ESPECIFICACIONES PARTICULARES I. DE LA PLANTA DE...

ANEXO”B-1”: ESPECIFICACIONES PARTICULARESCONTRATO No. _________________

PROVEEDOR ___________________

HOJA 1 DE 135

El presente anexo es parte integral del contrato N°_________________, celebrado entre PEP y la Cía, _______________________________ para efectuar "FLETAMENTO DE BARCO DE PROCESO PARA LA RECEPCIÓN DE HIDROCARBUROS, FLUIDOS Y LOS PRODUCTOS DE REACCIÓN PROVENIENTES DE LAS OPERACIONES DE TERMINACIÓN, REPARACIÓN Y ESTIMULACIÓN DE POZOS Y AFOROS" y se formula de común acuerdo entre ambas parte para hacer constar que este servicio se llevará a cabo de conformidad con las siguientes:

ESPECIFICACIONES PARTICULARES

I. DE LA PLANTA DE PROCESO EL PROVEEDOR será responsable de suministrar los servicios de un barco de proceso para la RECEPCIÓN DE HIDROCARBUROS, FLUIDOS Y LOS PRODUCTOS DE REACCIÓN PROVENIENTES DE LAS OPERACIONES DE TERMINACIÓN, REPARACIÓN Y ESTIMULACIÓN DE POZOS Y AFOROS; debe estar diseñado de modo que se puedan cubrir los servicios solicitados acorde con el rango de las condiciones de operación establecidas por PEP para que los servicios se realicen de modo eficiente y seguro. EL PROVEEDOR deberá proporcionar una embarcación con las características y especificaciones requerida por PEP, para proporcionar los servicios objeto de este contrato. Es responsabilidad de EL PROVEEDOR, la selección, capacidad y tipo de embarcación propuesta para la prestación del servicio, así como la sección de separación de crudo, gas, agua y de los sólidos y productos de reacción (provenientes de la terminación, reparación y estimulación de los pozos), de la sección de separación de sólidos y productos de reacción, de la sección de tratamiento de agua a bordo de la embarcación, equipo auxiliar y accesorios para las operaciones y procesos que se requieran, para cumplir con las siguientes especificaciones: El barco deberá contar como mínimo con la PLANTA, EQUIPOS Y SISTEMAS AUXILIARES que a continuación se mencionan de manera enunciativa y no limitativa:

1. FUNCIÓN DE LA PLANTA El objetivo del servicio del barco es procesar una corriente de alimentación proveniente directamente de pozos de producción de diversos yacimientos ubicados en la Sonda de Campeche, para la minimización de daño ecológico al entorno mediante el tratamiento de los efluentes contaminantes, así como la recuperación del aceite y del gas para su reinyección a las líneas de proceso. El barco dará servicio a las plataformas que PEP le indique, de acuerdo a sus requerimientos, considerando que las operaciones se realizan en tiempos variables. Como resultado del procesamiento se obtendrán los siguientes productos y subproductos:


PROVEEDOR ___________________

HOJA 2 DE 135

A) Productos: � Aceite: para su reinyección simultánea y/o para su almacenamiento y posterior

reinyección. El sitio de reinyección será a medio árbol de pozo y/o a líneas de proceso ubicados en las instalaciones costafuera de PEP en la Sonda de Campeche.

� Gas: para su reinyección simultánea a líneas de proceso y/o al quemador (quemado eficiente del gas proveniente de la separación), sin embargo, previo a su quemado se deberá considerar la recuperación de condensados. El sitio de reinyección será a medio árbol de pozo y/o a líneas de proceso ubicados en las instalaciones costafuera de PEP en la Sonda de Campeche. El supervisor de PEP a bordo será el que determine el quemado o su reinyección a pozos y/o líneas de proceso, ya que no se requiere de equipo para aumentar la presión.

B) Subproductos: � Mezcla de sólidos y productos de reacción (ya separados): los sólidos separados

serán enviados a confinamiento y envalados acorde con la normatividad vigente aplicable para los mismos; por su parte, el aceite y diesel separados se enviarán a almacenamiento para su posterior reinyección a líneas de proceso, mientras que el agua separada se enviará a almacenamiento para su posterior tratamiento.

� Agua tratada: debe cumplir con los parámetros físicos, químicos y biológicos acorde a los niveles máximos permitidos y descritos en la norma oficial mexicana NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78, que establecen los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas residuales en aguas y bienes nacionales, para su descarga al mar.

Para el diseño del proceso se deberá considerar que las características de la alimentación estarán en función de las siguientes operaciones que se llevan a cabo en las plataformas: a.- Reparación, Terminación y Estimulación (Inducción y Limpieza de Pozos). b.- Aforo. c.- Separación y Medición de Pozos con Aportación de Agua. d.- Libranzas Operativas. El diseño básico del proceso deberá estar fundamentado en el uso de tecnologías plenamente establecidas y probadas a nivel comercial, que cumplan con el objetivo del servicio solicitado.


PROVEEDOR ___________________

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2. TIPO DE PROCESO

Para las operaciones descritas en los puntos 2.1, 2.2 y 2.3, la planta deberá contar con la instrumentación necesaria para integrar el reporte de medición de pozos. Deberá contar con sistemas individuales de medición para el gas y aceite y debe ser diseñado bajo las normas AGA REPORTE 3 y API 14.3, API 14.8 y API CAPÍTULO 5 (ediciones mas recientes) en lo que concierne a medición de hidrocarburos. Así también considerar la medición de agua. En todas las operaciones que se envíe gas al quemador se deberá considerar la recuperación de condensados, los cuales se enviarán a reprocesamiento para su posterior almacenamiento. La embarcación debe contar con sistemas de bombeo para reintegrar el crudo acondicionado a las líneas de proceso que PEP indique, a presiones con un intervalo mínimo de 4 a 25 kg/cm² y a gastos con un intervalo mínimo de 500 a 1,500 bls/hora. El almacenamiento de crudo deberá contar con un sistema de medición de acuerdo a la normatividad adecuada al tipo de recipiente. El diseño y construcción de la planta de proceso será establecido por EL PROVEEDOR con base en la descripción de cada una de las operaciones que se llevan a cabo en las plataformas apegándose a las especificaciones mínimas señaladas en este anexo

2.1 REPARACIÓN, TERMINACIÓN Y ESTIMULACIÓN (INDUCCIÓN Y LIMPIEZA DE POZOS) En este tipo de operación la alimentación será primeramente una mezcla de sólidos y productos de reacción, y la función de la planta será separarlos. Los productos de reacción están constituidos por diesel, agua, ácido clorhídrico gastado, químicos diversos, nitrógeno (utilizado durante la inducción de pozos), y además puede haber arrastres de gas asociado, entre otros. El diesel e hidrocarburos se enviarán a reprocesamiento, el agua se almacenará para su posterior tratamiento y envío al mar de acuerdo a norma oficial mexicana NOM-001-ECOL-1996 y Marpol73/78, mientras que los sólidos se enviarán a confinamiento, debidamente clasificados, para su posterior entrega a PEP, quien será responsable de su disposición final. El gas presente en esta operación deberá enviarse al quemador. Una vez que se termine esta operación, la alimentación será una mezcla de aceite, gas y agua, y la función de la planta será separar las fases. El gas obtenido durante estas operaciones será enviado al quemador, sin embargo, cuando sea factible deberá considerarse su reinyección a líneas de proceso; mientras que el aceite que se


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obtenga deberá acondicionarse para su reinyección simultánea y/o para su almacenamiento y posterior reinyección. En estas operaciones se requiere realizar la medición del gas y del aceite. Por su parte, el agua separada será almacenada para su tratamiento, la cual deberá cumplir con los parámetros físicos, químicos y biológicos acorde a los niveles máximos permitidos y descritos en la norma oficial mexicana NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78, que establecen los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas residuales en aguas y bienes nacionales, para su descarga al mar. El barco deberá tener sistemas de medición de los fluidos ya separados.

(Ver esquema No. 1 del Anexo “A”)

2.2 AFORO En esta operación la alimentación será una mezcla de aceite y gas, y la función de la planta será realizar la medición de las dos fases. Asimismo, deberá llevar a cabo la integración de las dos corrientes, cuando esto sea factible, para su reincorporación a líneas de proceso existentes en las plataformas de PEP. En caso de que la integración de la corriente de gas no sea factible, ésta se deberá enviar al quemador, sin embargo, previo a su quemado se deberá considerar la recuperación de condensados. El supervisor de PEP a bordo será el que determine su quema o su reinyección a pozos y/o líneas de proceso. Se busca que cuando el barco esté en operación efectiva recepcionando aceite y gas, éstos sean retornados en forma simultánea (conexión a dos vías: ingreso al barco y retorno a la instalación); en caso de que en la instalación en la que se esté brindando el servicio no sea posible este retorno simultáneo, el aceite se almacenará para posteriormente ser reinyectado al pozo y/o a líneas de proceso en otra instalación que lo permita. Cuando se realice aforo de pozos exploratorios el aceite deberá almacenarse para su posterior reintegración a líneas de proceso. El diseño de este sistema deberá ser el más adecuado, a fin de obtener precisión en los gastos de producción de cada pozo.


2.3 SEPARACIÓN Y MEDICIÓN EN POZOS CON APORTACIÓN DE AGUA En este tipo de operación la alimentación será una mezcla de aceite, gas y agua, y la función de la planta será separar las fases. Cuando las condiciones de operación lo permitan, las corrientes de gas y aceite, ya separadas y caracterizadas, se mezclarán para su reinyección a líneas de proceso, evitando el almacenamiento del aceite y su bombeo para reinyección. Cuando lo anterior no sea posible, el gas se enviará a quemador, sin embargo, previo a su quemado se deberá considerar la recuperación de


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condensados. El aceite deberá acondicionarse para su almacenamiento y reinyección a líneas de proceso, cuando la embarcación pueda proporcionar dicho servicio. Por su parte, el agua será separada y almacenada para su tratamiento, la cual deberá cumplir con los parámetros físicos, químicos y biológicos acorde a los niveles máximos permitidos y descritos en la norma oficial mexicana NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78, que establecen los limites máximos permisibles de contaminantes en las descargas residuales en aguas y bienes nacionales, para su descarga al mar, y deberá considerarse lo indicado en el punto 4: Especificaciones de la Alimentación de este anexo, para realizar los tratamientos respectivos para su disposición final. También deberá tener sistemas de medición de los fluidos ya separados. La reinyección del aceite a líneas de proceso sólo podrá realizarse cuando se cumplan los parámetros de calidad establecidos en el punto 6: Especificaciones de los productos de este anexo.


2.4 LIBRANZAS OPERATIVAS Este tipo de operaciones serán extraordinarias; la alimentación será una mezcla en mayor proporción de agua y en menor proporción aceite, proveniente de las pruebas de presurización hidrostática de ductos, la función de la planta será tratar la misma. El aceite deberá separarse para su almacenamiento y reinyección posterior a líneas de proceso. Los residuos serán separados y manejados y almacenados conforme a normas. En pruebas hidrostáticas a ductos para la recepción de los fluidos, EL PROVEEDOR se conectará del ducto al choke manifold con tubería de conexión rápida y del choke manifold al barco con mangueras flexibles. El barco no participa en el represionamiento de la prueba hidrostática del ducto. Se tienen contempladas las llamadas “corridas de diablo”, y en estos casos el barco prestará el servicio de recepción de fluidos y tratamiento con base a su capacidad cuando PEP así lo determine. EL PROVEEDOR deberá de tomar las previsiones para evitar posibles daños a la planta por material de composición del diablo, y con base a su experiencia seleccionará el dispositivo o filosofía de operación que considere adecuado para prevenirlos. El agua deberá ser tratada para su envío al mar, y deberá considerarse lo indicado en el punto 4: Especificaciones de la Alimentación de este anexo, para realizar los tratamientos respectivos para su disposición final. También deberá tener sistemas de medición de los fluidos ya separados. La reinyección del aceite a líneas de proceso sólo podrá realizarse cuando se cumplan los parámetros de calidad establecidos en el punto 6: Especificaciones de los productos de este anexo. De este tipo de operaciones, se pueden realizar de 1 a 3 libranzas operativas por año.



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HOJA 6 DE 135

3. FACTOR DE SERVICIO, CAPACIDAD Y FLEXIBILIDAD

3.1 FACTOR DE SERVICIO

La unidad deberá diseñarse para operar en forma continua durante la vigencia del contrato.

3.2 CAPACIDAD DE DISEÑO La capacidad de la planta y de cada uno de los sistemas que la integran, será determinada por EL PROVEEDOR de acuerdo a la información indicada en el punto 4 Especificaciones de la Alimentación de este anexo, pero en su intervalo de operación deberá manejar mínimo 15,000 BPD de crudo más el gas asociado correspondiente al caso máximo de operación.

3.3 FLEXIBILIDAD DE OPERACIÓN La planta deberá contar con las facilidades para procesar eficientemente la diversidad de flujos y composiciones que se presentan, teniendo la capacidad para efectuar los servicios requeridos a cualquier pozo, de acuerdo al punto 4: Especificaciones de la alimentación de este anexo. La planta tendrá la flexibilidad de dar servicio a pozos aportadores de agua, por lo que deberá contemplar para su diseño la cantidad de agua y sales que se presentan en éstos, de acuerdo a la información que se presenta en el punto 4: Especificaciones de la alimentación de este anexo.

4. ESPECIFICACION DE LAS ALIMENTACIONES

4.1 COMPOSICIÓN DE CRUDO Y GAS TÍPICOS

Para el diseño se deben considerar las características de los diferentes petróleos tipo presentados, tanto para la Región Marina Noreste como para la Región Marina Sureste, sin embargo, en cuanto a las condiciones de operación el diseño de la planta debe de apegarse a las condiciones de los pozos de la Región Marina Noreste (considerar a rangos mínimos presión máxima de 60 kg/cm2, y temperatura máxima: 92 °C). En caso de requerirse se podrá dar servicio a la Región Marina Sureste, por lo que los pozos que manejen presiones mas elevadas, ésta se controlará a través del choke manifold de estrangulación de EL PROVEEDOR y en caso de ser necesario con el estrangulador del medio árbol de PEP.


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HOJA 7 DE 135

Para los yacimientos de la Región Marina Noreste, las siguientes son las características de la alimentación al barco:

PETRÓLEOS TIPO CARACTERISTICA

A B C D E F

° API 21-22 31 16 21 25 13

Relación Gas–Aceite Total (m3/m3) 70-150 70 164 408 73 105

Relación Gas–Aceite de Formación (m3/m3) 65 70 136 123 73 53

Relación Gas Inyectado Líquido Producido (m3/m3) 75 0 28 285 0 52

Gasto mínimo (BLS) 2115 Ptp=8.1

Psep=7.1 Est.=3 ¼”

8182 Ptp=103 Psep=30 Est=3/4”

1300 1000 2000 3500

Gasto Promedio (BLS) 9002 Ptp=10.0 Psep=6.0 E=4 1/16

10335 Ptp=84

Psep=30 Est=7/8”

8000 1000 2000 6500

Gasto Máximo (BLS) 18352* Ptp=15.8

Psep=13.4 Est=7 1/16”

20000 Ptp=S/D Psp=S/D Est=S/D

13000 1000 2000 7500

Presión fluyente del pozo en la cabeza (kg/cm2 man.) 9 - 18 60 10.9 7 13 6.3 – 14.5

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza (°C) 65 - 74 50 80 72 75 70.5

% de Sólidos 0.5-5.0 0.5-5.0 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0

% de Agua 0.0-20.0 0.0-2.0 0.0 – 2.0 0.0 – 2.0 0.0 – 2.0 0.0 – 2.1

Lb de sal / MBbl S/D S/D 22.6 S/D

% mol de sulfhídrico 4.5 4.5 1.41 0.02 0 7.6

Viscosidad

371 SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA 87.95 cSt @

100 °F DINÁMICA 81.17 cP @

100 °F

Sin dato

473 SSU @ 100°F CINEMÁTICA

103.35 cSt @ 100 °F DINÁMICA

95.39 cP @ 100 °F

Sin dato

Diámetro de estrangulador (pulg.) 3 ¼ - 4 1/16 - 7 1/16

3 ¼ - 4 1/16 y 7 1/16 3 – 4 ½ 3 ¼ 3 ¼ 3 ¼ - 4

*SE SOLICITA MANEJAR MÍNIMO15,000 BPD DE GASTO + GAS ASOCIADO CORRESPONDIENTE AL CASO MÁXIMO DE OPERACIÓN.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 8 DE 135

PETRÓLEOS TIPO CARACTERÍSTICA

G H I J K L M

° API 13 16 25 27 25 30 17

Relación Gas – Aceite Total (m3/m3) 129 111 223 33 44 280 44

Relación Gas – Aceite de Formación (m3/m3) 65 111 128 33 44 280 44

Relación Gas Inyectado Líquido Producido (m3/m3) 64 0 0 0 0 0 0

Gasto mínimo (BLS) 3500 1000 8500 2000 2000 4000 2000

Gasto Promedio (BLS) 3500 3000 11000 2000 2000 5000 2000

Gasto Máximo (BLS) 7500 5000 13000 3000 4000 6000 4000

Presión fluyente del pozo en la cabeza (kg/cm2 man.) 13.5 11.8 14.5 10 13 36 40

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza (°C) 75 92 71 55 70 90 70

% vol. de Sólidos 0.5 – 1.2 0.5 – 1.3 0.5 – 1.4 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0 0.5 – 1.0

% vol. de Agua 0.0 – 2.2 0.0 – 2.3 0.0 – 2.4 0.0 – 2.0 0.0 – 2.0 0.0 – 2.0 0.0 – 2.0

Lb de sal / MBbl 21.7 9 87 8.345 7.65

% mol de Sulfhídrico 6.9 0 6.9 0 2.3 2.1 4.3

Viscosidad

2292 SSU @ 100°F CINEMÁTICA

502.68 cSt @ 100 °F DINÁMICA

493.27 cP @ 100 °F

126.6 SSU @ 100°F

CINEMÁTICA26.34 cSt @


100 °F

114 SSU @ 100°F

CINEMÁTICA 23.42 cSt @


100 °F

66.25 SSU @ 100°F



100 °F

86.58 SSU @ 100°F



100 °F

Diámetro de estrangulador (pulg.) 4 ½ 3 ¼ 3 – 4 1 ¼ 1 ½ 2 1


PROVEEDOR ___________________

HOJA 9 DE 135

Enseguida se presentan las composiciones típicas representativas de algunos yacimientos ubicados en la Sonda de Campeche:

PETRÓLEO TIPO A Composición del fluido original

Componente % mol Densidad PM (g/cm3)

Nitrógeno

Bióxido de Carbono 0.030

Ácido sulfhídrico

Metano

Etano 0.473

Propano 1.470

i-Butano 0.452

n-Butano 2.080

i-Pentano 1.457

n-Pentano 2.154

Hexanos 6.183

Heptanos y más pesados 85.701

Total 100.000 0.9382 319.663


PROVEEDOR ___________________

HOJA 10 DE 135

PETRÓLEO TIPO B Composición del fluido original

NO SE TIENE CARACTERIZADO Componente % mol Densidad PM

(gr/cm3) Nitrógeno

Bióxido de Carbono

Ácido sulfhídrico

Metano

Etano

Propano

i-Butano

n-Butano

i-Pentano

n-Pentano

Hexanos

Heptanos

Octanos

Nonanos

Decanos

Undecanos y más pesados

Total Carac. de la fracc. de C7+

No considerar la composición del petróleo tipo B, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 11 DE 135

PETRÓLEO TIPO C Composición del fluido original

Componente % mol % peso

N2 0.370 0.07 CO2 2.680 0.83 H2S 1.410 0.34 C1 32.440 3.68 C2 8.620 1.84 C3 6.130 1.91 i-C4 0.850 0.35 n-C4 3.320 1.36 i-C5 1.390 0.71 n-C5 1.950 1 C6 2.780 1.69 C7 6.690 4.6200 C8 3.600 2.8100 C9 2.500 2.2000 C10 1.830 1.7900 C11 0.900 0.9600 C12 1.310 1.5300 C13 1.840 2.3400 C14 1.210 1.6600 C15 1.270 1.8800 C16 0.930 1.4700 C17 0.940 1.5700 C18 0.450 0.7900 C19 0.570 1.0500 C20 + 14.020 61.5500

Total 100.000 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 12 DE 135

PETRÓLEO TIPO D Composición del fluido original

NO SE TIENE CARACTERIZADO Componente % mol Densidad PM

(gr/cm3) Nitrógeno

Bióxido de Carbono

Ácido sulfhídrico

Metano

Etano

Propano

i-Butano

n-Butano

i-Pentano

n-Pentano

Hexanos

Heptanos

Octanos

Nonanos

Decanos

Undecanos y más pesados

Total

Carac. de la fracc. de C7+

No considerar la composición del petróleo tipo D, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 13 DE 135

