada y equipos auxiliares. 1 16 Obrero. 12

Otras especialidades 17 Especialista analista de fallas. 1

18 Especialista profesional en Administración de riesgo y Adecuación para el Propósito. 1

19 Especialista Ultrasonido nivel 2. 1 20 Especialista equipo instrumentado geoposicionador GPS. 1 21 Personal especialista inspección y certificación. 1 22 Especialista analista de fallas. 1

23 Especialista profesional en Administración de riesgo y Adecuación para el Propósito. 1

24 Especialista operario posicionamiento superficial GPS terrestre. 1 Esta lista no es limitativa, ya que deberá complementarse con el alcance de cada partida descrita en el anexo B-1 de este contrato Se firma este Anexo en la Cd. de México, D.F. a los días del mes de 2005

CONTRATISTA


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