PETRÓLEO TIPO E Composición del fluido original

Componente % mol Densidad PM

(gr/cm3) Nitrógeno 0.295


Ácido sulfhídrico 3.757

Metano 15.523

Etano 8.088

Propano 7.548

i-Butano 0.835

n-Butano 3.678

i-Pentano 1.222

n-Pentano 1.901

Hexanos 3.832

Heptanos 3.755 0.7125 99.0

Octanos 3.494 0.7384 112.0

Nonanos 3.375 0.7610 125.0

Decanos 3.146 0.7748 136.0

Undecanos y más pesados 27.512 0.9171 345.0

Total 100.000 Carac. de la fracc. de C7+ 41.282 0.8920 269.0


PROVEEDOR ___________________

HOJA 14 DE 135

PETRÓLEO TIPO F Composición del fluido original

Componente %mol Densidad PM




Metano 28.331

Etano 6.463

Propano 5.042

i-Butano 0.763

n-Butano 2.523

i-Pentano 1.053

n-Pentano 1.405

Hexanos 2.607

Heptanos 2.049 0.7203 98.0

Octanos 2.422 0.7368 107.0

Nonanos 3.260 0.7545 117.0

Decanos 3.399 0.7680 130.0




PROVEEDOR ___________________

HOJA 15 DE 135

PETRÓLEO TIPO G Composición del fluido original

FLUIDO SIMILAR A PETRÓLEO TIPO F Componente % mol Densidad PM




Metano 28.331

Etano 6.463

Propano 5.042

i-Butano 0.763

n-Butano 2.523

i-Pentano 1.053

n-Pentano 1.405

Hexanos 2.607

Heptanos 2.049 0.7203 98

Octanos 2.422 0.7368 107

Nonanos 3.260 0.7545 117

Decanos 3.399 1.0226 582

Undecanos y más pesados 36.598 1.0226 582

Total 100.000 Carac. de la fracc. de C7+ 47.728 1.0082 442


PROVEEDOR ___________________

HOJA 16 DE 135

PETRÓLEO TIPO H Composición del fluido original


(g/cm3) Nitrógeno 0.335



Metano 39.089

Etano 2.675

Propano 2.307

i-Butano 0.481

n-Butano 1.338

i-Pentano 0.684

n-Pentano 0.831

Hexanos 1.962

Heptanos 2.206 0.7150 94.0

Octanos 2.430 0.7425 108.0

Nonanos 2.229 0.7641 120.0

Decanos 2.677 0.7807 135.0




PROVEEDOR ___________________

HOJA 17 DE 135

PETRÓLEO TIPO I Composición del fluido original





Metano 25.696

Etano 6.665

Propano 5.738

i-Butano 0.950

n-Butano 4.364

i-Pentano 1.941

n-Pentano 2.709

Hexanos 4.100

Heptanos 3.480 0.7181 96.5

Octanos 3.258 0.7422 111.0

Nonanos 2.912 0.7548 121.4

Decanos 2.814 0.7751 133.0


Total 100.000 Carac. de la fracc. De C7+ 36.455 0.9372 278.0


PROVEEDOR ___________________

HOJA 18 DE 135

PETRÓLEO TIPO J Composición del fluido original





Metano 5.017

Etano 1.655

Propano 1.638

i-Butano 0.594

n-Butano 4.030

i-Pentano 2.605

n-Pentano 3.669

Hexanos 7.433

Heptanos 6.422 0.7170 99.6

Octanos 6.192 0.7404 112.8

Nonanos 5.944 0.7650 120.1

Decanos 5.959 0.7757 134.3




PROVEEDOR ___________________

HOJA 19 DE 135

PETRÓLEO TIPO K Composición del fluido original





Metano 23.248

Etano 5.118

Propano 4.496

i-Butano 1.368

n-Butano 4.294

i-Pentano 1.920

n-Pentano 2.548

Hexanos 5.986

Heptanos 4.489 0.7165 101.1

Octanos 4.461 0.7432 111.2

Nonanos 4.180 0.7655 118.7

Decanos 4.148 0.7778 130.6




PROVEEDOR ___________________

HOJA 20 DE 135

PETRÓLEO TIPO L Composición del fluido original





Metano 36.510

Etano 9.390

Propano 6.200

i-Butano 0.980

n-Butano 2.950

i-Pentano 1.050

n-Pentano 1.670

Hexanos 2.240

Heptanos 2.810 0.7220 96

Octanos 3.310 0.7450 107

Nonanos 3.020 0.7640 121

Decanos 2.710 0.7780 134

Undecanos y más pesados 21.16

Total 100.000 0.7320 101.74


PROVEEDOR ___________________

HOJA 21 DE 135

PETRÓLEO TIPO M Composición del fluido original





Metano 15.752

Etano 5.624

Propano 6.928

i-Butano 1.081

n-Butano 6.624

i-Pentano 1.341

n-Pentano 1.920

Hexanos 4.227

Heptanos 4.482 0.7150 100

Octanos 4.381 0.7400 115

Nonanos 4.161 0.7605 125

Decanos 3.754 0.7749 135

Undecanos y más pesados 38.018 0.9871 490

Total 100.000 Carac. de la fracc. De C7+ 54.796 0.9498 356


PROVEEDOR ___________________

HOJA 22 DE 135

Para los yacimientos de la Región Marina Suroeste se deberá considerar las siguientes características de alimentación al barco: CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE LA REGIÓN MARINA SUROESTE

PETRÓLEOS (YACIMIENTOS)

CARACTERISTICA AA BB CC DD EE FF

° API 28° 36° 31° 28° 31.2 30.07

Relación Gas–Aceite Total (m3/m3) aforo 134.80 284 250 140 295.80 246

Relación Gas–Aceite de Formación (m3/m3) PVT 137.2 301.51 225 97.06 295.80 246.80

Relación Gas Inyectado Líquido Producido (m3/m3) 0 0 0 0 0 0

Gasto mínimo (BLS) Pozo 519.7 931 469 3,942 1,000 1,458

Gasto Promedio (BLS) 4,175 5,661 4,161 3,942 0 0

Gasto Máximo (BLS) Campo 9,400 12,867 13,613 3,942 10,000 6,183

Presión fluyente del pozo en la cabeza (kg/cm2 man.) 14.5 36 41.2 36 276.3 181

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza (°C) 103° 110°C 80° 90°C 60°C 88°C

% de Sólidos 0 0 0 0 0 0

% de Agua 5.86 6.639 5 0 0 0

Lb de sal / MBbl No det. No det. No det. 0 0 0

% mol de sulfhídrico --------- --------- ---------- ---------- ---------- ---------

Viscosidad 0.586 Cp @ Pb

0.2399 Cp @ Pb

JSK: 0.4458 Cp

BP: 0.441 Cp

1 Cp @ Pb

9.97 Cs, 8.05 Cp @

104 F

9.15 Cs, 8.13 Cp @

122 °F


PROVEEDOR ___________________

HOJA 23 DE 135

PETRÓLEO CAMPO (AA) Composición del fluido original


Nitrógeno 0.240



Metano 30.880

Etano 9.910

Propano 7.300

i-Butano 1.240

n-Butano 3.690

i-Pentano 1.350

n-Pentano 1.950

Hexanos 2.150

Heptanos y más pesados 38.550 0.8925 261


PROVEEDOR ___________________

HOJA 24 DE 135

PETRÓLEO CAMPO (BB)

Composición del fluido original


(gr/cm3)

Nitrógeno 0.334



Metano 52.490

Etano 10.954

Propano 6.599

i-Butano 1.204

n-Butano 2.488

i-Pentano 0.910

n-Pentano 1.400

Hexanos 1.734

Heptanos y más pesados 18.236 0.8479 180


PROVEEDOR ___________________

HOJA 25 DE 135

PETRÓLEO CAMPO (CC)


Componente % mol Densidad

(g/cm3) PM

JKS BP JKS BP JKS BP

Nitrógeno 0.532 0.490 0.801 28

Bióxido de Carbono 4.658 4.930 0.817 44

Ácido sulfhídrico 2.085 1.320 0.801 34.1

Metano 46.824 43.700 0.3 16

Etano 7.737 9.690 0.356 30.7

Propano 5.038 6.280 0.506 44.1

i-Butano 0.885 0.990 0.562 58.7

n-Butano 2.621 3.080 0.583 58.1

i-Pentano 1.236 1.140 0.624 72.2

n-Pentano 1.936 1.880 0.63 72.2

Hexanos 2.506 2.490 0.685 84

Heptanos 23.942 24.010 0.860 0.8638 237.7 237.7


PROVEEDOR ___________________

HOJA 26 DE 135

PETRÓLEO CAMPO (DD)


Componente % mol Densidad

(g/cm3) PM

Nitrógeno 0.174 Bióxido de Carbono 6.549 Ácido sulfhídrico 0.331 Metano 24.584 Etano 9.244 Propano 7.489 i-Butano 2.114 n-Butano 3.640 i-Pentano 1.226 n-Pentano 1.980 Hexanos 3.700 Heptanos y más pesados 38.969 0.8715 243


PROVEEDOR ___________________

HOJA 27 DE 135

PETRÓLEO CAMPO (EE)



(gr/cm3)

Nitrógeno 0.588



Metano 58.851

Etano 4.673

Propano 2.797

i-Butano 0.385

n-Butano 1.585

i-Pentano 1.016

n-Pentano 1.659

Hexanos 2.356

Heptanos 2.402 0.7216 95.40

Octanos 2.277 0.743 110.3

Nonanos 2.210 0.7707 119

Decanos 2.185 0.7719 134.5

Undecanos 14.49 0.9028 300.40


PROVEEDOR ___________________

HOJA 28 DE 135

PETRÓLEO CAMPO FF



(gr/cm3)

Nitrógeno

Bióxido de Carbono

Ácido sulfhídrico

Metano

Etano

Propano 0.560

i-Butano 0.000

n-Butano 0.000

i-Pentano 0.000

n-Pentano 0.010

Metilciclopentano 0.050

Benceno 0.120

Ciclohexano 0.260

Metilciclohexano 0.190

Heptano 0.360

Tolueno 1.89

Octano y más pesados 96.560


PROVEEDOR ___________________

HOJA 29 DE 135

PETRÓLEOS (YACIMIENTOS) CARACTERISTICA

GG HH II JJ KK

API 31 31 31 33 33

Relación Gas–Aceite Total (m3/m3) 186 186 224 110 110

Relación Gas–Aceite de Formación (m3/m3) 192 174 110 110

Gasto mínimo (BLS) 332 1447 1423

Gasto Promedio (BLS) 2848 2970 6884 817 1326

Gasto Máximo (BLS) 5094 4462 15200

Presión fluyente del pozo en la cabeza (kg/cm2 man.) 21.02 20.38 25.2 16.67 24

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza (°C) 86 86 88 60 60

% de Sólidos

% de Agua 22.60 2.00 2.05

Lb de Sal / MBbl

% mol de sulfhídrico 0.88 2.66 2.19 --- ---

Diámetro de estrangulador (pulg.) ½” – 2” ¾” – 2 ¾” ½” ½”


PROVEEDOR ___________________

HOJA 30 DE 135

Yacimiento Campo GG

Componente % mol Densidad PM Promedio 20.999

Nitrógeno 0.840



Metano 77.207

Etano 12.3

Propano 4.85

i-Butano 0.428

n-Butano 0.75

i-Pentano 0.145

n-Pentano 0.185

Hexanos y más pesados 0.365

Total 100.00

No considerar la composición del petróleo tipo HH, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 31 DE 135

Yacimiento Campo II

Componente % mol Densidad PM Promedio

Nitrógeno 0.184



Metano 38.765

Etano 9.915

Propano 5.866

i-Butano 0.887

n-Butano 3.722

i-Pentano 1.267

n-Pentano 1.700

Hexanos 3.289

Heptanos 3.469 0.7274 97

Total 72.47


PROVEEDOR ___________________

HOJA 32 DE 135

Yacimiento Campo JJ

Componente % mol Densidad PM Promedio 23.566

Nitrógeno 1.660



Metano 64.835

Etano 17.56

Propano 1.79

i-Butano 0.251

n-Butano 0.82

i-Pentano 0.37

n-Pentano 0.25

Hexanos y más pesados 0.184

Total 100.00

No considerar la composición del petróleo tipo KK, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 33 DE 135

PETROLEO TIPO (YACIMIENTOS) DE LA REGION MARINA SUROESTE CARACTERISTICA LL MM NN ÑÑ OO PP QQ RR SS TT

° API 38 39.5 39 30 35 30 37 43 41 36

Relación Gas–Aceite Total (m3/m3)

360 445 350 44.7 316 91 370 971 498 371

Relación Gas–Aceite de Formación (m3/m3)

394 470 400 78 442 135 370 1150 544 S/PVT

Relación Gas Inyectado Líquido Producido (m3/m3)

--- --- --- --- --- --- --- --- --- ---

Gasto mínimo (BLS) 4700 3890 3042 2200 4500 4200 3200 1200 3700 1300

Gasto Promedio (BLS) 5200 4500 5000 3100 6200 6200 5600 1800 4300 3100

Gasto Máximo (BLS) 6100 6800 7500 4000 9000 6300 8000 2500 5000 5000

Presión fluyente del pozo en la cabeza (kg/cm2 man.)

80.5 117 120 66 215 414 254 308 326 95

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza (°C)

92 95 105 70 63.3 70 87.3 96 67 ---

% de Sólidos TRZ TRZ TRZ 0 0 0 0 0 0 0

% de Agua 1.6 2.4 --- 0 0 0 0 0 0 0

Lb de sal / MBbl 10.5 10.76 7.5 --- --- --- --- --- --- ---

% mol de sulfhídrico 2.264 2.1 0.606 2.568 3.01 0.797 1.016 0.054 0 ---

Viscosidad

43.0 SSU @ 100 °F CINEMÁTICA 6.29 cSt @ 78 °F

DINÁMICA 3.11 cP @ 100

°F

39.6 SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA 5.46 cSt @ 78 °F DINÁMICA 3.42 cP @ 100

°F

41.09 SSU @ 100 °F


°F

-- SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA 11.88 cSt @ 78 °F DINÁMICA 10.27 cP @

100 °F

'-- SSU @ 100 °F


°F

-- SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA 11.88 cSt @ 78 °F DINÁMICA 10.27 cP @

100 °F

-- SSU @ 100 °F CINEMÁTICA

4.69 cSt @ 78 °F DINÁMICA 3.82

cP @ 100 °F

-- SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA -- cSt @ 78 °F

DINÁMICA 0.302 cP @

100 °F

SSU @ 100 °F CINEMÁTICA 3.50 cSt @ 78 °F DINÁMICA 2.90 cP @ 100

°F

-- SSU @ 100 °F

CINEMÁTICA S/PVT cSt @

78 °F DINÁMICA

S/PVT cP @ 100 °F

Diámetro de estrangulador (pulg.)

1” ½” ¾” 5/8” 7/16” 3/8” ¾” ½” ½” ½”


PROVEEDOR ___________________

HOJA 34 DE 135

Petróleo Tipo LL Composición del fluido original


Nitrógeno 0.850



Metano 52.480

Etano 7.920

Propano 4.630

i-Butano 0.800

n-Butano 2.330

i-Pentano 0.770

n-Pentano 1.540

Hexanos 2.060

Heptanos y más pesados 22.200 0.8437 200.000

TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 35 DE 135

Petróleo Tipo MM Composición del fluido original


Nitrógeno 1.490



Metano 53.210

Etano 9.530

Propano 5.540

i-Butano 0.980

n-Butano 2.580

i-Pentano 0.890

n-Pentano 1.550

Hexanos 1.790


TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 36 DE 135

Petróleo Tipo NN Composición del fluido original


Nitrógeno 0.348



Metano 69.832

Etano 3.948

Propano 1.854

i-Butano 0.261

n-Butano 1.009

i-Pentano 0.785

n-Pentano 1.388

Hexanos 2.401


TOTAL 100.000

No considerar la composición del petróleo tipo ÑÑ, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 37 DE 135

Petróleo Tipo OO Composición del fluido original


Nitrógeno 0.453



Metano 48.846

Etano 12.009

Propano 6.029

i-Butano 1.092

n-Butano 2.501

i-Pentano 0.765

n-Pentano 1.009

Hexanos 2.151


TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 38 DE 135

Petróleo Tipo PP Composición del fluido original


Nitrógeno 0.294



Metano 27.350

Etano 10.503

Propano 7.895

i-Butano 1.265

n-Butano 5.928

i-Pentano 1.599

n-Pentano 2.153

Hexanos 4.249


TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 39 DE 135

Petróleo Tipo QQ Composición del fluido original


Nitrógeno 1.487



Metano 49.772

Etano 12.590

Propano 6.253

i-Butano 1.009

n-Butano 2.644

i-Pentano 0.815

n-Pentano 1.210

Hexanos 2.386


TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 40 DE 135

Petróleo Tipo RR Composición del fluido original


Nitrógeno 0.641



Metano 77.306

Etano 5.602

Propano 2.102

i-Butano 0.320

n-Butano 1.503

i-Pentano 0.714

n-Pentano 0.980

Hexanos 1.250


TOTAL 100.000


PROVEEDOR ___________________

HOJA 41 DE 135

Petróleo Tipo SS Composición del fluido original


Nitrógeno 1.000



Metano 62.110

Etano 8.740

Propano 4.480

i-Butano 0.800

n-Butano 2.000

i-Pentano 0.920

n-Pentano 1.710

Hexanos 1.040


TOTAL 100.000

No considerar la composición del petróleo tipo TT, están representadas sus características en los demás aceites mencionados.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 42 DE 135

El diseño de la planta deberá considerar también el manejo de pozos productores de gas, para realizar aforo de los mismos, a las condiciones a rango mínimo que se indican a continuación:

El gas deberá enviarse al quemador, sin embargo, cuando sea factible deberá considerarse su reinyección a líneas de proceso. Para la revisión hidráulica en está condición se debe considerar características típicas de gas natural. Estos valores sólo son para el caso en que se realice aforo de pozos productores de gas.

4.2 COMPOSICIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN EN LOS POZOS CON APORTACIÓN DE AGUA La composición del agua de formación en los pozos con aportación de agua es variable, EL PROVEEDOR deberá considerar los componentes que comúnmente están presentes en este tipo de aguas, así como aquella información que considere necesaria para tener una buena caracterización de la alimentación. En todos los casos el diseño de la planta deberá considerar que la alimentación es muy variable, tanto en composición como en condiciones, por lo que EL PROVEEDOR con base en su experiencia deberá tomar en cuenta las consideraciones pertinentes para la operación segura y eficiente del proceso. El flujo de agua proveniente de pozos con aportación de agua deberá de considerarse como mínimo de 950 BPD, considerado como el porcentaje de agua de producción que puede ser tratado al día descrito el punto 8.2.2.2 Capacidad y Rendimiento de Tratamiento de Agua.

4.3 COMPOSICIÓN DE LOS SÓLIDOS Y PRODUCTOS DE REACCIÓN Y DEL AGUA DE PRUEBA DE LA PRESURIZACIÓN HIDROSTÁTICA DE DUCTOS Para el diseño de la Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción, EL PROVEEDOR deberá considerar los componentes comúnmente agregados a los pozos durante las operaciones de reparación, terminación y estimulación (inducción y

Qg

(MMPCSD)

Presión fluyente del pozo en la cabeza

(kg/cm2 man.)

Temperatura fluyente del pozo en la cabeza

(°C)

Estrangulador (pulg.)

Densidad Relativa

Máximo 12 180 26.6 ½ 0.55

Mínimo 2.5 150 15.5 1/8 0.55


PROVEEDOR ___________________

HOJA 43 DE 135

limpieza), así como aquella información que considere necesaria para tener una buena caracterización de la alimentación. En todos los casos el diseño de la planta deberá considerar que la alimentación es muy variable, tanto en composición como en condiciones, por lo que EL PROVEEDOR con base en su experiencia deberá tomar en cuenta las consideraciones pertinentes para la operación segura y eficiente del proceso. En lo que respecta al agua de pruebas de presurización hidrostática de ductos, la composición es agua en mayor proporción y aceite en menor proporción.

5. CONDICIONES DE LAS ALIMENTACIONES EN LÍMITES DE POZO Ver condiciones de la alimentación (presión y temperatura) en el punto 4 Especificaciones de la Alimentación de este anexo.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 44 DE 135

6. ESPECIFICACIONES DE LOS PRODUCTOS

PRODUCTO ESPECIFICACIÓN VALOR MÁXIMO

Presión de vapor REID, psia Nota 2

Agua, % vol. 2 máx. de agua libre

Salinidad, lb/MBbl 25 ACEITE

Sedimentos, % peso 0.5

GAS ---- ----

pH 5 A 10

Temperatura, °C 40 máximo

Grasas y Aceites, mg/l 15

Materia flotante, mg/l Ausentable

Sólidos sedimentables, mg/l 1

Sólidos suspendidos totales, mg/l 50

Demanda bioquímica de oxígeno5, mg/l 50

Arsénico, mg/l 0.1

Cadmio, mg/l 0.1

Cianuro, mg/l 1.0

Cobre, mg/l 4.0

Cromo, mg/l 0.5

Mercurio, mg/l 0.01

Níquel, mg/l 2.0

Plomo, mg/l 0.2

AGUA (descarga de

acuerdo a Normas Ver anexo “B”)

Zinc, mg/l 10.0

SÓLIDOS Por EL PROVEEDOR Nota 3

Nota (1) Las pruebas requeridas serán establecidas por EL PROVEEDOR. Nota (2) Por EL PROVEEDOR cumpliendo norma para almacenamiento de aceite. Nota (3) Manejo y Clasificación de acuerdo a Normas (ver anexo “B”).


PROVEEDOR ___________________

HOJA 45 DE 135

EL PROVEEDOR deberá proporcionar de acuerdo a la simulación del proceso que proponga las composiciones y características de los productos obtenidos e incluirlos en su propuesta técnica. Asimismo, deberá indicar la caracterización de las alimentaciones consideradas en su propuesta técnica.

7. CONDICIONES DE LOS PRODUCTOS DE SALIDA Y LÍMITES DE PLANTA La siguiente tabla da una descripción de las condiciones en límites de planta del barco.

PRODUCTO DESTINO ESTADO

FÍSICO

PRESIÓN

(rango mínimo)

(kg/cm2 man.)

TEMPERATURA

(°C)

FORMA DE ENTREGA

ACEITE Reinyección a líneas de proceso

Líquido 4 – 25 Por EL PROVEEDOR Mangueras flexibles-Tubería

GAS Quemador/ Reinyección a líneas de proceso

Gas Por EL PROVEEDOR Por EL PROVEEDOR Mangueras flexibles-Tubería

AGUA Al mar Líquido Por EL PROVEEDOR 40 °C máximo Tubería

SÓLIDOS A Confinamiento Sólido --- Por EL PROVEEDOR Contenedor

8. EFLUENTES Debido a la importancia de preservar el ambiente en las áreas aledañas a las instalaciones donde se dará servicio, la embarcación deberá contar con un sistema para la recepción y separación de sólidos y productos de reacción, y almacenamiento de sólidos, así como tratamiento del agua, el cual tendrá como objetivo descargar el agua de acuerdo a normas, evitando la contaminación del mar.

8.1 SEPARACIÓN DE SÓLIDOS Y PRODUCTOS DE REACCIÓN

A continuación se describen lineamientos mínimos de la Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción que deberá considerar EL PROVEEDOR. EL PROVEEDOR deberá realizar el diseño, suministro de materiales, fabricación, instalación, pruebas y puesta en operación en un patín estructural común (sin ser limitativo) de un equipo paquete de separación de sólidos y productos de reacción. Es responsabilidad de EL PROVEEDOR seleccionar materiales, recubrimientos, etc., sin embargo, el equipo deberá proporcionar una operación confiable y segura.


PROVEEDOR ___________________

HOJA 46 DE 135

8.1.1 TIPO DE PROCESO

El proceso utilizado en la Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción, consistirá en la remoción de los sólidos y productos de reacción que se generan durante la etapa de inducción y limpieza de pozos. Los productos de reacción están constituidos por diesel, agua, ácido clorhídrico gastado, químicos diversos, nitrógeno (utilizado durante la inducción de pozos), y además puede haber arrastres de gas asociado, entre otros. El diesel e hidrocarburos se enviarán a reprocesamiento, el agua se almacenará para su posterior tratamiento y envío al mar (Estas descargas de agua al mar deberán cumplir con la norma oficial mexicana NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78), mientras que los sólidos se enviarán a confinamiento, debidamente clasificados, para su posterior entrega a PEP, quien será responsable de su disposición final. El gas presente en esta operación deberá enviarse al quemador. Es responsabilidad de EL PROVEEDOR el diseño de las operaciones unitarias que componen la Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción, las cuales deberán diseñarse para separar las fases y obtener los productos dentro de la especificación solicitada. PEP sólo es responsable de la disposición final de los residuos sólidos peligrosos. Los sólidos derivados del proceso de separación deben ser manejados como residuos peligrosos, por lo que serán recuperados, clasificados y almacenados en contenedores debidamente rotulados. Se debe indicar el código CRETIB, que a saber es la clasificación de las características que contienen los residuos peligrosos y que significa lo siguiente: C = corrosivo, R = reactivo, E = explosivo, T = tóxico, I = inflamable, B = biológico infeccioso. Ver las normas oficiales mexicanas, en el Anexo “B”. PEP será responsable del manejo y disposición final de los sólidos derivados del proceso.

8.1.2 CAPACIDAD, RENDIMIENTO Y FLEXIBILIDAD 8.1.2.1 FACTOR DE SERVICIO

La Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción será diseñada para operar de manera continua durante la vigencia del contrato.

8.1.2.2 CAPACIDAD Y RENDIMIENTO La capacidad de la Sección de Separación Sólidos y Productos de Reacción, la establecerá EL PROVEEDOR con base a su experiencia y a las características de la alimentación. Deberá de tener capacidades mínimas de almacenaje de productos de reacción de 150 m3, y para sólidos de 10 m3. Debe considerar el área de maniobras en la cubierta del


PROVEEDOR ___________________

HOJA 47 DE 135

barco para el manejo de hasta 5 contenedores de residuos sólidos (capacidad aproximada de 4.5 m3 c/u) para tal fin, para su posterior traslado. PEP proporcionará los contenedores necesarios y será responsable de su traslado a los lugares de disposición final.

8.1.2.3 FLEXIBILIDAD La Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción deberá contar con las facilidades para procesar eficientemente la diversidad de flujos y composiciones que se presentan, teniendo la capacidad para efectuar los servicios requeridos a cualquier pozo, de acuerdo al punto 4: Especificaciones de la alimentación de este anexo. PEP proporciona la siguiente información: Hoja de datos de seguridad y diseños típicos de estimulaciones, que se entregan a manera de referencia, de los productos químicos usualmente empleados en los pozos de PEP en la Sonda de Campeche, la cual no tiene carácter limitativo, debiendo EL PROVEEDOR investigar las mejores tecnologías con base a su experiencia y a la de los fabricantes especializados a nivel mundial en el área petrolera de diseño, tratamiento, construcción y operación de plantas que tratan los fluidos objeto de este servicio. Con base a la experiencia de PEP de 20 años de operación, no se han reportado obstrucciones en líneas de 2” de diámetro. Los sólidos que se han observado presentes en los fluidos recuperados de la limpieza de pozos son de dimensiones similares a arenas, limos y arcillas, siendo esta información de tipo enunciativa y no limitativa. Con base a la información disponible e investigación de mercado realizada por EL PROVEEDOR para este fin, es responsabilidad de EL PROVEEDOR el seleccionar los procesos necesarios para cumplir con la calidad de la descarga solicitada de acuerdo a la norma NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78.

8.1.3 REQUERIMIENTOS GENERALES La Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción deberá tener fácil acceso para mantenimiento. EL PROVEEDOR deberá contar con licencia de la SEMARNAT y registro de la S.C.T. para transportar materiales peligrosos de acuerdo al artículo 10 y 26 del reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico en Materia de Residuos Peligrosos y 63 de la Ley de Navegación y demás lineamientos aplicables en la materia. EL PROVEEDOR deberá cumplir con las obligaciones legales por la generación y manejo de residuos peligrosos en lo que le compete al reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos, así como las Normas Oficiales Mexicanas correspondientes. Los sólidos derivados del proceso de separación deben ser manejados como residuos peligrosos, por lo que serán recuperados, almacenados adecuadamente y PEP será


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responsable del transporte de estos residuos desde la embarcación hasta su disposición final. Asimismo, deberá contar con un sistema completo de instrumentos de monitoreo y control con envío de señales al cuarto de control para su integración en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

8.2 TRATAMIENTO DE AGUA A continuación se describen lineamientos mínimos de la Sección de Tratamiento de Agua que deberá considerar EL PROVEEDOR: EL PROVEEDOR deberá realizar el diseño, suministro de materiales, fabricación, instalación, pruebas y puesta en operación en un patín estructural común (sin ser limitativo) de un equipo paquete de tratamiento de agua.

8.2.1 TIPO DE PROCESO El proceso utilizado en la Sección de Tratamiento de Agua consistirá en la remoción y/o acondicionamiento de ácido clorhídrico, ácido sulfhídrico, aceite, diesel, enfriamiento del agua de desecho, sólidos disueltos, sólidos suspendidos, pH, tratamiento químico, entre otros, para su descarga al mar de acuerdo a la norma NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78. EL PROVEEDOR con base a su experiencia y a la composición esperada del agua a tratar deberá proponer los procesos necesarios para satisfacer o mejorar los requerimientos de remoción establecidos en este anexo. La operación normal de la Sección de Tratamiento de Agua deberá ser continua, y se deberá disponer de unidades de relevo en los equipos críticos, a fin de garantizar un proceso continuo. Además, la planta deberá ser capaz de manejar el fluido alimentado a las condiciones y flujos especificados proporcionando una operación satisfactoria. En el caso de que EL PROVEEDOR seleccione un proceso de agotamiento mediante torre empacada, deberá diseñarla con base en el código ASME edición mas reciente, para que opere eficientemente empleando nitrógeno o gas combustible (sin ser limitativo), pudiéndose usar uno por indisponibilidad del otro. La planta deberá ser hermética e incluir todas las válvulas e instrumentación, tuberías, accesorios y conexiones requeridas para instalarse y acoplarse en forma modular y se logre una operación eficiente y cumpla con las especificaciones. Los equipos que integren el paquete estarán montados en patines individuales (sin ser limitativo), y la interconexión de los patines (en caso de elegirse esta opción) será responsabilidad de EL PROVEEDOR.


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8.2.2 CAPACIDAD, RENDIMIENTO Y FLEXIBILIDAD 8.2.2.1 FACTOR DE SERVICIO

La Sección de Tratamiento de Agua será diseñada para operar en forma continua, durante la vigencia del contrato.

8.2.2.2 CAPACIDAD Y RENDIMIENTO La capacidad de la Sección de Tratamiento de Agua deberá considerar tratamiento y descarga mínima de 150 m3/día de agua derivada del proceso. La capacidad normal será definida por EL PROVEEDOR a fin de garantizar una operación eficiente que garantice la especificación del agua para su descarga al mar, de acuerdo con la Norma NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78. Debe tener capacidad de almacenamiento de 200 m³ como mínimo de agua a tratamiento.

8.2.3 ESPECIFICACIONES DE LA ALIMENTACIÓN A LA SECCIÓN DE TRATAMIENTO DE AGUA Las características del agua de alimentación a la Sección de Tratamiento de Agua la determinará EL PROVEEDOR de acuerdo a los datos proporcionados para los diferentes yacimientos. Para diseñar la Sección de Tratamiento de Agua se deberán considerar las formulaciones de químicos que se adicionan por parte de PEP y del mismo PROVEEDOR, así como la presencia de cualquier componente, a fin de tener una buena caracterización de la alimentación. EL PROVEEDOR deberá presentar en su propuesta la caracterización del agua de alimentación, incluyendo flujo a tratar, cantidad de aceite, ácido sulfhídrico, entre otros, densidades, viscosidad, presión, temperatura, etc. PEP proporciona la siguiente información: Hoja de datos de seguridad y diseños típicos de estimulaciones, que se entregan en a manera de referencia, de los productos químicos usualmente empleados en los pozos de PEP en la Sonda de Campeche, la cual no tiene carácter limitativo, debiendo EL PROVEEDOR investigar las mejores tecnologías con base a su experiencia y a la de los fabricantes especializados a nivel mundial en el área petrolera de diseño, tratamiento, construcción y operación de plantas que tratan los fluidos objeto de este servicio. Con base a la información disponible e investigación de mercado realizada por EL PROVEEDOR para este fin, es responsabilidad de EL PROVEEDOR el seleccionar los procesos necesarios para cumplir con la calidad de la descarga solicitada de acuerdo a la norma NOM-001-ECOL-1996 y MARPOL 73/78. EL PROVEEDOR deberá proporcionar en su propuesta técnica lo indicado en el Anexo “B-1” para tratamiento de agua.


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8.2.4 ESPECIFICACIONES DE LOS PRODUCTOS A LA SALIDA DE LA SECCIÓN DE

TRATAMIENTO DE AGUA EL PROVEEDOR deberá cumplir con la norma NOM-001-ECOL-1996, que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales y MARPOL 73/78 (ver punto No. 6 “Especificaciones de los Productos” de este anexo.)

8.2.5 REQUERIMIENTOS GENERALES La Sección de Tratamiento de Agua deberá tener fácil acceso para mantenimiento. Todas las bridas y boquillas deberán ser cara realzada, según se requiera y coples. Todos los instrumentos se deberán suministrar, instalar e interconectar de acuerdo a las especificaciones y estándares incluidos en el alcance para instrumentación y control. Asimismo, deberá contar con un sistema completo de instrumentos de monitoreo y control con envío de señales al cuarto de control para su integración en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso. El diseño final será responsabilidad de EL PROVEEDOR, el cuál debe considerar equipos e internos con tecnología de vanguardia, suficientemente probados, evaluando lo que mejor aplique en cada sección del proceso. La Sección de Tratamiento de Agua deberá incluir el equipo necesario para proporcionar una operación confiable y que garantice la especificación de productos solicitados.

9. ALMACENAMIENTO DE ACEITE

El barco deberá considerar una capacidad neta de almacenamiento de al menos 20,000 barriles de aceite crudo acondicionado, para posteriormente reintegrarlo a líneas de proceso con equipo de bombeo, de acuerdo a los parámetros de calidad establecidos por PEP. Deberá cumplir con la regulación 13F y 13G de la Enmienda de 1992 de MARPOL 73/78. Se deberá considerar el desalojo del agua separada en el almacenamiento del aceite para integrarla al sistema de tratamiento para su posterior descarga al mar. El o los tanques de almacenamiento deberán de contar con sistema que garantice su integridad física cuando no estén en uso, por ejemplo el uso de gas inerte (Cumplimiento de la Regla 62 Sistema de Gas Inerte del capítulo II-2 del Convenio SOLAS 74/78).


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10. SISTEMA DE BOMBEO PARA TRASIEGO

La embarcación debe contar con sistemas de bombeo para reintegrar el crudo acondicionado a las líneas de proceso que PEP indique, a presiones con un intervalo mínimo de 4 a 25 kg/cm² y a gastos con un intervalo mínimo de 500 a 1,500 bls/hora. El crudo incorporado al sistema de almacenamiento debe contener como máximo hasta un 2 % de agua, salinidad de 25 lb/MBbl y 0.5 % de sedimentos. El sistema debe operar de manera continua durante la vigencia del contrato. Es responsabilidad de EL PROVEEDOR el diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en operación del equipo de bombeo. El equipo de bombeo deberá diseñarse con base en la edición más reciente del código API que aplique para el tipo de bomba que seleccione EL PROVEEDOR. Será responsabilidad de EL PROVEEDOR establecer las condiciones de operación y las propiedades de la mezcla a manejar, con base en la información proporcionada en este anexo. El diseño de la línea de trasiego será responsabilidad de EL PROVEEDOR de acuerdo a la información proporcionada por PEP. Las interconexiones tanto de entrada como de salida al árbol del pozo o/a línea de proceso, deberán de ser proporcionadas por EL PROVEEDOR para el desarrollo de los servicios indicados en el punto 2: Tipo de proceso, así como en las operaciones de la reinyección de aceite y gas.

11. AGENTES QUÍMICOS A continuación se describen lineamientos mínimos del paquete de inyección de químicos que deberá considerar EL PROVEEDOR: EL PROVEEDOR deberá realizar el diseño, suministro de materiales, fabricación, instalación, pruebas y puesta en operación, en un patín estructural común (sin ser limitativo), de los equipos que formaran parte del paquete de inyección de químicos con el propósito de entregarlo funcionando óptimamente.

11.1 TIPO DE PROCESO La embarcación debe considerar las instalaciones necesarias para la integración de un (1) paquete de inyección de químicos, tales como: antiespumante, desemulsificante, inhibidor de asfaltenos, inhibidor de parafinas, inhibidor de corrosión e inhibidor de H2S, o cualesquier otro según se requiera, de acuerdo a lo que determine EL PROVEEDOR con base en los procesos de su propuesta técnica, de tal manera que se garantice la operación eficiente del proceso, y la calidad de entrega de los productos de acuerdo al punto No. 6 “Especificaciones de los productos” de este anexo.


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11.2 CAPACIDAD, RENDIMIENTO Y FLEXIBILIDAD 11.2.1 FACTOR DE SERVICIO

La unidad deberá diseñarse para operar en forma continua durante la vigencia del contrato.

11.2.2 CAPACIDAD Y RENDIMIENTO La capacidad del paquete de inyección de químicos deberá ser definida por EL PROVEEDOR a fin de garantizar una operación eficiente y alcanzar las especificaciones de los productos y subproductos. Ver punto No. 6 “Especificaciones de los productos” de este anexo.

11.2.3 REQUERIMIENTO GENERALES EL PROVEEDOR deberá indicar en su propuesta el tipo, características, condición y consumo de cada agente químico utilizado. EL PROVEEDOR deberá considerar un volumen de almacenamiento seguro, adecuado y eficiente; asimismo, deberá prever una logística de reposición de los químicos que garantice una operación continua del proceso. Los químicos seleccionados deberán ser de fácil adquisición en México. Se debe considerar una presión máxima de inyección de químicos, de acuerdo al diseño del proceso, debiendo contar con un sistema de regulación. EL PROVEEDOR será responsable del diseño del paquete de inyección de cada químico, así como de la dosificación requerida, dimensionamiento de tanques, bombas, líneas de interconexión, instrumentación y todas las partes del paquete, etc. Cada equipo paquete deberá estar integrado como mínimo, por un (1) tanque de almacenamiento de agente químico; dos (2) bombas de desplazamiento positivo de pistón o de diafragma (sin ser limitativo), una en operación normal y una de relevo, con control regulable de 0-100 %, accionadas cada una por motor. Asimismo, deberá contar con un sistema completo de instrumentos de monitoreo y control con envío de señales al cuarto de control para su integración en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso. Deberá considerar todas las tuberías y accesorios para integrar e interconectar el paquete a las áreas y equipos que los requieran en el barco.

12. CONEXIONES PLATAFORMA-EMBARCACIÓN La conexión entre la plataforma y la embarcación será mediante paquete de estrangulación (“Choke manifold”), que deberá ser hecho firme sobre la cubierta de la plataforma, para conectarse a las líneas del pozo mediante tubería de conexión rápida


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(pozo-choke manifold) y mangueras flexibles para interconexión choke manifold-barco, se deberá considerar una manguera del “choke manifold” al barco por donde pasarán los fluidos descritos en el punto 2. tipo de proceso puntos 2.1, 2.2, 2.3 y otra manguera de retorno (barco-choke manifold) donde se reinyectará aceite y/o gas. Ambas mangueras con desconexión rápida por ambos extremos, garantizando no derramar hidrocarburos al mar, en casos de desconexión normal y de emergencia a la recepción y/o reintegración de hidrocarburos en pozos y/o líneas de proceso respectivamente. Contar con una bomba con capacidad suficiente para que realice las pruebas hidrostáticas de las líneas, tubería y mangueras flexibles para interconexión pozo-manifold-barco en un tiempo no mayor de 40 min.,se podrán considerar pruebas independientes, la primera del pozo al choke manifold de estrangulación y la segunda del choke manifold de estrangulación al barco. pero debe considerarse que ambas pruebas se realicen en un tiempo no mayor a 40 minutos como máximo para efectuar las pruebas hidrostáticas a ambas líneas. EL PROVEEDOR con base a su análisis de diseño determinará la presión máxima de la tubería de desconexión rápida, de las mangueras y del rango de presiones del choke manifold. EL PROVEEDOR deberá considerar interconexiones en los niveles +52 y +62 ft en plataformas y en el nivel +100 ft en plataformas autoelevables, por lo que deberá considerar la longitud de las mangueras flexibles y la distancia de seguridad barco-instalación que determinará EL PROVEEDOR.

Conexiones Pozo-Manifold-Barco Conexión en la válvula de sondeo de medio árbol: Brida de 7 1/16”, API, 5,000 psi anillo r46 (también cuenta con rosca interior 7”, 8hrr). Brida de 4 1/16”, API, 5,000 psi, anillo r39 (también cuenta con rosca interior 4 1/2”, 8hrr). Brida de 3 1/16”, API, 10,000 psi, anillo bx 154 (también cuenta con rosca interior 3 1/2”, 8hrr). Conexión a válvula lateral de medio árbol: Brida de 7 1/16”, API, 5,000 Psi, RTJ. Brida de 4 1/16” , API, 5,000 Psi, RTJ. Conexión a líneas de proceso: Brida de 6”, ANSI 600, RTJ Brida de 6”, ANSI 600, RTJ.


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En pruebas hidrostáticas a ductos para la recepción de los fluidos, EL PROVEEDOR se conectará del ducto al choke manifold con tubería de conexión rápida y del choke manifold al barco con mangueras flexibles. El barco no participa en el represionamiento de la prueba hidrostática del ducto. El proveedor controla todo el proceso a través del choke manifold y por medio del PLC de la embarcación, en las instalaciones existentes propiedad de PEP las válvulas serán operadas por personal de PEP.

13. ESPECIFICACIONES DE TUBERÍA DE PROCESO, SERVICIOS AUXILIARES E INTERCONEXIONES EL PROVEEDOR deberá asegurar que el diseño de tubería debe ser de acuerdo a ANSI/ASME B31.3, ”Process Piping” y al API RP 14E (ediciones mas recientes). Considerando en su diseño mecánico tuberías para los siguientes paquetes: a) Tuberías de proceso para:

− Sección de Separación y Acondicionamiento

− Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción

− Sección de Tratamiento de Agua

− Sistema de almacenamiento

− Sistema de medición de gas

− Sistema de medición de aceite

− Sistema de medición de agua

− Tuberías para reinyección a líneas de proceso.

− Otras a consideración de EL PROVEEDOR.

b) Tuberías de proceso para interconexión de proceso con:

− Paquete de inyección de químicos.

− Paquete de aire de planta e instrumentos.

− Sistema de desfogue.

− Sistema de inyección de gas inerte.

− Sistema de bombeo (bombeo para trasiego).

− Otras a consideración de EL PROVEEDOR. EL PROVEEDOR será responsable de la adquisición de materiales de tubería, válvulas y conexiones en general y de que estos materiales se suministren en estricto apego a


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las normas, códigos y especificaciones aplicables y acorde al(los) servicio(s) que proporcionará(n). Los materiales de tubería, válvulas y conexiones que serán utilizados en la fabricación de la planta deben ser de calidad certificada, por lo que los documentos que avalen dicha calidad deben ser entregados a PEP. Los trabajos de soldadura se regirán según lo establecido en ASME sección IX (edición más reciente). Para la tubería diseñada con base al código ANSI/ASME B31.3 ultima edición se regirá por lo establecido en ese mismo código. EL PROVEEDOR deberá especificar las tuberías de proceso y de servicios auxiliares considerando que el tipo de fluidos que manejará la planta, los cuales son considerablemente corrosivos, asimismo deberá certificar la compatibilidad del material y el fluido. Deberá tomar en cuenta las condiciones máximas de operación (temperatura y presión) así como las condiciones máximas que se puedan presentar ante un evento no deseado. EL PROVEEDOR deberá garantizar la integridad de los sistemas de tuberías y de la planta. La selección del espesor comercial debe considerar el sobre espesor por el desgaste o margen de corrosión (t.c.), además de las tolerancias de fabricación.

14. EQUIPO DE SEPARACIÓN EL PROVEEDOR será responsable del diseño, fabricación, suministro, pruebas y puesta en operación de los separadores, además de los puntos que se describen a continuación. EL PROVEEDOR será responsable de diseñar y construir los dispositivos y accesorios de izaje requeridos para la instalación de los equipos o paquetes (mismos que se retirarán una vez instalado el equipo). Los equipos separadores deberán contener estampado ASME o equivalente y es responsabilidad de EL PROVEEDOR proporcionar la documentación correspondiente. EL PROVEEDOR será responsable de la interconexión de los equipos en forma integral con el resto de la planta de proceso, de tal forma que una vez que sean instalados y acoplados, se logre una operación segura y eficiente.

14.1 ESPECIFICACIONES DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN Los separadores deberán ser diseñados con internos de separación para aceite – agua y gas que garanticen una alta eficiencia de separación (paquetes de placas tipo vanes de acero inoxidable, filtros, mallas, placas de choque, etc.) Los internos de separación para los separadores, deberán sujetarse con soldadura, no se aceptarán uniones de cualquier otro tipo.


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Será responsabilidad de EL PROVEEDOR el diseño de los internos de separación y accesorios que garanticen la eficiencia requerida, tales como: placa de choque, elementos filtrantes, voluta, mamparas, placas tipo vanes, malla, rompedor de vórtice, etc.

Los equipos de separación deben fabricarse de acuerdo con la edición más reciente del código ASME SECCIONES II, V, VIII DIV. 1 Y IX. EL PROVEEDOR será el responsable de que todos los aspectos de fabricación cumplan con lo especificado por los códigos y normas aplicables. Para facilitar las labores de instalación y sujeción de los equipos en la cubierta del barco, estos deben ser suministrados sobre un patín estructural (sin ser limitativo). Los refuerzos de las boquillas serán de placa rolada y deben ser del mismo material empleado en la envolvente y las tapas.

14.2 CORROSIÓN PERMISIBLE

La corrosión máxima permisible de las envolventes de los separadores deberá ser de 1/8” (32 mm). EL PROVEEDOR GANADOR deberá indicar en los dibujos constructivos y en las hojas de datos correspondientes la corrosión permisible utilizada y vida útil para el resto de los elementos no considerados anteriormente, con base al fluido manejado y a lo indicado en los códigos correspondientes.

14.3 SOPORTE Y FALDONES

Las silletas o faldones de los separadores, deberán ser diseñadas considerando la más severa combinación de cargas por viento y movimiento por corrientes marinas de la localidad, asimismo deben considerarse las cargas ocasionadas durante las pruebas, montaje y operación.

14.4 MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN

EL PROVEEDOR debe considerar el porcentaje de sulfhídrico especificado en el crudo, para una mejor selección de los materiales de construcción de los equipos. Los materiales de construcción del equipo deben cumplir con lo especificado en el código ASME sección II parte A “especificación de materiales” ultima edición. El fabricante debe enviar a PEP los certificados de inspección, pruebas y composición química de los materiales utilizados para la construcción de cada una de las partes de los equipos.


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La especificación de los materiales de construcción para los elementos internos (laminas tipo “vane” y malla tipo “demister”) serán del tipo SA-240-316l acero inoxidable. En ningún caso se permitirá la reutilización de materiales o accesorios para la fabricación del separador.

14.5 SOLDADURA

Todos los procedimientos de aplicación de soldadura deben cumplir con los requisitos del código ASME SECCION VIII, DIV. 1 edición más reciente. La calificación de los procedimientos de soldadura (incluyendo soldadores y materiales) debe efectuarse de acuerdo a los requisitos indicados en el código ASME sección IX edición más reciente. El procedimiento de soldadura utilizado para la unión de tapas y envolventes será el de fusión por arco eléctrico sumergido.

14.6 FABRICACIÓN

Las placas de la envolvente se trazarán de tal manera, que se requieran un mínimo de costuras soldadas. Las de segmentos anulares y adyacentes deben estar desfasadas unas con respecto a otras, para que no presenten una línea continua entre carretes. Todas las partes constitutivas de los equipos deben estar plenamente identificadas durante el proceso de manufactura. Las boquillas y placas de refuerzo no deben quedar localizadas sobre costuras de soldadura.

14.7 PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS 14.7.1 RADIOGRAFIADO

Todas las soldaduras aplicadas a los equipos deben radiografiarse al 100% y cumplir con los requisitos especificados en el código ASME edición mas reciente, el inspector debe proporcionar a PEP los reportes aprobados de todas las inspecciones efectuadas. El fabricante suministrará el equipo, recursos y material necesario para efectuar la inspección.

14.7.2 ULTRASONIDO

La inspección por ultrasonido se aplicará únicamente cuando no sea posible aplicar la inspección radiográfica de forma confiable.


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Para la inspección de boquillas menores de 254 mm de diámetro, se debe considerar inspección ultrasónica al 100%; el fabricante debe proporcionar a PEP reportes aprobados de todas las inspecciones efectuadas.

14.7.3 PRUEBA HIDROSTÁTICA

Se debe realizar la prueba hidrostática a los equipos en el taller del fabricante de acuerdo a lo indicado en el código ASME edición más reciente, el valor de la presión de prueba será de 1.3 la presión de diseño kg/cm2, la presión de prueba debe ser mantenida durante dos horas como mínimo; Se debe proporcionar a PEP las gráficas de las pruebas.

14.8 RELEVADO DE ESFUERZOS

Se deberá efectuar el relevado de esfuerzos total a los equipos de acuerdo a lo indicado en el código ASME edición mas reciente, la gráfica y reporte del tratamiento térmico, serán entregados a PEP.

14.9 LIMPIEZA Y PINTURA

Las superficies de acero de los equipos se deben preparar y pintar de acuerdo al siguiente procedimiento. - Limpieza con chorro de arena “a metal blanco” según especificación SSPC-SP-5. - Aplicación de primario epóxico modificado de altos sólidos (83% min.).

Autoprimario, mediante equipo tipo “airless” y controlando la aplicación mediante medidor o peine de ranuras para lograr un espesor de película húmeda suficiente para alcanzar el valor de espesor de película seca de 5.0 milésimas de pulgada (125 micras).

Verificación de espesor de película seca y prueba de adherencia. Aplicación de acabado poliuretano de altos sólidos (73% min.) mediante equipo tipo “airless”, verificado el espesor de película húmedo a fin de lograr un espesor total seco de 5.0 milésimas de pulgada (125 micras) por capa. Se darán dos capas a fin de alcanzar un espesor total de acabado poliuretano de 10.0 milésimas de pulgada (250 micras). Verificación de espesor final, prueba de adherencia y aceptación final, o rechazo y reparación, previo dictamen según caso. Los colores y letreros deben estar de acuerdo con la normatividad aplicable a la materia.


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14.10 PLACA DE IDENTIFICACIÓN

Los equipos deberán estar provistos con una placa de identificación de acero inoxidable localizada en un lugar visible, portando el nombre del fabricante, fecha de construcción, clave, servicio, capacidad, dimensiones, presión y temperatura de diseño, presión y temperatura máxima permisible, presión de prueba hidrostática y material de construcción.


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II. DE LOS SERVICIOS AUXILIARES 1. AIRE PARA INSTRUMENTOS

A continuación se describen lineamientos mínimos del paquete de generación de aire de instrumentos que deberá considerar EL PROVEEDOR:

1.1. FILOSOFIA BASICA DE DISEÑO Y OPERACION

EL PROVEEDOR suministrará un paquete de generación de aire de instrumentos con todos sus sistemas completos de compresión, secado, acumulación, operación, control, seguridad, accionamiento, etc. El paquete deberá contar como mínimo (sin ser limitativo) con: dos compresores, se recomienda que uno de ellos estará de relevo, tipo industrial no lubricado, presión de succión de 14.7 psia, temperatura de succión mínima / normal / máxima de 570F / 80 0F / 108 0F, humedad relativa mínima / normal / máxima de 82.7 % / 100 % / 100 %, relación de calores específicos (C.P./C.V.) @ (60 0F y 14.7 psia) mínimo / normal / máximo de 1.4, peso molecular incluyendo humedad mínimo / normal / máximo de 29 lb-mol, motor eléctrico y tablero de señalización y control, tropicalizados (apropiados para el área eléctrica donde sean instalados), tuberías y accesorios de interconexión, instrumentos locales y sistemas totalmente instalados. El compresor debe operar de una manera automática y manual. Además, debe estar integrada con todos los instrumentos y accesorios para señalización local y a tablero de control. Una (1) secadora de aire tipo regenerativa con agente desecante, de operación automática continua, contando con un ciclo de operación y otro de regeneración, un tablero de control (apropiado para el área eléctrica donde sean instalados), con programador de estado sólido, válvulas, solenoides, operadas por aire y válvulas de seguridad, tubería de interconexión y accesorios e instrumentación de señalización y control de la operación. El o los tanques acumuladores de aire para instrumentos deben ser adecuados para ser instalados y anclados sobre una base estructural, además, deben estar integrados con todos sus instrumentos y accesorios para señalización local y al tablero de control.

1.2. CAPACIDAD Y COMPORTAMIENTO El paquete de generación de aire de instrumentos será diseñado para satisfacer: Los requerimientos de las especificaciones, estándares y normas indicados en este anexo. EL PROVEEDOR determinará la capacidad de diseño del paquete de acuerdo a los requerimientos de las secciones de la planta de proceso e indicará en un esquema de tubería e instrumentación el sistema de generación, secado y distribución del aire de


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instrumentos. La capacidad deberá ser suficiente para cubrir la demanda en forma continua de la instrumentación considerada por EL PROVEEDOR. EL PROVEEDOR deberá indicar el estimado preliminar de consumo de aire de instrumentos, para cada una de las secciones de la Planta de Proceso, así como el consumo para algún otro servicio que considere EL PROVEEDOR indicando el volumen y las condiciones de presión y temperatura. Todos los elementos que integran el paquete de generación de aire de instrumentos deben estar totalmente montados cableados e interconectados sobre un patín estructural (sin ser limitativo) y anclaje adecuados para su instalación en el barco que contará con el equipo de proceso.

1.3 FILOSOFIA BASICA DE CONTROL El Paquete de generación de aire de instrumentos deberá ser adecuado para operar en una área clasificada apropiada para el área eléctrica donde sea instalado, para ambiente marino húmedo y corrosivo. Las variables de control básicas se indican a continuación:

1.3.1 CONTROL E INDICACIÓN EL PROVEEDOR debe proporcionar el sistema de control del compresor o compresores de aire con las preparaciones adecuadas para el envió de señales al cuarto de control para su integración en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso. EL PROVEEDOR debe proporcionar el sistema de control de la secadora de aire con las preparaciones adecuadas para el envío de señales hacia el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

1.3.2 ALARMAS El sistema de control y señalización de los compresores debe incluir señalizaciones por

operación anormal (alarmas) y paros de cada uno de los componentes del paquete de generación de aire de instrumentos.

1.3.3 LA INSTRUMENTACIÓN LOCAL DEL COMPRESOR QUE DEBE CONTEMPLAR ES LA SIGUIENTE: Manómetros, termómetros, luces Indicadoras de operación, y paro de cada uno de los compresores que forman el paquete de generación de aire de instrumentos.


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Toda la instrumentación debe estar identificada por medio de placas de acero inoxidable con los números de las claves correspondientes.

1.4 TABLERO DE CONTROL En el tablero de control local se deberán considerar la inclusión de los arrancadores principales. EL PROVEEDOR debe proporcionar el sistema de control de la secadora de aire con las preparaciones adecuadas para el envío de señales hacia el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

1.5 MATERIALES EL PROVEEDOR suministrará los materiales de construcción del paquete adecuados y cumplir con los estándares y normas indicados en este anexo. EL PROVEEDOR debe proporcionar en su propuesta técnica dibujo seccional preliminar del compresor, secadora, tanques acumuladores, accionador en donde se indicará según ASTM y o equivalente (edición mas reciente) el material de construcción de cada parte.

2. ENERGÍA ELÉCTRICA

2.1 FILOSOFIA BASICA DE DISEÑO Y OPERACIÓN EL PROVEEDOR suministrará un paquete de generación de energía eléctrica con sus sistemas completos de control, transformación, transmisión y sistemas de protección mínimos requeridos para una operación segura y eficiente. La embarcación deberá ser capaz de generar la cantidad y voltajes necesarios de energía eléctrica para operar todos los equipos, instrumentos y sistemas solicitados en este anexo que requieran de este servicio. Por lo que EL PROVEEDOR será responsable del diseño, suministro e instalación del equipo y materiales requeridos para ello, la generación de energía eléctrica debe estar integrada con todos sus instrumentos y accesorios para señalización local y al tablero de control, con las preparaciones adecuadas para el envío de señales hacia el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

2.2 CAPACIDAD Y COMPORTAMIENTO El paquete de generación de energía eléctrica será diseñado para satisfacer:


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Los requerimientos de las especificaciones, estándares y normas indicados en este anexo. EL PROVEEDOR determinará la capacidad de diseño del paquete de acuerdo a los requerimientos del las secciones de la planta de proceso y al de la embarcación, e indicará en un esquema unifilar su distribución. El paquete deberá ser suficiente para cubrir la demanda en forma continua considerada por EL PROVEEDOR. El PROVEEDOR deberá indicar el estimado de consumo de energía eléctrica en las condiciones normales, máximas y “pico”, de las diferentes secciones de la Planta de Proceso. Asimismo se recomienda que cuente con un sistema de respaldo que aseguren la operación continua de la Planta de Proceso y los elementos mínimos requeridos por la embarcación para una operación segura y eficiente.

3. GAS INERTE

3.1 FILOSOFIA BASICA DE DISEÑO Y OPERACIÓN En el caso de que EL PROVEEDOR seleccione algún proceso en donde sea necesario el uso de gas inerte, tendrá que especificar de acuerdo a sus necesidades un equipo paquete de generación de gas inerte. EL PROVEEDOR determinará el tipo de gas inerte (por ejemplo, CO2, nitrógeno, etc.). Este sistema de gas inerte debe cumplir con la regla 62 sistema de gas inerte del capítulo II-2 del convenio solas 74/78 edición refundida 2001, considerando todas las tuberías, accesorios e instrumentación necesaria para su operación segura y confiable. EL PROVEEDOR deberá considerar el suministro de gas inerte a los tanques de almacenamiento de crudo, así como al sistema de desfogue como gas de barrido.

3.2 CAPACIDAD Y COMPORTAMIENTO El PROVEEDOR deberá indicar el estimado de consumo de gas inerte en las condiciones normales, máximas, de las diferentes secciones de la Planta de Proceso. Así como el consumo para algún otro servicio que considere EL PROVEEDOR indicando el volumen y las condiciones de presión y temperatura, e indicará en un esquema de tubería e instrumentación el sistema de generación, y distribución del gas inerte.

3.3 FILOSOFIA BASICA DE CONTROL El Paquete de generación de gas inerte deberá ser adecuado para operar en una área clasificada apropiada para el área eléctrica donde sea instalado, para ambiente marino húmedo y corrosivo. Las variables de control básicas se indican a continuación:


PROVEEDOR ___________________

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3.3.1 CONTROL E INDICACIÓN

EL PROVEEDOR debe proporcionar el sistema de control del generador de gas inerte con las preparaciones adecuadas para el envió de señales al cuarto de control para su integración en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

4. DESFOGUE 4.1 FILOSOFIA BASICA DE DISEÑO Y OPERACIÓN

Con la finalidad de resguardar la integridad física del personal y las instalaciones de PEP, así como de la propia embarcación; EL PROVEEDOR deberá diseñar un sistema de desfogue cerrado con el propósito de interconectar las descargas de las válvulas de seguridad de los equipos de proceso, y deberá tener capacidad para manejar el caso de operación anormal del proceso, el riesgo mayor que se pueda presentar en cualquiera de los equipos de proceso de la embarcación. EL PROVEEDOR deberá diseñar con base al proceso, considerando los diferentes rangos de presión a los que desfogarán los equipos (alta y baja presión), asimismo el sistema de desfogue manejará en forma segura las corrientes de gas que estarán presentes durante la operación normal de la planta de acuerdo a lo establecido en el punto 2 “Tipo de proceso”. EL PROVEEDOR evaluará la conveniencia de diseñar, suministrar y construir un tanque de desfogue con su equipo de bombeo para recuperación de condensables, e instrumentación correspondientes, con el fin de evitar el arrastre de líquidos hacia el quemador de gas de campo. El diseño final será responsabilidad de EL PROVEEDOR. El diseño deberá estar de acuerdo al API 520 , API 521 y API RP 14C ediciones mas recientes. El desfogue debe estar integrado con todos sus instrumentos y accesorios para señalización local y al tablero de control, con las preparaciones adecuadas para el envío de señales hacia el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso en caso de que EL PROVEEDOR así lo requiera.

4.2 CAPACIDAD Y COMPORTAMIENTO El PROVEEDOR determinará la capacidad del sistema de desfogue cerrado el cual podrá manejar cualquier caso de operación anormal o de emergencia del proceso, cubriendo el riesgo mayor que se pueda presentar en cualquiera de los equipos de proceso de la embarcación.


PROVEEDOR ___________________

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5. QUEMADOR DE CAMPO 5.1 FILOSOFIA BASICA DE DISEÑO Y OPERACIÓN

A continuación se describen lineamientos mínimos del quemador de campo (o los requeridos) que deberá considerar EL PROVEEDOR: EL PROVEEDOR deberá suministrar un quemador de campo (o los requeridos) que este diseñado para disponer en forma segura, eficiente y libre de contaminación (quemado sin humo) las corrientes de proceso que por sus condiciones deben ser quemadas, de acuerdo a lo indicado en el punto 2 “Tipo de proceso”. El crudo no se debe de quemar en condiciones normales de las operaciones requeridas por PEP, y que están especificadas en el inciso 2 “tipo de proceso”, párrafos 2.1, terminación y estimulación (inducción y limpieza de pozos), párrafo 2.2, aforo, párrafo 2.3 separación y medición en pozos con aportación de agua y párrafo 2.4 libranzas operativas. EL PROVEEDOR deberá considerar en el diseño del quemador el uso de tecnologías de vanguardia, plenamente establecidas y probadas a nivel comercial. El quemador de campo deberá contar con un sistema de encendido automático electrónico o similar que haya probado su capacidad para encendido de mezclas de crudo-gas, y crudo solamente (en caso de emergencia). El quemador tendrá la capacidad para quemar las siguientes corrientes: � solamente gas. � mezcla crudo-gas. � solamente crudo. El quemador debe estar integrado con todos sus instrumentos y accesorios para señalización local y al tablero de control, con las preparaciones adecuadas para el envío de señales hacia el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso.

5.2 CAPACIDAD Y FLEXIBILIDAD 5.2.1 CAPACIDAD DE DISEÑO

La capacidad del Quemador será determinada por EL PROVEEDOR de acuerdo a la información indicada en los Puntos: 4 “Condiciones de las Alimentaciones en límites de Batería” y 2 “Tipos de Proceso” de este anexo.


PROVEEDOR ___________________

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Debe contar con licencia de funcionamiento del quemador, de acuerdo al capitulo II, artículos 17, 18 y 21 del reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera, y cumplir con la normatividad aplicable en la materia.

5.2.2 FLEXIBILIDAD EL PROVEEDOR deberá suministrar un sistema de detección de flama a fin de asegurar la operación confiable del sistema. EL PROVEEDOR deberá asegurar en el diseño del quemador un dispositivo para retención de flama. Con la finalidad de resguardar la integridad física del personal y las instalaciones de PEP, así como de la propia embarcación, el diseño del quemador o quemadores deberá considerar la posición relativa de la plataforma con respecto a las corrientes marinas y la dirección de los vientos reinantes, dominantes y predominantes indicados en la Sección IV. EL PROVEEDOR deberá tener presente que la radiación máxima permisible que puede incidir en los equipos de proceso es de 1500 BTU/hr-ft2 y para el personal es de 800 BTU/hr-ft2, por que la ubicación del quemador en la embarcación deberá cumplir con los niveles de radiación aquí establecido (Los valores indicados incluyen la radiación solar). El quemador deberá ser de tipo horizontal, con dispositivo de rotación que permita un giro a un ángulo a determinar por EL PROVEEDOR, considerando la seguridad de su sistema de proceso. Se sugiere contar un sistema de rocío para minimizar la radiación hacia el barco, el cual debe ser alimentado de forma independiente al sistema de la red de contraincendio. El sistema de encendido deberá contar con la flexibilidad de poder ser revisado, limpiado, calibrado o de entrar en programa de mantenimiento sin dejar de operar el quemador de campo. EL PROVEEDOR deberá considerar en el diseño del quemador o quemadores los accesorios y servicios requeridos para disminuir la radiación que incide en el barco, así como la de incrementar la eficiencia de la combustión para evitar la quema con humo. EL PROVEEDOR deberá presentar un estimado de los niveles de radiación que espera se presenten en las condiciones máximas de quemado bajo las condiciones establecidas en el punto 5.2.1 de este anexo.

6. SISTEMAS DE COMUNICACIÓN El presente documento describe los requerimientos técnicos de un sistema de telecomunicaciones para emplearse en la embarcación motivo de este contrato que desarrollará trabajos en el área de plataformas marinas para la Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental de la Región Marina Noreste de Petróleos


PROVEEDOR ___________________

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Mexicanos, dirigido principalmente a lograr la interconexión con la red de telecomunicaciones de Pemex y hacer llegar servicios de voz (extensiones telefónicas de los conmutadores Northern Telecomns-Meridian), facsimil y enrutamiento de redes de datos TCP/IP.

6.1 INTERCOMUNICACIÓN Y VOCEO PLANTA – BARCO El barco, planta, equipos y sistemas auxiliares deberán estar comunicados a través de un sistema de intercomunicación y voceo en las áreas críticas, de servicio y de control para obtener una comunicación eficiente con el personal del barco y el personal técnico de operación de los servicios solicitados. Es responsabilidad de EL PROVEEDOR describir los requerimientos técnicos de tal sistema, así como la comunicación a través de radios portátiles en cantidad suficiente para su personal a bordo de la embarcación (tripulación y del personal técnico), así como del que se ubique en la instalación costafuera durante la duración de los servicios solicitados.

6.2 SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES PARA EMBARCACIONES MÓVILES EN EL

AREA DE PLATAFORMAS. (RED PUNTO-MULTIPUNTO DE ESPECTRO DISPERSO)

6.3 DESCRIPCIÓN DE LOS SERVICIOS DE TELECOMUNICACIONES 6.3.1 SERVICIOS REQUERIDOS

En la embarcación se deberá suministrar y poner en operación el equipamiento necesario para proporcionar los siguientes servicios: a) 04 (Cuatro) servicios de voz FXS-FXO, con capacidad para interconectar

extensiones de los conmutadores Northern Telecom-Meridian existentes en las plataformas nodales de telecomunicaciones del área de plataformas.

b) 01 (Uno) servicios de facsímil del grupo III, incluye equipo de fax con material consumible para su correcta y continua operación.

c) 01 (uno) servicio de datos ETHERNET 10 BASET, para transportar datos de redes TCP/IP. Incluye equipo enrutador de datos con conectividad serial y equipo concentrador (HUB) de cómo mínimo 12 puertos conmutados ETHERNET. El enrutador de datos deberá tener las facilidades para proporcionar los servicios de los incisos A) y B) anteriores.

d) 01 equipo periférico de radio con tecnología de Espectro Disperso en la banda de

2.4 GHz. Por salto de frecuencia Mca. Kbtel, compatible con la red existente de Espectro Disperso de Petróleos Mexicanos. El cual deberá ser suministrado con el equipamiento necesario para soportar conectividad inalámbrica TCP/IP así como FRAME RELAY (por motivos de reconfiguración de la Red de Pemex


PROVEEDOR ___________________

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existente). Incluye antena omnidireccional para coberturas menores a 15 kms y antena direccional para coberturas de hasta 25 kms de la estación nodal.

e) Incluye los servicios de configuración y programación. Se requiere que los servicios sean terminados en oficinas varias dentro de la embarcación, por lo que la propuesta debe de incluir la acometida de dichos servicios hasta la misma oficina o sitios en donde se requiera el servicio.

6.3.2 SITIOS NODALES Para el sitio nodal se deberá suministrar y poner en operación UNA ESTACION BASE DE RADIO DE ESPECTRO DISPERSO PUNTO MULTIPUNTO MCA. KBTEL MOD. KBSS EN LA BANDA DE 2.4 GHZ Y CON COBERTURA OMNIDIRECCIONAL., ADEMAS Del equipamiento necesario para lograr la interconectividad con la Red de Telecomunicaciones de Pemex con los servicios descritos en los incisos a), b) y c) sección 2.1 arriba citados, incluye cableado, fijación de equipos, aterrizaje, sistema de radiación, etc. Pemex proporcionará alimentación de –48 VDC para los equipos que suministre EL PROVEEDOR. En forma adicional se requiere el suministro del siguiente equipamiento.

No. De Parte Descripción MARCA Cantidad

V.35 KBTEL CABLE V.35 PARA ESTACIONES CENTRALES KBTEL KBTEL 2 MEM3660-32D= CISCO 3660 SERIES FIELD UPGRADE 32 MB DRAM CISCO 2 NM-2W 2 WAN CARD SLOTS NETWORK MODULE CISCO 2 WIC-2T 2 PORT SERIAL WAN INTERFACE CARD} CISCO 4 NM-1CE1U 1 PORT CHANELIZED E1/ISDN-PRI UNBALANCED

NETWORK MODULE CISCO 2

NM-HDV-1E1-30E

SINGLE PORT 30 ENHANCED CHANNEL E1 VOICE/FAX NETWORK MODULE

CISCO 2

CAB-SS-V35MT V.35 CABLE DTE MALE TO SMART SERIAL CISCO 8 CAB-E1-BNC E1 BNC CABLE 3 MTS CISCO 2

NT5D97AA TARJETA DUAL PRI NORTHERN 2 NTCK-79AA CABLE TRK NORTHERN 2 NTCK-80AB CABLE D-CHANNEL NORTHERN 2

Incluye los servicios de instalación, configuración y programación del equipamiento a suministrar en las plataformas nodales Ixtoc-A y Akal-C.

6.3.3 REQUERIMIENTOS GENERALES

a) Radios espectro disperso en la banda de 2.4 GHz. b) Sistema de radiación con antenas omnidireccionales de alta ganancia y líneas de

Tx de baja pérdida, con las características necesarias para garantizar una disponibilidad del sistema del 99.99% en cualquier mes del año.


PROVEEDOR ___________________

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c) Cobertura de hasta 15 km de la estación base en el sitio nodal. d) Equipos para intemperie y condiciones altamente corrosivas. e) Establecer una red Inalámbrica TCP/IP y/o frame relay. f) Puerto ethernet 10BaseT y/o puerto de agregado serial. g) Capacidad de QoS para tramas de paquetes de voz/IP y/o voz/frame relay.

6.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES 6.4.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE RADIOS PMP ESPECTRO DISPERSO

EXISTENTE Se cuenta con un sistema de telecomunicaciones con base en una red de radioenlaces punto-multipunto con tecnología de espectro disperso en la banda de 2.4 GHz, con una cobertura radial de 15 km a partir de las estaciones bases a instalarse en los sitios nodales, de acuerdo a las siguientes especificaciones generales: El equipamiento de ampliación deberá ser compatible y cumplir con la total interconectividad con el equipamiento de la red de células de espectro disperso actualmente en operación, a continuación se describe el equipamiento del que consta la red actual.

EQUIPO CARACTERISTICAS

ESTACION BASE MARCA KBTEL -48V, C/AMPLIFICADOR EXTERNO, MODELO 005-02-006-24

CONSOLA PORTATIL, MARCA KBTEL SOFTWARE PARA GESTION, CONFIG, Y SUPERVISION DE LOS EQUIPOS DE RADIOS CENTRALES Y REMOTOS MODELO 005-02-006-LIC

EQUIPO ROUTER CISCO 3660 10/100, 6-SLOT MODULAR WITH IP SW, MODELO CISCO3661-DC

CISCO 3660 SERIES IOS IP PLUS S366CP-12102T

FLASH FACTORY UPGRADE PARA CISCO3660

8 TO 16MB, MODELO MEM3600-8U16PS

EQUIPO CARACTERISTICAS

TWO-SLOT VOICE FAX NETWORK MODULE NM-2V

TWO PORT VOICE INTERFACE CARD - FXO VIC-2FXO

REDUNDANT DC POWER SUPPLY FOR CISCO 3660

PWR-3660-DC

CATALYST 1900 ENTERPRISE EDITION 24-10BT, 2TX, DC POWER, MODELO WS-C1924-EN-DC

CISCO CALL MANAGER 3.0 SOFTWARE, SW-CCM-3.0.1


PROVEEDOR ___________________

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ETHERNET MODULAR ROUTER W/ CISCO IOS IP SOFTWARE – DC

CISCO2610-DC

CISCO 2600 SERIES IOS IP PLUS S26CP-12101

32 TO 40 MB DRAM FACTORY UPGRADE PARA CISCO 2600 SERIES

MEM2600-32U40D

TWO-SLOT VOICE FAX NETWORK MODULE NM-2V

TWO-PORT VOICE INTERFACE CARD - FXS VIC-2FXS

CATALYST 1900 ENTERPRISE EDITION, 24 10BT, 2TX, DC POWER

NOTEBOOK LICENSE CISCO CALLMANAGER 3.0

SOFTWARE SW-CCM

6.4.2 DESCRIPCIÓN EQUIPOS TERMINALES DE VOZ/IP A PROPORCIONAR

Se deberán considerar las siguientes especificaciones generales para el equipamiento de terminación de servicios en las embarcaciones y el equipamiento de interconectividad de los servicios con los sitios nodales:

a) Equipo de ruteo de paquetes IP, con QoS para voz/IP.

b) Concentrador de datos (Hub) para 12 puertos ethernet-10baseT.

c) 04 (cuatro) equipos telefónicos DTMF, para escritorio.

d) 01 (uno) equipo facsímil categoría fax grupo III.

e) Equipos convertidores de voz/Ip y/o voz/frame relay con capacidad para 04 puertos FXS.

f) Equipamiento necesario en los sitios nodales para interconectar los equipos arriba citados.

6.4.3 SISTEMA DE COMUNICACIÓN COMPLEMENTARIO

Para asegurar la comunicación en eventos en sitios fuera de cobertura del sistema de espectro disperso descrito en la sección anterior, se requiere que la embarcación cuente con el siguiente equipamiento para servicio de Petróleos Mexicanos: 6.4.3.1 Radio portátil Astro XTS-3000 tipo III para operación analógica, con capacidad flashport, modelo H09UCH9PW7-N, de 3 watts de potencia, marca Motorola, intrínsecamente seguro, teclado frontal de 3 x 6 botones, pantalla frontal de 48 caracteres para operar en el sistema Smartzone v-3.0 de portadoras compartidas trunking de Petróleos Mexicanos, en la banda de 800 Mhz, UHF-FM, el equipo incluye: una batería de ultra alta capacidad, de hidruro de metal, intrínsecamente segura, modelo NTN8299BR, un cargador de baterías de carga rápida modelo NTN-1168A, clip para cinturón, antena flexible tipo Whip.


PROVEEDOR ___________________

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6.4.3.2 Adaptador vehicular XTVA, marca Motorola, para radio portátil XTS-3000. Incluye asegurador para radio, unidad de control, micrófono compacto, antena para montaje en cristal de 3 db, bocina externa de 6 Watts y amplificador de 15 Watts. Incluye adicionalmente antena omnidireccional y línea heliax de ½” flexible para instalación en exterior de cubierta del barco.

6.5 MARCO NORMATIVO

Banda de frecuencia Separación de canales adyacentes. Recomendación SCT/UIT-R

2.4 GHz. Para la técnica de modulación por salto de frecuencia la separación de frecuencias portadoras es de 25 Khz mínima a máximo 500 Khz y el ancho de banda de la señal transmitida (portadora) es máximo de 1000 Khz.

NOM-EM-121-SCT1-1994

Rec. No. Tema

G.826 Parámetros y objetivos de las características de error para trayectos digitales internacionales de velocidad binaria constante que funcionan a la velocidad primaria o a velocidades superiores.

G.726 Recomendación G.726 - Modulación por impulsos codificados diferencial adaptativa (ADPCM) a 40, 32, 24, 16 kbit/s

G.728 Recomendación G.728 - Codificación de señales de voz a 16 kbit/s utilizando LD-CELP, predicción lineal con excitación por código de bajo retardo

G.729, Anexo A/B

Codificación de voz a 8 kbps utilizando CS-ACELP, predicción lineal por código de estructura algebraica conjugada.

H.323 Sistemas de comunicación multimedia basado en paquetes.

6.6 SITIOS DE INSTALACIÓN

a) Plataforma nodal: módulo de telecomunicaciones y dependerá de la ubicación donde se encuentre operando la embarcación. Posibles nodos de telecomunicaciones de Ixtoc-A, Akal-C, Ek-A, y Ku-A.

b) Embarcación motivo de este contrato. En los sitios nodales se deberá considerar una altura máxima de 60 metros ASNM para la instalación del sistema de radiación. En la embarcación se deberá considerar las alturas disponibles entre 16 y 35 metros ASNM.


PROVEEDOR ___________________

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6.7 FORMATO DE LA PROPUESTA

Deberá incluir junto con su propuesta técnica Carta Compromiso de garantizar en la inspección “check list” y pruebas de desempeño lo siguiente: a) Cálculos de enlace garantizando la disponibilidad del 99.99% para un radio de 15

Km. b) Certificados de homologación ante la SCT y/o COFETEL del Gobierno Mexicano

de los equipos de radio de espectro disperso. c) Registro del equipo propuesto a utilizar ante COFETEL y SCT d) Descripción técnica y esquemas de los equipos de interconectividad con la red de

telecomunicaciones de Pemex. e) Visita de personal de PEP para activar los equipos con la red de PEMEX.


7. LABORATORIO QUÍMICO El laboratorio químico debe estar acondicionado y con capacidad para realizar análisis de: � Crudo (tratado para reinyección). � Agua (a tratar y de descarga al mar). � Sólidos y productos de reacción (alimentación durante la inducción y limpieza de

pozos). � Mezcla crudo–agua antes de la separación y después de la separación. � Otros que considere EL PROVEEDOR y que le permitan una operación eficiente y

segura.

7.1. LOS ANÁLISIS PARA CRUDO QUE DEBERÁN REALIZARSE SON LOS QUE A CONTINUACIÓN SE MENCIONAN:

ANÁLISIS FÍSICOS PROCEDIMIENTO pH NMX-AA-008

° API ASTM - 1298, D 0287

H2O/sed. Centrifugación ASTM – D 4007

Viscosidad (ssu) ASTM – 88

PVR lb/pulg2 abs. ASTM – 323

Determinación de sal en aceite crudo ASTM – D 3230


PROVEEDOR ___________________

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7.2. TODOS LOS ANÁLISIS A REALIZARSE PARA LAS AGUAS RESIDUALES DEL

PROCESO Y DE LAS AGUAS DE SERVICIO DEBERÁN SER TODOS CON BASE EN LA NOM-001-ECOL-1996 Y MARPOL 73/78.

7.3. ANÁLISIS QUE EL PROVEEDOR REQUIERA INCLUIR PARA LA OPERACIÓN DE

LA PLANTA DEBIDAMENTE JUSTIFICADOS Deberá indicar los análisis físico-químicos que requiera EL PROVEEDOR, debiendo justificar el tipo de análisis y en que parte del proceso será empleado y que utilidad tendrá el mismo.

7.4. EQUIPAMIENTO DE LABORATORIO El laboratorio debe contar con equipo para llevar a cabo el análisis de la calidad del crudo, del agua a tratar y del agua tratada, por lo que EL PROVEEDOR será responsable del suministro e instalación del mismo. Con el fin de optimizar la operación cuando la alimentación sea la mezcla de sólidos y productos de reacción (los cuales están constituidos por diesel, agua, ácido clorhídrico gastado, químicos diversos, nitrógeno utilizado durante la inducción de pozos, y además puede haber arrastres de gas asociado, entre otros), EL PROVEEDOR deberá realizar análisis para determinar el ajuste en sus operaciones unitarias y/o condiciones de operación. Lo anterior también para determinar el momento en que se hará el desvío de la alimentación hacia el sistema de separación y medición. Esta especificación tiene como objeto, proporcionar los elementos de base para el diseño, suministro, montaje e instrumentación del laboratorio de análisis de calidad del crudo, agua a tratar y agua tratada, así como determinar las características de la alimentación (sólidos y productos de reacción, y crudo con su gas asociado y agua de formación) el cual estará ubicado en el barco de proceso. ALCANCE El equipo del laboratorio debe: 1. Reportar las características del crudo y agua de salida del proceso de acuerdo a las

características indicadas en esta especificación. 2. Analizar los estándares que aseguren la buena metodología de análisis de crudo y

agua de salida. 3. Determinar las características de las alimentaciones (sólidos y productos de

reacción, y crudo con su gas asociado y agua de formación). 4. Ser de tecnología reciente y de material y mobiliario convenientes, que permitan el

buen desarrollo de las técnicas de análisis físico-químicos y bacteriológicos, considerando un mínimo de manipulación por parte del técnico responsable.


PROVEEDOR ___________________

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EL PROVEEDOR debe considerar los diferentes equipos tales como medidores en línea, equipo de medición de campo y de laboratorio, así como los reactivos adaptados para la realización de las diversas pruebas, de acuerdo a los estándares correspondientes. El equipo propuesto por EL PROVEEDOR debe ser de una marca reconocida ampliamente en los análisis de crudo y agua. A) Equipo, materiales y reactivos para análisis físico-químicos. Debido al espacio limitado con que se cuenta para este laboratorio, tanto los muebles como el equipo suministrado por EL PROVEEDOR, deben ser de tamaño reducido y de uso práctico y funcional, y considerar el movimiento de la embarcación.

8. ALUMBRADO PORTATIL

EL PROVEEDOR deberá considerar la instalación temporal de alumbrado portátil en las plataformas satélites, cuando el trabajo que se esté realizando así lo requiera, indicando las características, el tipo, su capacidad, y deberá ser diseñado para satisfacer los requerimientos de las especificaciones, que cumpla con todas las normas de seguridad en la materia. El PROVEEDOR será el responsable de la instalación, manejo, traslado, montaje y desmontaje del alumbrado portátil, así como de su alimentación eléctrica..

9. GRÚA PARA MANIOBRAS La grúa marina con que cuente la embarcación debe tener una capacidad en peso y longitud de pluma suficiente para maniobrar el sistema de conexión barco-instalación, transporte de personal (embarcación-instalación-embarcación, deberá estar Certificada la Grúa y el personal que la operará) y manejo de materiales a consideración de EL PROVEEDOR a los niveles de operación de las plataformas (+52 ft, y +100 ft).

10. OTROS EQUIPOS A CONSIDERAR POR EL PROVEEDOR

Cualquier otro servicio auxiliar que EL PROVEEDOR requiera para la operación eficiente y segura del proceso, así como de los paquetes que la integran, deberá suministrarlo en la cantidad necesaria y la calidad requerida para garantizar la operación continua del proceso, el o los cuales describirá su función y servicio a proporcionar a la planta y/o barco.

11. REQUERIMIENTOS ESPECIALES DE LA PLANTA. (Incluye todos los secciones y sistemas descritos anteriormente y los adicionales que considere EL PROVEEDOR) En el diseño de la planta se deben aplicar las siguientes consideraciones especiales:


PROVEEDOR ___________________

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� Cualquier mejora enfocada a la disminución del impacto ambiental debe

considerarse. � Todos los recipientes a presión deberán ser especificados con estampado ASME. � Se deberá especificar el equipo requerido para el tratamiento de efluentes que

permitan cumplir con los requerimientos normativos vigentes. � EL PROVEEDOR deberá especificar los tipos de tratamientos químicos requeridos

para la conservación de los equipos. � El arreglo general de los equipos (“Plot Plan”), deberá considerar espacios

adecuados para permitir el mantenimiento de los equipos, así como el libre acceso para proporcionar este servicio.

� Toda la instrumentación deberá estar localizada en puntos de fácil acceso para mantenimiento y lectura.

� EL PROVEEDOR será responsable de diseñar y construir los dispositivos y accesorios de izaje requeridos para la instalación de los equipos o paquetes (mismos que se retiraran una vez instalado el equipo).

� EL PROVEEDOR deberá especificar las pruebas de laboratorio y el equipo requerido para realizarlas, indicando el punto de muestreo, método, reactivos químicos y periodicidad.

� Es obligación de EL PROVEEDOR certificar y calibrar todos los medidores de flujo localizados en el barco (para la operación de la embarcación). De igual forma se certificarán y calibrarán los medidores de flujo de la planta considerados en el servicio objeto de este contrato, y se considerará el ajuste de los tiempos de calibración en función de las características físico-químicas de los flujos a ser medidos, entregando a PEP una copia de la certificación y calibración realizados.

� Para el caso de los medidores para líquido y gas, deberán cumplir como mínimo con las normas AGA REPORTE 3 y API 14.3, API 14.8 y API CAPÍTULO 5 (ediciones mas recientes), en lo que concierne a medición de hidrocarburos, integrando la información técnica que avale la eficiencia de dichos medidores.

� Toda la información aquí especificada se usará como referencia para el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle.

� Todo el equipo y/o material propuesto por EL PROVEEDOR deberá diseñarse, seleccionarse y fabricarse de acuerdo con las condiciones mínimas especificadas.

� Se deberá considerar el porcentaje de sulfhídrico especificado en las corrientes de proceso, para una mejor selección de los materiales de construcción de los equipos y del tipo de tubería a evaluar.

� EL PROVEEDOR debe especificar tales condiciones, basado en la información aquí proporcionada y en la normatividad internacional y/o nacional aplicable.

� Las condiciones asumidas por EL PROVEEDOR deberán ser claramente indicadas en su propuesta técnica.


PROVEEDOR ___________________

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III. INSTRUMENTACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL, MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE DATOS DEL PROCESO

1. INSTRUMENTACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE PROCESOS

1.1 ALCANCES Y REQUERIMIENTOS PARA EL AREA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL Como parte fundamental de los alcances en el fletamento de un barco de proceso, EL PROVEEDOR deberá suministrar toda la instrumentación requerida para realizar correctamente las funciones de monitoreo, control y adquisición de datos, y un sistema de control digital o control distribuido que permita llevar a cabo la operación y control del proceso y servicios auxiliares; además deberá contemplar la integración con el sistema de “detección y supresión de gas y fuego (F&G)” y “paro por emergencia (ESD)”. EL PROVEEDOR debe incluir, la arquitectura del sistema propuesto, tomando como referencia el esquema de la arquitectura localizada en el anexo-A (esquema No. 5) Este esquema es conceptual, la topología y arquitectura final, así como las cantidades de equipo serán de acuerdo a la propuesta de EL PROVEEDOR: ver hardware del sistema de control, monitoreo y adquisición de datos), la cual muestra los puntos mínimos que deben ser cubiertos. EL PROVEEDOR deberá complementar este esquema de tal manera que cubra con las necesidades de los diferentes procesos y servicios auxiliares y aquellos adicionales que considere y que suministre junto con la embarcación. Otro requerimiento es que mencione todas las áreas de proceso y servicios que incluirá dentro del sistema de control digital o control distribuido, para su monitoreo y control; también debe incluir toda la información técnica necesaria de manera legible y completa para respaldar su propuesta técnica. Por último debe contestar los cuestionarios técnicos para evaluación anexos en forma completa y con referencia a su información técnica, indicando marca, modelo, catálogo, volumen, inciso y número de página en su propuesta técnica para cada concepto cotizado, en caso de que algún parámetro del cuestionario no sea útil para evaluar lo que esta proponiendo, deberá indicarlo con la leyenda “no aplica”. No deberá dejar espacios en blanco porque se considerarán como que no cumplen. Cualquier omisión de estas bases técnicas no liberará al PROVEEDOR, de que la instrumentación involucrada en el proceso y servicios auxiliares y el sistema de control digital o control distribuido, operen correctamente y proporcionen el servicio para el cual fueron requeridos.

1.2. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES (VER ANEXO “B”)


PROVEEDOR ___________________

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1.1. INSTALACIÓN

Para la instalación de los instrumentos y sus accesorios se debe cumplir con lo establecido en las recomendaciones, normas y estándares de ingeniería respectivos y con los siguientes requerimientos generales: EL PROVEEDOR debe considerar que estos operarán en ambiente húmedo y salino, a temperaturas entre 10°C y 50°C, humedad relativa hasta de 100% y podrán estar expuestos a vientos huracanados, lluvias la mayor parte del año y luz solar directa durante varias horas al día. La instrumentación que se utilice para el paro de equipo (por protección), debe ser independiente y en adición a la instrumentación que se emplee para el control normal del proceso, tal y como se establece en el API-RP14C edición mas reciente. Se debe proporcionar a los elementos primarios de medición de flujo que lo requieran, los diámetros de tubería (longitudes antes y después del elemento) necesarios para obtener su máxima exactitud. Para el montaje de los instrumentos EL PROVEEDOR debe considerar que estos queden visibles al operador y además que tengan facilidad de acceso para su inspección, calibración y/o mantenimiento. Deberá considerar para su instalación accesorios mecánicos que le den flexibilidad, para que el proceso no se vea afectado en caso ser retirados por sustitución o mantenimiento. Todos los accesorios mecánicos empleados para la instalación de instrumentos, que estén en contacto con el fluido de proceso, deben ser adecuados para las condiciones de operación y resistentes a las propiedades corrosivas, abrasivas, erosivas, etc. del mismo. Para servicio amargo deben cumplir con lo indicado en el estándar NACE MR-01-75 edición mas reciente. En general se debe proporcionar a toda la soportería de los instrumentos un recubrimiento apropiado para soportar las condiciones del medio ambiente.

1.4. CONDUCCIÓN DE SEÑALES, RED DE TIERRAS DE INSTRUMENTOS Y

GABINETES CONDUCCIÓN ELÉCTRICA Para la conducción de señales eléctricas desde los instrumentos de campo, de los equipos de proceso y servicios auxiliares, hacia el cuarto de control, se deben tomar en cuenta los siguientes requerimientos: � Para la conducción exterior EL PROVEEDOR deberá describir su solución de como

llevará las señales al cuarto de control, (deberá estar de acuerdo con la arquitectura que presente en caso de utilizar una red de instrumentos o bus de campo) el suministro eléctrico y los materiales que se utilizan para la instalación, tomando en cuenta que deben ser apropiados para las condiciones del medio ambiente.


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� Se deben considerar trayectorias independientes para señales analógicas y

digitales y totalmente separadas de cualquier conducción para suministro eléctrico de potencia a equipos, deberá indicar las tensiones con que alimentará a los instrumentos.

� Las trayectorias eléctricas las debe realizar de tal forma que no obstruyan el paso del personal operativo.

� Todos los accesorios a utilizarse para la conducción de señales e interconexión de instrumentos deben estar de acuerdo a la clasificación de área eléctrica en donde se instalen.

� Para conducción de señales eléctricas dentro del cuarto de control EL PROVEEDOR deberá describir la forma de canalizarla a los equipos del control digital o control distribuido y los materiales que se emplean.

CONDUCCIÓN NEUMÁTICA Para el suministro de aire de instrumentos (aire como fuente de energía a los actuadores de las válvulas de control o de seccionamiento) desde la red neumática de distribución, así como para la conducción de señales de instrumentación local neumática, se deberán tomar en cuenta los siguientes requerimientos: La red de distribución de aire de instrumentos debe manejar aire seco y la distancia de la red al instrumento final, así como también de la instrumentación local neumática a su destino final deberá ser la mínima para evitar retrasos de tiempo en la señal. EL PROVEEDOR deberá tomar en cuenta toda la instrumentación neumática que suministre, para el cálculo del consumo de aire que estos demanden, y tener respaldo suficiente para cubrir con esta necesidad. RED DE TIERRAS DE INSTRUMENTOS Y RED DE TIERRAS DE GABINETES EL PROVEEDOR deberá observar los siguientes lineamientos: El diseño de tierras de instrumentos debe estar de acuerdo con el API RP 552, edición mas reciente. La resistencia a tierra de la red de instrumentos debe ser máxima de 3 Ohms. Es recomendable probar dicha resistencia cuando este terminada la instalación y repetir la prueba periódicamente una vez al mes. El diseño de tierras de gabinetes debe cumplir con el API RP 14F (edición más reciente). La resistencia a tierra de la red de gabinetes debe ser menor a 5 Ohms. Es recomendable probar dicha resistencia cuando este terminada la instalación y repetir la prueba periódicamente una vez al mes.


PROVEEDOR ___________________

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1.5. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA INSTRUMENTACIÓN

EL PROVEEDOR debe suministrar la instrumentación tal que queden cubiertas todas las variables del proceso, entre las que se encuentran: flujo, presión, temperatura y nivel principalmente. EL PROVEEDOR debe ser responsable de que el equipo eléctrico, electrónico e instrumentación local para indicación opere satisfactoriamente, la selección será su responsabilidad, pero los siguientes puntos son una guía en un afán de homogeneizar las propuestas. En caso de proponer otra clase de instrumentos a los aquí indicados, deberá soportar su propuesta técnica con una descripción completa del mismo, su principio de operación, proporcionar normas de referencia o prácticas de ingeniería recomendadas y además que sea instrumentación del estado del arte y de tecnología probada.

1.5.1. REQUERIMIENTOS GENERALES

La instrumentación trabajará en un lugar cuya atmósfera es un ambiente húmedo y salino además que puede estar expuesta a chorro de agua o brisa marina. Los instrumentos eléctricos/electrónicos deben ser apropiados para su uso en el área eléctrica que le corresponda, de acuerdo a la clasificación dada por la norma NEC (última versión), observando que en la mayoría de las áreas de proceso que manejan gas les corresponde el área CLASE 1, DIVISIÓN 1, GRUPO "D", además de cumplir con la norma ISA RP 12.1; y por último, los instrumentos deben estar certificados por FM o UL, Toda la instrumentación neumática que lo requiera debe contar con filtro regulador de presión para adecuar el suministro de aire a la presión de la señal de control que se necesite. EL PROVEEDOR deberá indicar el rango de presión en que trabajará los instrumentos. La instrumentación local, con propósitos de indicación, como manómetros, indicadores de temperatura, vidrios de nivel, indicadores de presión diferencial, etc., deberá ser claramente visible y con materiales y rangos apropiados para cubrir las condiciones de proceso. Deberán ser para lectura directa, la indicación normal de operación se debe encontrar entre el 50 al 70 % y la máxima del 80 al 90 % de la escala total. Debe ser capaz de soportar un sobre rango de 1.3 veces de la escala total sin sufrir daño permanente, las conexiones a proceso deberán proporcionar flexibilidad para su sustitución, en caso de mal funcionamiento, sin afectar al proceso. Las partes de los instrumentos que se encuentren en contacto con el fluido de proceso, deben ser construidas con materiales resistentes a las propiedades corrosivas, abrasivas, erosivas, etc. del mismo; para servicio amargo deben cumplir con lo indicado en el estándar NACE MR-01-75 edición mas reciente. EL PROVEEDOR es responsable de que toda la instrumentación sea propiamente instalada, calibrada, y probada y para el manejo de la información deberá contar con una base u hoja de datos en donde se indique lo siguiente para cada instrumento (EL PROVEEDOR ganador del concurso deberá entregar una copia de este documento al representante de PEP antes de iniciar los servicios que prestará la embarcación):


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- Identificación. - Servicio. - Rango. - Marca/modelo. - Número de serie. - Partes más comunes de refaccionamiento. - Fecha del último mantenimiento y el responsable de este. Las hojas de datos y/o especificaciones de los instrumentos deben estar de acuerdo a lo indicado en la norma ISA S.20 edición mas reciente. EL PROVEEDOR deberá describir, como mínimo, toda la instrumentación que envíe o reciba señales al/del cuarto de control, es decir que estará incluida en el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos. Deberá indicar el tipo de elemento sensor o principio de medición, materiales de construcción, modelo básico y marca del mismo, apegándose a los siguientes requerimientos particulares:

1.5.2. REQUERIMIENTOS PARTICULARES DE INSTRUMENTOS ELEMENTOS DE MEDICIÓN DE FLUJO Con el fin de cubrir tanto la medición de crudo pesado como de crudo ligero que se realizarán en el barco, EL PROVEEDOR deberá considerar el medidor de tipo desplazamiento positivo para la medición de los aceites especificados en el punto 4.1 Composición de crudo y gas típicos, de este anexo (API-MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT STANDARDS capítulo 5, edición mas reciente). Para la medición de gas se considerará el de tipo de placas de orificio. EL PROVEEDOR deberá proponer un paquete para la medición del aceite, compuesto por los trenes de medición requeridos, las dimensiones del arreglo deberán ser indicadas por EL PROVEEDOR en su propuesta, al mismo tiempo deberá describir los accesorios con que cuenta dicho paquete como son filtros, válvulas, etc. En el mismo paquete se podrá integrar otro tubo de medición para el agua tratada. No se acepta que con el mismo medidor se cuantifiquen los volúmenes de aceite y agua tratada, cada uno deberá ser medido individualmente. Si presenta otro paquete por separado o cuenta con una alternativa para la medición del agua tratada deberá presentar una descripción completa de este sistema. Finalmente deberá suministrar otro instrumento capaz de medir la concentración de agua en el crudo, preferentemente que cubra el rango completo de 0-100% de agua a las condiciones de temperatura de reinyección o trasiego. Este instrumento deberá enviar señal al sistema de control, preferentemente deberá ser de tipo inteligente.


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MEDIDORES DE FLUJO EL PROVEEDOR deberá considerar para el medidor (tipo desplazamiento positivo) las condiciones de operación y características propias de los fluidos, como son gravedad específica o °API (satisfaciendo tanto para crudo pesado como crudo ligero), viscosidad, corrosividad del fluido, indicando las siguientes características: � Flujo máximo, flujo mínimo, presión de operación y rango de temperatura de la

unidad de medición. � El tamaño del medidor o arreglos que presente será de acuerdo al flujo

especificado, es decir para gastos que van a rangos mínimos desde 1,000 BLS a 15,000 BLS más gas asociado correspondiente al caso máximo de operación; presiones a 60 kg/cm2 y temperaturas de 92°C.

� El material de las partes de la unidad de medición que estén en contacto con el fluido de proceso debe ser adecuado para servicio amargo y deben cumplir con el estándar NACE MR-01-75 edición mas reciente.

� La bobina debe de estar bien sellada en una caja apropiada para la clasificación eléctrica y su alambrado debe terminar en una caja apropiada sobre un preamplificador de pulsos.

� El elemento sensor debe suministrarse con transmisor de pulsos. � El rango de frecuencia debe ser claramente especificado, así como el número de

pulsos por miles de barriles, para que esta información sirva para la configuración de los computadores de flujo. La frecuencia será directamente proporcional al gasto.

Los siguientes datos deberán estar estampados en una placa en el cuerpo de la unidad de medición: � Tamaño. � Rango de operación (ANSI rating). � Rango de flujo. � Factor de medición. Adicionalmente: � Materiales. � Promedio de pulsos por miles de barriles. � Alimentación eléctrica. PLACA DE ORIFICIO La placa de orificio deberá cubrir el gas asociado correspondiente al caso máximo de operación.


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La placa de orificio debe tener orificio concéntrico, con bordes en ángulo recto (borde cuadrado) y la cara de salida biselada, de acuerdo con la "practica recomendada ISA-RP-3.2 y reporte No. 3 de AGA" (ediciones mas recientes). EL PROVEEDOR deberá proponer las alternativas pertinentes en caso de que una sola placa no cubra este rango de medición de flujo. El material de la placa debe ser de acero inoxidable 316 y su espesor debe estar de acuerdo con la "practica recomendada ISA-RP-3.2 y reporte No. 3 de AGA" (ediciones mas recientes). La relación beta de diseño debe estar comprendida entre los valores de 0.3 y 0.7, y la presión diferencial al 100% del flujo del medidor expresada en pulgadas de agua, nunca debe ser mayor a 400 in H2O. Se recomienda que la medición sea realizada preferentemente en forma horizontal RECTIFICADOR DE FLUJO Como una alternativa para mantener el régimen de flujo requerido sin tener los suficientes tramos rectos de tubería corriente arriba y/o corriente abajo, se puede usar secciones rectificadoras de flujo tipo carrete (bridado, libraje de acuerdo a las condiciones de operación) para la instalación en línea. La sección rectificadora de flujo debe cumplir por lo mínimo con: � Los elementos internos se fabriquen de tubo de pared delgada y sin rugosidades en

los bordes. � Estar formada por no menos de cuatro tubos o venas. � El diseño de la sección transversal sea lo mas uniforme y simétrica posible. � La alineación de los elementos rectificadores sea paralela al eje de la tubería. � El material del cuerpo e internos debe ser de acero inoxidable 316. EL PROVEEDOR que resulte ganador, al término de acondicionar su embarcación deberá indicar a PEP la incertidumbre que tienen en la medición de gas, de acuerdo con el diámetro de la placa de orificio e instrumentación que suministre. Deberá efectuar este análisis con base en el estándar API MPMS 14.3 parte 1, edición mas reciente. INSTRUMENTOS TRANSMISORES Todos los transmisores deben ser del tipo inteligente. Esto quiere decir que manejarán una señal con protocolo para facilitar el mantenimiento, diagnostico y calibración de los mismos. EL PROVEEDOR deberá llenar el cuestionario anexo indicando la variable que medirá, el elemento sensor o principio de medición, el tipo de protocolo que utilizará, la alimentación eléctrica requerida y el medio físico para la transmisión de señales.


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DE FLUJO O DE NIVEL El transmisor de flujo debe contar con elemento sensor de medición del tipo diafragma (D/P cell), dispositivos adecuados para permitir el ajuste de "cero y span", ser del tipo inteligente, con indicación local de la variable de proceso y apropiado para la clasificación de área eléctrica requerida. El elemento sensor debe resistir una sobre presión de hasta 130 % de la máxima presión de operación sin sufrir daño alguno. Se requerirá el empleo de cámaras de separación de condensado cuando el instrumento se emplee para la medición de fluidos gaseosos. El transmisor de flujo debe ser suministrado con manifold (maneral de 5 válvulas integrado) TRANSMISORES DE PRESIÓN Los transmisores deben contar con elemento primario de medición del tipo diafragma, dispositivos adecuados para permitir el ajuste de "cero y span", ser del tipo inteligente con indicación local de la variable de proceso y apropiados para la clasificación de área eléctrica en donde se instale. El elemento sensor debe resistir una sobre presión de hasta 130 % de la máxima presión de operación sin sufrir daño alguno. TRANSMISORES DE TEMPERATURA Para los instrumentos de temperatura, el elemento sensor preferentemente debe ser tipo RTD (platino 100 Ohms) conectado a un transmisor del tipo inteligente, con termopozo cónico maquinado de barra, bridado, de acuerdo al rating requerido por el proceso, con material apropiado para el fluido o que cumpla con el estándar NACE MR-01-75 edición mas reciente. En caso de requerirse, debe contar con accesorios tales como tuerca unión, aisladores cerámicos, etc. TRANSMISORES DE NIVEL Para la medición de nivel preferentemente debe emplearse instrumentos del tipo presión diferencial, siempre y cuando no se tenga que medir interfase líquido – líquido, para lo cual se emplearán medidores de desplazador con cámara externa preferentemente.


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INTERRUPTORES De acuerdo con las necesidades del proceso que proponga EL PROVEEDOR deberá seleccionar los interruptores que requiera, para suministrarlos en las variables que lo requieran, principalmente debe considerar interruptores de presión y de nivel. Los interruptores eléctricos deben ser preferentemente con base en microinterruptores del tipo contacto seco, herméticamente sellado, doble polo doble tiro (DPDT) o bien dos microinterruptores de simple polo doble tiro (SPDT), la capacidad de corriente y tensión que manejen deberá ser apropiada para los requerimientos del proceso que propongan. El interruptor de presión debe contar preferentemente con elemento sensor del tipo diafragma-pistón, con ajuste interno; apropiado para la clasificación de área eléctrica requerida. El elemento sensor debe soportar 1.3 veces la máxima de presión sin sufrir daño. Los contactos deben estar normalmente cerrados; estos a su vez no deben ser actuados por efecto de la vibración. VÁLVULAS SOLENOIDE El material del cuerpo de la válvula y sus internos deben ser apropiados para el fluido que manejan, el tamaño del cuerpo y del puerto dependerá de las condiciones de operación tomando en cuenta que se debe asegurar la mínima caída de presión para el suministro neumático a los actuadores; el número de vías de la válvula solenoide dependerá de la operación a ejecutar y deberá ser definido por EL PROVEEDOR de acuerdo a la acción de control que se requiera. La tensión de operación de la bobina de la válvula solenoide deberá ser definida por EL PROVEEDOR y también será su responsabilidad definir la posición segura a falla de energía eléctrica o suministro neumático. La válvula solenoide debe de ser apropiada para la clasificación de área eléctrica en donde se instale. VÁLVULAS DE CONTROL Estas válvulas deben tener cuerpo de acero al carbón, extremos bridados de acuerdo a las condiciones de operación y especificación de tubería que aplique, los materiales internos de las válvulas deberán ser apropiados para las condiciones del fluido que maneje. La válvula de control debe ser preferentemente del tipo globo; el régimen de presión del cuerpo de la válvula debe ser como mínimo igual al régimen de la brida de entrada. Para servicios en los cuales se maneje gas a desfogue la válvula de control debe tener una clasificación de sello clase VI (de acuerdo al ANSI edición mas reciente) y cuando


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esté dentro del proceso y no se requiera un sello totalmente hermético el mínimo que se empleara será clase IV (de acuerdo al ANSI edición mas reciente). Para servicios en los cuales se maneje líquido la válvula de control debe tener un sello clase IV (de acuerdo al ANSI edición más reciente) como mínimo. EL PROVEEDOR deberá dimensionar la válvula de control, de acuerdo con el siguiente criterios: el cv normal debe estar comprendido en el rango de la abertura que se describe a continuación para las siguientes características:

a) igual porcentaje, entre el 60-80% de abertura. b) lineal, entre el 40-70 % de abertura.

c) apertura rápida, entre el 20-40% de abertura. En ningún caso el flujo máximo debe sobrepasar el 90% de abertura de la válvula. La válvula de control debe tener niveles de ruido menores de 85 db medidos a 3.0 m de la válvula. En caso de cavitación y/o flasheo, se deben proveer los accesorios apropiados para evitar o soportar tales condiciones. Las válvulas y sus bridas deben ser construidas de acuerdo a la norma ANSI respectiva para el tipo de cara y régimen especificado; las dimensiones cara a cara de todas las válvulas estarán en apego con la norma ANSI B.16.10 edición mas reciente. Se deberá seleccionar los accesorios necesarios para que las válvulas vayan a una posición segura en caso de falla del suministro neumático. La posición segura deberá ser definida por EL PROVEEDOR de acuerdo a los procesos que suministre junto con la embarcación. CONVERTIDOR TIPO ELECTRONEUMÁTICO I/P El instrumento recibirá una señal eléctrica de entrada proveniente del sistema de control y deberá convertirla en una señal de salida neumática la cual deberá ser de acuerdo con el rango de presión que necesite el actuador para ser operado, y llevar a una válvula a una determinada posición de apertura. El posicionador electroneumático debe ser del tipo inteligente, ajuste interno; y ser apropiado para la clasificación de área eléctrica requerida. VÁLVULAS DE SECCIONAMIENTO Preferentemente deberán ser válvulas de tipo bola o esféricas y su diseño deberá cumplir con el API 6D y las uniones soldadas conforme al estándar ASME sección VIII y IX (ediciones mas recientes), con cuerpo de acero al carbón, extremos bridados de acuerdo a las condiciones de operación y especificación de tubería que aplique, los materiales internos de las válvulas deberán ser apropiados para las condiciones del fluido que maneje.


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Es responsabilidad de EL PROVEEDOR seleccionar el tamaño de la válvula que requiera y deberá suministrarla junto con los interruptores de posición (limit switches) para indicación remota de su estado (abierta o cerrada), pilotos y demás accesorios para su operación de apertura y cierre remoto (desde el cuarto de control) El operador u actuador de la válvula también deberá ser definido por EL PROVEEDOR, el cual deberá proporcionar el torque necesario que garantice el cierre de la válvula pero sin dañar los sellos de ésta.

1.6. SISTEMA DE CONTROL, MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE DATOS 1.6.1. GENERALIDADES

EL PROVEEDOR deberá considerar el suministro de un sistema de control digital o de control distribuido para la operación de las instalaciones de proceso de la embarcación que opere en forma independiente pero interconectado con los sistemas de F&G y ESD. Es responsabilidad del PROVEEDOR definir las áreas de proceso que requieran control, pero como mínimo deberá considerar: � Choke manifol y desconexión rápida delas mangueras flexibles. � Sección de Separación y Acondicionamiento. � El sistema de bombeo para trasiego de aceite y gas.. � Medición de crudo almacenado. � El control de la Sección de Tratamiento de Agua. � Un paquete de generación de aire de instrumentos. � Un paquete de inyección de agentes químicos. � Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción. � Quemador de campo. � Otros (a especificar por EL PROVEEDOR). El control de estos sistemas se realizará desde el cuarto de control de la embarcación y los requerimientos de PEMEX para adquisición de datos y monitoreo deben considerar como mínimo las siguientes variables, de las cuales los datos puedan ser transferibles a hojas de cálculo: � Gastos de aceite (en los equipos de separación, y el sistema de bombeo para

trasiego). � Gastos de gas (en los equipos de separación, reinyección a líneas de proceso y

gas a quemador). � Gastos de agua tratada (al mar). � Presión de separación. � Temperatura de separación.


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� Niveles de separación. � Presión y temperatura de la mezcla antes y después del manifold de

estrangulación. � Volumen de aceite acumulado. � Volumen de agua almacenada, a tratamiento de agua y agua para disposición final

en el mar. � Porcentaje de agua en la línea de descarga de aceite de la embarcación. El sistema de control debe cubrir todos los requerimientos de proceso de la embarcación, al momento del fletamento debe estar en operación considerando que toda la ingeniería necesaria ha sido desarrollada, el sistema ha sido completamente programado y configurado y que incluye todos los algoritmos y secuencias de control requeridos, y los materiales y accesorios necesarios para realizar su interconexión con el sistema de paro por emergencia (ESD) y el sistema de gas y fuego (F&G) así como con el sistema de comunicaciones han sido propiamente seleccionados e instalados. EL PROVEEDOR deberá describir de forma clara su solución para el sistema de control, la topología, el tipo de control, etc. a utilizar, tratando de detallar la mayor cantidad de características posibles y con objeto de homogeneizar las propuestas técnicas, los siguientes requerimientos son generales más no limitativos, y en la medida de lo posible EL PROVEEDOR deberá apegarse a ellos. Como ya se indicó, EL PROVEEDOR debe incluir la descripción de la arquitectura del sistema propuesto, tomando en cuenta que este deberá ser de arquitectura abierta, de acuerdo al modelo ISO/OSI, considerando los conceptos de portabilidad, interoperabilidad, compatibilidad y escalabilidad, incluyendo toda la información técnica necesaria para su evaluación. Esta información deberá ser suministrada en forma completa y legible para respaldar su cotización, así mismo contestar el cuestionario técnico anexo dando referencia a su información técnica, indicando marca, modelo, catálogo, volumen, inciso y número de página de su propuesta para cada concepto considerado. CONDICIONES AMBIENTALES EN EL CUARTO DE CONTROL EL PROVEEDOR deberá definir las condiciones dentro del cuarto de control y de la oficina designada a PEP, para la correcta operación de sus equipos propuestos, considerando que las variables climatológicas dentro de un área cerrada pueden alcanzar los valores siguientes: � Temperatura máxima: 45 ºC � Temperatura mínima: 10 ºC � Humedad relativa máxima: 95 % sin condensación


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EL PROVEEDOR deberá considerar la cantidad de calor disipado, para cada uno de sus equipos, para el dimensionamiento del sistema de aire acondicionado, en caso de ser requerido. Deberá considerar el diseño para que el equipo opere adecuadamente bajo ciertas condiciones de vibración y soporte de un choque instantáneo. CONFIABILIDAD DEL SISTEMA EL PROVEEDOR deberá asegurar que el sistema de control de procesos tenga una alta confiabilidad para garantizar una continuidad en el servicio. Deberá garantizar la confiabilidad de cada uno de los equipos por medio de la documentación del sistema, que incluye la memoria de la confiabilidad calculada para el hardware, los datos del tiempo medio entre fallas (MTBF) y tiempo medio para reparación (MTTR). EL PROVEEDOR deberá proporcionar estos datos junto con su propuesta técnica. Todas las tarjetas electrónicas deben ser tropicalizadas, es decir tener un recubrimiento epóxico o similar para resistir el ambiente húmedo y salino en donde operarán. Los sistemas de control de proceso y paro por emergencia deben operar satisfactoriamente en conjunto y con cualquier otro equipo eléctrico o electrónico que sea situado cerca sin que se vean afectados por campos electromagnéticos o señales de radio frecuencia; también se requiere que el equipo no sean en sí mismo una fuente de interferencia que pueda afectar la operación de otros equipos de acuerdo a norma IEC edición mas reciente. Todos los equipos, componentes y software del sistema de control deben cumplir con el requerimiento de funcionalidad del año 2000, en donde el cumplimiento significa que los productos no producirán errores en el procesamiento, incluyendo la secuencia de entradas y salidas, y que definirá y especificará una interpretación no ambigua de la representación de dos dígitos de fechas antes del 1° de enero del año 2000. EL PROVEEDOR deberá suministrar en la propuesta técnica toda la información necesaria que respalde este cumplimiento. EXPERIENCIA EL PROVEEDOR deberá documentar en su propuesta técnica la experiencia que tiene el responsable del diseño, suministro de equipo y materiales, instalación, integración y puesta en operación de equipos similares, indicando lugar, fecha, tamaño del sistema (cantidad de variables manejadas, software utilizado y servicios proporcionados).


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1.6.2. HARDWARE DEL SISTEMA DE CONTROL, MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE

DATOS EL PROVEEDOR deberá describir cada uno de los componentes que integran el hardware del sistema digital de control o control distribuido que suministre junto con el barco de proceso, podrá tomar como base la arquitectura del esquema del anexo-A (esquema No. 5) y que a continuación se describe.

1.6.3. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL

Deberá estar compuesto como mínimo por los siguientes equipos: � Las interfases humano – maquina. � El controlador principal del proceso. � Enlace de comunicación (medio físico). � Unidad ininterrumpible de energía eléctrica.

1.6.3.1. INTERFASE HUMANO-MÁQUINA

Estos equipos incluyen: � Estación de operación para proceso. � Estación de ingeniería para configuración. � Estación de monitoreo para uso exclusivo de PEP. La estación de operación se compone de los equipos que manipula el personal encargado de operar los diferentes sistemas de proceso que se desarrollan en el barco. La función de esta estación de operación será correr el software de los programas de aplicación y el software de interfase del operador. EL PROVEEDOR deberá describir los componentes de la estación de operación con base en los siguientes parámetros, e indicar la cantidad de cada uno de ellos que considere en su propuesta técnica: a) Monitor:

� Tamaño. � Resolución. � Tipo de pantalla. � Gama de colores. � Alimentación eléctrica.


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b) Procesador:

� Tipo de tecnología. � Velocidad de procesamiento. � Tipo y capacidad de memoria. � Alimentación eléctrica.

c) Teclado de funciones de operación: � Tipo de teclado, el cual es deseable que incluya teclas de función

dedicadas para la operación de cada uno de los sistemas de proceso. Este teclado tendrá la capacidad de configurar y será utilizado solamente por personal de operación de la embarcación.

d) Tipo de dispositivo para el manejo del cursor. e) Dispositivos de memoria:

� Tipo y capacidad de almacenamiento. � Cantidad.

f) Dispositivos para comunicación: Indicar el número de puertos y tarjetas con que cuenta, tipo de conexiones, y describir sus características.

g) Periféricos: EL PROVEEDOR deberá indicar los periféricos requeridos para el buen funcionamiento del sistema propuesto, y sus características, como las siguientes: � Impresora. � Tipo de impresora o impresoras. � Cantidad. � Tipo de procesador. � Resolución. � Velocidad de impresión en paginas por minuto. � Puerto de conexiones. � Tipo de memoria. � Alimentación eléctrica.

La estación de ingeniería (configuración) tiene como objetivo el operar y configurar las estrategias, secuencias y parámetros para la operación del sistema; generación,


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edición de desplegados gráficos y todas las demás funciones particulares de cada uno de los sistemas. Esta constituida por los equipos que manipula el personal encargado de configurar o modificar el sistema:

a) Monitor: � Tamaño. � Resolución. � Tipo de pantalla. � Gama de colores. � Alimentación eléctrica.

b) Procesador: � Tipo de tecnología. � Velocidad de procesamiento. � Tipo y capacidad de memoria. � Alimentación eléctrica.

c) Teclado de funciones de operación: � Tipo de teclado, el cual es deseable que incluya teclas de función dedicadas

para la operación de cada uno de los sistemas de proceso. Este teclado no tendrá la capacidad de configurar y será utilizado solamente por personal de operación de la embarcación.

d) Tipo de dispositivo para el manejo del cursor.

e) Dispositivos de memoria: � Tipo y capacidad de almacenamiento. � Cantidad.

f) Dispositivos para comunicación: � Indicar el número de puertos y tarjetas con que cuenta, tipo de conexiones, y

describir sus características. La estación de monitoreo será para uso por parte del personal de PEP. Esta estación no se encontrará ubicada en el cuarto de control sino en la oficina asignada a PEP y tiene como objetivo monitorear en tiempo real las operaciones del sistema. Se podrán ver los mismos desplegados como en la estación de operación pero sin permitir tomar el control de las operaciones que se realicen, solo se permitirá la adquisición de datos los cuales podrán ser transferibles a una hoja de cálculo, y por medio de un enlace de comunicación el supervisor de PEP podrá enviarlos a tierra o alguna plataforma. Esta


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constituida por los equipos que manipula el personal de PEP encargado de monitorear y adquirir los datos que el sistema genera:

a) Monitor: � Tamaño: 19” mínimo. � Resolución. � Tipo de pantalla. � Gama de colores. � Alimentación eléctrica.

b) Procesador: � Tipo de tecnología. � Velocidad de procesamiento. � Tipo y capacidad de memoria. � Alimentación eléctrica.

c) Teclado de funciones de operación: � Tipo de teclado, el cual es deseable que incluya teclas de función dedicadas

para la operación de cada uno de los sistemas de proceso. Este teclado no tendrá la capacidad de configurar y será utilizado solamente por personal de operación de la embarcación.

d) Tipo de dispositivo para el manejo del cursor.

e) Dispositivos de memoria: � Tipo y capacidad de almacenamiento. � Cantidad.

f) Dispositivos para comunicación: � Indicar el número de puertos y tarjetas con que cuenta, tipo de conexiones, y

describir sus características.

g) Periféricos: Impresora para reportes de PEP. Se deberá enumerar como mínimo las siguientes características: � Impresora láser a color. � Tipo de procesador. � Resolución. � Velocidad de impresión.


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� Puerto de conexiones. � Tipo de memoria. � Alimentación eléctrica.

1.6.3.2. EL CONTROLADOR PRINCIPAL DEL PROCESO EL PROVEEDOR deberá definir el controlador principal para controlar, monitorear y adquirir los datos principales del proceso con capacidad integral para control continuo y control discreto, preferentemente de diseño modular para fácil expansión del sistema por adición de hardware. EL PROVEEDOR deberá indicar la localización de estos controladores, de acuerdo a su propuesta, por ejemplo pudiendo estar en arquitectura maestro – esclavo localizados en el cuarto de control y en el campo respectivamente, (entre otros arreglos). El controlador deberá tener la capacidad de actualizarse tanto en hardware como en software, para cubrir con las necesidades del proceso. Estos equipos incluyen como mínimo:

− Módulo de procesamiento.

− Módulos de entradas y salidas.

− Fuente de alimentación.

− Módulo de comunicaciones. MÓDULO DE PROCESAMIENTO EL PROVEEDOR deberá describir las características del módulo de procesamiento o CPU que proponga, tales como:

− Tipo de microprocesador, si se cuenta con redundancia, etc.

− Velocidad de procesamiento.

− Capacidad de memoria, si cuenta o no con batería de respaldo.

− Velocidad de comunicación con los módulos de entrada/salida. MÓDULOS DE ENTRADAS Y SALIDAS EL PROVEEDOR deberá indicar las principales características de los módulos de entradas/salidas y módulos de aplicación especifica que su sistema requiera, esto es considerando los tipos de circuitos de la instrumentación que suministre. Estos módulos deberán cubrir con la instrumentación de las diferentes áreas de proceso y servicios auxiliares. Como mínimo deberá describir la de aquellos módulos más comunes: entradas digitales, entradas analógicas, salidas digitales, salidas analógicas, entradas de pulsos, etc., apegándose a los siguientes puntos:


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Módulos de entrada digital:

Voltaje de entrada.

Número de entradas por módulo.

Si cuenta con aislamiento de la señal, (indicar el tipo de aislamiento) y filtrado para reducción de ruido.

Tiempo de retardo.

Si cuenta con indicación del estado de cada entrada.

Si tiene capacidad de diagnostico.

Si es reemplazable en línea.

Módulos de entrada analógica.

Rangos de manejo de corriente de entrada.

Número de entradas por módulo.

Resolución.

Indicación del estado de cada entrada.

Capacidad de detección de circuito abierto

Reemplazable en línea.

Módulos de salida digital.

Voltaje de salida.

Número de salidas por módulo.

Corriente de salida.

Indicación del estado de cada entrada.


Capacidad de reporte al procesador, en caso de falla en el módulo.

Salida individual de los módulos protegida.

Corriente de surge.

Módulos de salida analógico

Corriente de salida.

Número de salidas por módulo.

Resolución.

Indicación del estado de cada salida.

Capacidad de diagnóstico


Cualquier otra información que EL PROVEEDOR considere necesaria para complementar la evaluación de los módulos, como puede ser protección por sobre


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voltaje, sobre corriente, configuración, seguridad intrínseca, override, etc., la deberá incluir en su propuesta técnica. FUENTE DE ALIMENTACIÓN Será la encargada de suministrar energía al controlador. Esto es al módulo de procesamiento, memoria, módulos de comunicaciones, y a los módulos de entradas y salidas, ya sean locales o remotos. Preferentemente la fuente de alimentación deberá ser redundante y trabajando simultáneamente balanceando las cargas, con capacidad de ser reemplazable en línea, sin afectar la operación, debe soportar en forma individual el 100% de la carga y con indicación de su estado. EL PROVEEDOR deberá indicar las características de la fuente de alimentación indicando como mínimo: Los rangos de voltaje que maneja. Frecuencias Tolerancia de voltaje Caídas de voltaje Interrupción Protección MÓDULO DE COMUNICACIONES Se debe contar con los módulos de interfaces de comunicación necesarios para: Comunicarse hacia una red de área local (LAN) preferentemente en forma redundante, proveer comunicación con instrumentación de campo en algún protocolo particular, según se requiera (por ejemplo algún totalizador de flujo local). Tener puerto de comunicación para conectar una computadora portátil para carga o descarga de información. En general deberá describir todas las tarjetas de comunicaciones que requiera su sistema, así como los puertos de comunicación.

1.6.3.3. ENLACES DE COMUNICACIÓN (MEDIO FÍSICO)

EL PROVEEDOR deberá considerar el hardware necesario para instalar la red de área local (LAN) requerida, de acuerdo a la arquitectura que proponga, para establecer los enlaces entre el sistema de control de procesos (controladores con las interfaces humano - máquina) así como con los sistemas de paro por emergencia (ESD) y de gas y fuego (F&G). Deberá indicar el tipo de red que utilizara (topología), la redundancia en los enlaces (nodos) y medio físico, interfaces, el medio físico para transmisión de datos (par


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torcido, cable coaxial, fibra óptica, etc.) y demás equipo necesario (routers, gateways, bridges, hubs, switches, etc.). Por último EL PROVEEDOR deberá indicar el desempeño de los enlaces de comunicaciones que proponga, como es la velocidad de transmisión real de datos, bits/s, la razón Baud, etc.

1.6.3.4. UNIDAD ININTERRUMPIBLE DE ENERGÍA (UPS)

El propósito será respaldar al sistema de control y de paro por emergencia y que no pierdan datos una vez que se inicien los trabajos para los que la embarcación fue requerida. EL PROVEEDOR deberá suministrar una unidad ininterrumpible de energía eléctrica, que debe entrar en operación ante cualquier falla en el suministro de energía, la UPS proporcionará el suministro requerido por la carga durante un período de tiempo determinado no menor de 2 hrs. El dimensionamiento de la capacidad de la UPS deberá ser realizado con base en los consumos de energía de los componentes conectados directamente a la misma, los cuales incluyen al sistema de control, monitoreo y adquisición de datos y al sistema de paro por emergencia (ESD) y al de gas y fuego (F&G). EL PROVEEDOR deberá proporcionar un esquema de su arreglo propuesto, detallando todos sus componentes. La UPS deberá ser controlada por microprocesador y deberá tener un puerto de comunicación hacia el controlador del proceso para que este pueda monitorear el estado de la UPS. Las indicaciones mínimas en el sistema de monitoreo y control del proceso (indicación digital) deben ser:

A) Alarma por carga transferida.

B) Condiciones normales/anormales.

C) Batería descargada, cargándose y cargada.

D) Detección de falla a tierra, con alarma e interruptor de prueba.

E) Alarma por falla de CA/CD.

F) Mediciones. corriente de salida. voltaje de entrada y salida. frecuencia a la salida. voltaje o corriente de banco de baterías. voltaje de entrada.


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1.6.4. SOFTWARE DEL SISTEMA DE CONTROL, MONITOREO Y ADQUISICIÓN DE

DATOS 1.6.4.1. GENERALIDADES

EL PROVEEDOR deberá suministrar todos los paquetes de software requeridos, junto con todas las licencias, para la completa configuración y operación del sistema de control, monitoreo y adquisición de datos del proceso, las estaciones de operación y de ingeniería trabajarán con una configuración cliente servidor y el software a suministrar debe trabajar en ambiente Windows NT o superior, ser de fácil operación y entendimiento y compatible con el software institucional de PEP. EL PROVEEDOR debe indicar claramente la versión y fecha del software que incluye en su propuesta técnica. El software para la configuración debe cumplir con los lenguajes de programación del estándar IEC-61131-3 edición mas reciente y contar con las funciones para que EL PROVEEDOR implemente todas las secuencias de control requeridas por el proceso.

1.6.4.2. SOFTWARE DEL CONTROLADOR PRINCIPAL DEL PROCESO

El sistema de control deberá soportar completamente todas las funciones de control de procesos por lo que EL PROVEEDOR deberá indicar si contará con las siguientes funciones como mínimo o incluye algunas otras: Ejecutar control en tiempo real. Ejecutar funciones de control lógico y secuencial. Ejecutar autodiagnóstico en cada uno de sus componentes, reportando estados de alarma y error hacia la estación de operación. Almacenar secuencia de eventos y mensajes de alarma. EL PROVEEDOR deberá considerar si el software de configuración incluye esquemas de control en librerías predefinidas, control PID, compensación de temperatura, funciones especiales matemáticas y para aplicaciones especializadas (cálculo de flujo de gas de acuerdo con los estándares AGA o API MPMS 14-3 ediciones mas recientes). Deberá realizar una descripción completa del software que suministre. El software debe permitir que la base de datos tenga múltiples niveles, la jerarquía debe ser tipo estructura de árbol, permitiendo la segmentación de la base de datos, de acuerdo a la división física de los equipos de proceso a ser controlados. Los controladores deben contar con el software requerido para poder comunicarse a través de sus módulos de comunicación con la red de área local. EL PROVEEDOR deberá indicar las principales características y funciones del software para el controlador que incluye en su propuesta técnica.


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1.6.4.3. SOFTWARE DE LA ESTACIÓN DE MONITOREO

La estación de monitoreo será la interfase del personal de PEP con el proceso y tiene como función básica la de visualizar las operaciones que se llevan a cabo en el control del proceso, principalmente con los procesos de medición de gas y aceite, desde este punto se podrán efectuar solo acciones de adquisición de datos, desde cualquier gráfico que esté presente en el monitor, de dicha estación de monitoreo, no se podrá efectuar ningún tipo de acciones de control o reconocimiento de alarma, sin embargo estas últimas si podrán ser impresas o guardadas en un archivo histórico de alarmas. En esencia la estación es idéntica a la estación de operación de procesos, y EL PROVEEDOR deberá suministrarla con el mismo software, el cual deberá correr bajo ambiente Windows ya descrito y deberá proveer al operador con funciones tales como: monitoreo de proceso, manejo de alarmas, tendencias históricas en tiempo real, reportes, además de proveer desplegados gráficos del proceso e historización, también deberá tener la capacidad de convertir unidades del sistema inglés al sistema métrico decimal y del métrico decimal al inglés. Los mismos desplegados gráficos que tiene la estación de operación podrán ser vistos desde esta estación de monitoreo e incluyen:

− Desplegados de vista general.

− Desplegados de grupo y área.

− Desplegados de alarmas.

− Desplegados de tendencias históricas y en tiempo real.

− Desplegados de auto diagnóstico.

− Desplegados de eventos.

− Desplegados de reportes. En este punto la base de datos permitirá optimizar y administrar toda la información generada, la cual es compartida por los diferentes usuarios. Esta base de datos tipo relacional debe proporcionar las siguientes características:

− Información única para el sistema.

− Información con un mismo formato.

− Modificación y actualización de la información.

− Independencia en el almacenamiento físico y diseño lógico de los datos.

− Presentación de los datos en formatos diversos. El software también debe permitir compatibilidad con los paquetes de Microsoft Office, para elaboración de reportes y presentación de datos, principalmente con “EXCELL”.


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EL PROVEEDOR deberá habilitar que desde la estación de monitoreo, también sea posible ver tanto al sistema de paro por emergencia “ESD”, como al sistema de gas y fuego “F&G”.

1.6.4.4. SOFTWARE DE LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN

La estación de operación será la interfase con el operador y tiene como función básica la operación total del control del proceso, desde este punto se podrán efectuar acciones de control como: cambio de automático / remoto / manual, cambios de punto de disparo, estas acciones podrán efectuarse desde cualquier gráfico que esté presente en el monitor, de dicha estación de operación. La estación deberá correr bajo ambiente Windows y deberá proveer al operador con funciones tales como: monitoreo de proceso, manejo de alarmas, tendencias históricas en tiempo real, reportes, además de proveer desplegados gráficos del proceso e historización y simulación de control, también deberá tener la capacidad de convertir unidades del sistema inglés al sistema métrico decimal y del métrico decimal al inglés. El software para la generación de los gráficos dinámicos debe incluir para la distinción de información el uso de diferentes colores, destello, vídeo inverso y otros métodos similares. EL PROVEEDOR deberá describir las características de su paquete estándar y deberá considerar el desarrollo de: - Desplegados de vista general. - Desplegados de grupo y área. - Desplegados de alarmas. - Desplegados de tendencias. Históricas y en tiempo real. - Desplegados de auto diagnóstico. - Desplegados de eventos. - Desplegados de reportes. Los desplegados gráficos deberán ser enteramente configurables y mostrar animación que corresponda tanto al equipo de proceso como a su dinámica. Los gráficos dinámicos deberán ser actualizados en tiempo real con información proveniente de campo. El software deberá tener capacidad para elaborar un registro o sumario de alarmas. Todos los eventos de alarma de proceso y servicios auxiliares se configurarán sobre la base de la secuencia F3A que indica la norma ISA edición mas reciente. Software para generar tendencias en tiempo real, que se actualizarán con el valor de la variable en un tiempo no mayor a un segundo. Software para generar desplegados de tendencias históricas que mostrarán los registros de las diferentes variables a analizar en periodos de tiempo que van desde 60 segundos hasta un mes calendario.


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Software específico para crear con facilidad formatos y reportes. Con la información contenida en la base de datos que maneje ya sea el sistema de control del proceso o el ESD. Software para auto diagnóstico, que son las rutinas con las que debe contar el sistema propuesto para que verifique su operación correcta y confiable, así como la detección de condiciones de operación anormal o falla y reportarlo en la estación de operación, mediante desplegados gráficos, además de generar un reporte en forma automática tanto en la impresora como en el disco duro.

1.6.4.5. SOFTWARE DE LA ESTACIÓN DE INGENIERÍA (CONFIGURACIÓN)

Todas las funciones que realizan las estaciones de operación podrán ser llevadas a cabo por la estación de ingeniería además debe incluir software para realizar las funciones mencionadas a continuación: - Configuración en línea y fuera de línea. - Modificación de lógica y estrategias de control del controlador principal del

proceso. - Generación y modificación de gráficos dinámicos y reportes. - Auto diagnóstico del sistema (hardware/software). - Análisis, predicción de fallas y programas para mantenimiento. - Desarrollo de aplicaciones (lenguaje "C", Pascal, Fortran, etc.). - Manejo de procesador de textos. - Manejo de hoja de cálculo. - Manejo de base de datos tipo relacional (SQL ultima versión). La estación de ingeniería tendrá la función de configurar las estrategias de control y ejecutar las funciones requeridas para una completa operación del sistema al cual presten servicio (control de proceso o paro por emergencia “ESD”, gas y fuego “F&G”), EL PROVEEDOR deberá realizar una completa descripción de este sistema. Para proteger la configuración / programación de cualquiera de los sistemas EL PROVEEDOR deberá considerar palabras clave (password) a diferentes niveles en su sistema, para poder tener acceso a cualquier menú programa que modifique en algún aspecto la configuración. Todos los menús deben considerar un comando que confirme o anule las modificaciones realizadas. EL PROVEEDOR debe considerar la existencia de un archivo donde se tengan disponibles los diferentes símbolos, líneas, etc., utilizados para la configuración de los gráficos y desplegados, para que en caso de la integración de un gráfico nuevo o la modificación de uno existente se realice de una manera sencilla con el direccionamiento de cada uno de sus elementos a la base de datos de forma automática.


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Se deberá contar con el software necesario para la comunicación con la instrumentación inteligente, para poder configurar, operar y diagnosticar remotamente, desde el cuarto de control, adicionalmente la instrumentación inteligente del sistema de paro por emergencia debe tener una protección contra escritura (password), para prevenir cambios accidentales en los valores de las variables que arriesguen la integridad de la embarcación. La base de datos relacional será del tipo SQL trabajando en un ambiente Windows NT o superior y residirá en la estación de operación/configuración.

1.6.4.6. SOFTWARE PARA RED DE COMUNICACIONES

EL PROVEEDOR deberá indicar en su propuesta el software que suministrará para satisfacer los requerimientos de comunicación de la red de área local, indicando el protocolo de comunicaciones que maneje o cualquier otro tipo de comunicación que se requiera, por ejemplo de la UPS con el controlador del proceso.


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IV. SISTEMA CONTRAINCENDIO Y SISTEMAS DE SEGURIDAD

1. SISTEMAS CONTRAINCENDIO Y SISTEMAS DE SEGURIDAD

Es responsabilidad de EL PROVEEDOR, la selección, capacidad y tipo de sistemas contraincendio, detección y supresión de gas y fuego (F&G) y paro de emergencia (ESD) que proponga y esté de acuerdo a los resultados del estudio HAZOP (Hazzard and Operability Analysis) PRELIMINAR así como cumplir con lo mínimo recomendado por: National Fire Code (NFPA), American Petroleum Institute (API) API RP 14G “Recomended Practice for Fire Prevention and Control on Open Type Offshore Production Platforms”, API RP 14C “Recommended Practice for Analysis, Desing, Installation, and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms”, API RP 14E “Recommended Practice for Desing and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems”, Convenio Internacional Para la Seguridad de la vida Humana en el Mar (S.O.L.A.S.) (ediciones mas recientes).

1.1 SISTEMAS CONTRAINCENDIO El barco deberá contar con un sistema automatizado de agua contraincendio, integrado por bombas, tuberías, hidrantes, monitores, válvulas, mangueras, sistemas de aspersión, etc. diseñados de acuerdo a las características de la embarcación y de los productos a manejar y a la normatividad vigente.

1.1.1 BOMBAS DE AGUA CONTRAINCENDIO

Las bombas contraincendio deberán ser capaces de proporcionar el flujo y presión requeridos por el área de mayor demanda de agua (riesgo mayor) en la embarcación durante un siniestro. Este requerimiento de agua contraincendio puede deberse a la operación de hidrantes, monitores, gabinetes contraincendio, sistemas de aspersión o una combinación de cualquiera de estos, esto dependerá del estudio HAZOP PRELIMINAR que deberá efectuar EL PROVEEDOR. Las bombas contraincendio deben proporcionar el gasto y presión de agua necesarios para que la presión en la salida de la boquilla del punto hidráulicamente más desfavorable sea de al menos 100 psi cuando se tenga la aplicación de agua sobre el área de mayor demanda (riesgo mayor). Las bombas contraincendio deberán cumplir con lo indicado en la NFPA 20 “Centrifugal Fire Pumps edición 1999 o más reciente”. Las bombas para servicio de agua contraincendio deberán tener una curva de operación con características similares a las indicadas en el NFPA 20 edición 1999 o más reciente. Las bombas contraincendio utilizadas en la embarcación deberán ser del tipo turbina vertical o centrifuga sumergible ó similar.


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Las bombas contraincendio y todos sus accesorios deberán ser construidos de materiales para manejar agua de mar (servicio agua de mar), resistentes a la corrosión y al ambiente marino. La operación de las bombas contraincendio debe ser de manera automática, de tal forma que siempre se tenga la red contraincendio presurizada mediante una bomba presurizadora (Jockey), la cual al bajar la presión en la red contraincendio a un valor determinado deberá arrancar y deberá seguir operando hasta alcanzar una determinada presión, de esta manera siempre se dispondrá de una red contraincendio con una presión adecuada para el servicio de hidrantes, monitores, sistemas de aspersión, etc. La bomba jockey deberá tener una presión de descarga similar a la de las bombas principales y de relevo, solamente que el flujo que maneja debe ser inferior al de éstas. Por otro lado al tener una baja de presión tal, que aún con el funcionamiento de la bomba jockey esta no se restablezca, esto significará que en algún lugar del barco se está requiriendo de agua para el ataque de algún siniestro, por lo cual al bajar la presión a un valor predeterminado por debajo de la presión de arranque de la bomba jockey, deberá arrancar de manera automática la(s) bomba(s) principal(es), deberán cumplir con lo indicado en la NFPA 20 y 25 edición mas reciente. Deberán considerarse bomba(s) de relevo, la(s) cual(es) deberá(n) tener un accionador diferente al de la(s) bomba(s) primaria(s), por ejemplo, si la principal es manejada por un motor eléctrico la de relevo deberá ser manejada por un motor de combustión interna a diesel. La bomba de relevo debe ser de características similares a las de la principal en lo que se refiere a flujo, presión y materiales de construcción. La cantidad de bombas principales y de relevo dependerá del diseño del sistema contraincendio el cual deberá de ser soportado por un estudio HAZOP PRELIMINAR (Hazzard and Operability Analysis) que deberá efectuar EL PROVEEDOR. Las bombas contraincendio no deben utilizarse para baldeo, trasiego de agua o productos, así como tampoco conectarse a la línea principal de agua contraincendio ramales para baldeo de cubierta o limpieza de tanques. En los espacios de máquinas donde estén instaladas otras bombas, como las de servicios generales, las de sentinas, las de lastre, etc., se dispondrá lo necesario para asegurar que al menos una de estas bombas que tenga la capacidad y la presión requerida, pueda suministrar agua a la red contraincendio. En ningún caso, si una bomba tiene conexión a una línea que maneje petróleo o sus derivados será utilizada como bomba contraincendio. Las bombas contraincendio, se ubicarán en lugares separados; los dispositivos de bombeo, succiones del mar y fuentes de energía, deben estar instalados de tal modo que un incendio no pueda inutilizar simultáneamente todas las bombas.

1.1.2 HIDRANTES, MONITORES, MANGUERAS Y TUBERÍA El barco deberá contar con un número suficiente de hidrantes y monitores contraincendio distribuidos estratégicamente en las diferentes secciones de la


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embarcación, tales como espacios habitacionales, de trabajo, bodega, pañoles y cubiertas; además, deben estar accesibles a la tripulación con dos tramos de manguera de 15 m (50 pies) de longitud cada uno. El cuarto principal de maquinas se deberá proteger en forma tal que todos sus espacios y secciones se alcancen con dos líneas de manguera de 15 m (50 pies) de longitud cada una, conectadas por separado a diferentes hidrantes. Las tomas de salida en los hidrantes se orientarán de manera que la manguera salga horizontalmente o hacia abajo, para reducir al mínimo la posibilidad de torceduras y la formación de abultamientos. Las tuberías e hidrantes deberán estar dispuestos de modo tal que las mangueras contraincendio puedan conectarse con facilidad. Los hidrantes ocuparán lugares accesibles y libres de obstáculos en sus cercanías. Si se lleva carga en cubierta no se deben bloquear los hidrantes ni las tomas. La tubería de alimentación debe estar protegida de cualquier daño o avería posible causado por las operaciones de carga. Para la localización de los gabinetes, hidrantes y monitores contraincendio debe considerarse su posible daño en un incendio, su coordinación con otras estaciones y la posible interferencia con otras actividades. La localización deberá ser de tal forma que se pueda cubrir una determinada área desde dos diferentes direcciones. Cada gabinete con hidrante debe tener cuando menos un tramo de manguera de 15 m (50 pies) de longitud con su boquilla conectada. También tendrá un bastidor o soporte para guardar debidamente la manguera. En las cubiertas exteriores los gabinetes y bastidores deben ser de material resistente a los efectos de la intemperie para que soporten sin dañarse el mal tiempo y la mar gruesa. Los gabinetes deben ser resistentes e instalarse en lugares visibles con libre acceso y numerados para su fácil identificación, además deben estar provistos de llaves universales para conectar mangueras. Las conexiones en los hidrantes deben ser de bronce, latón o cualquier otro metal de resistencia equivalente a la corrosión. Deben tener conexiones macho de 1 ½” ó 2 ½” de diámetro, que cumplan con lo señalado en las normas internacionales de contraincendio. Los tramos de mangueras contraincendio deben ser de 15 m (50 pies). Las mangueras contraincendio solo deben usarse para combate contraincendio, zafarranchos de incendio y sus pruebas específicas; en ningún caso, para otros fines no autorizados. La especificación de las mangueras para servicio contraincendio deben ser: manguera de agua contraincendio (1 ½” y 2 ½” de diam.) por 15 m de largo de hule natural o sintético de doble forro de algodón o fibras sintéticas, resistente a solventes y abrasión, tejido sin costura, conexiones hembra y macho de bronce de cuerda NSHT de 7 ½ hilos/pulg. presión de prueba 27.5 bar con los coples instalados, ASTM D-296 y D-230,


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que cumpla con los requerimientos del código NFPA 14 edición 2000, NFPA 1961 edición 1997, NFPA 1962, NFPA 1963 edición 1998 o ediciones mas recientes. Las mangueras para servicio contraincendio se deberán probar hidrostáticamente por lo menos una vez al año, comprobándose que no existan fugas, que la cubierta no sufra daños y que las conexiones no tiendan a zafarse. Todas las mangueras contraincendio, incluyendo las ubicadas en los espacios de las maquinas y calderas, deberán estar equipadas con boquillas regulables para chorro directo y niebla. La especificación de las boquillas regulables para servicio de agua contraincendio deben ser: boquilla regulable para manguera, chorro directo-niebla, con gastos de 473 lpm (125 gpm) y 950 lpm (250 gpm), fabricada en bronce, conexión hembra de 2 ½” con cuerda de NSHT de 7 ½ hilos/pulg, que cumpla con la norma NFPA 1961 edición 1997 o mas reciente. Toda la tubería, válvulas y demás accesorios para servicio contraincendio, deberán satisfacer lo indicado en las normas internacionales de construcción naval y al API RP 14E “Recommended Practice for Desing and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems” edición mas reciente. La tubería para servicio de agua contraincendio deberá ser diseñada para manejar el volumen y presión requeridos por todos los sistemas que se espera funcionen simultáneamente. Si la tubería contraincendio es instalada cerca del área del equipo de proceso, es recomendable el uso de materiales aislantes retardadores de fuego en las tuberías contraincendio. La tubería deberá ser soportada y ruteada adecuadamente bajo o a un lado de los miembros estructurales , de tal manera que quede protegida de destrucción por fuego o explosión. Para prevenir la disponibilidad de la red contraincendio en todo momento y en caso de que un incendio o explosión dañe algunos tramos de la red, se deberán instalar en ésta válvulas de seccionamiento localizadas de manera estratégica para poder acceder a ellas, operarlas en forma segura y asi continuar disponiendo del servicio contraincendio en cualquier momento. Todas las válvulas de distribución deben tener indicaciones hacia donde se dirige la tubería. Las tuberías contraincendio se deben pintar con pintura anticorrosiva de color rojo bermellón para su fácil identificación. El agua contraincendio que se utilizará será agua de mar, por lo que los materiales de construcción de las tuberías deberán ser adecuados para manejar este tipo de fluido.


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1.1.3 SISTEMAS DE ASPERSIÓN

Los sistemas de aspersión deberán ser controlados en forma automática y en forma manual, los monitores serán utilizados para proteger áreas que no pueden ser adecuadamente alcanzadas por mangueras en un incendio debido al difícil acceso a las mismas . Los sistemas de aspersión pueden ser utilizados solos o en combinación con monitores y mangueras y deben ser aplicados por una o más de las siguientes razones: enfriamiento (es la más común), control de calentamiento y extinción. En este tipo de embarcación que transporta productos inflamables, se deberán instalar sistemas de aspersores de agua con fines de enfriamiento, prevención de incendios y protección de la tripulación, los cuales abarcará como mínimo: � Las bóvedas de los tanques de carga expuestos, situados en cubierta y destinados

a productos inflamables. � Los recipientes de almacenamiento expuestos, situados en cubierta y destinados a

productos inflamables. � Los colectores de descarga y de carga de productos líquidos y gaseosos, la zona

de las válvulas de control y cualesquiera otras zonas en que haya instaladas válvulas de control esenciales y que serán por lo menos iguales al área de las bandejas de goteo provistas.

� Los equipos del área de proceso como separadores, rectificadores, tanques de almacenamiento, arreglos de válvulas, y otros que manejen productos inflamables.

� Los mamparos límite de las superestructuras y de las casetas en que habitualmente haya dotación, de las cámaras de compresores de la carga, de las cámaras de bombas de la carga, de los pañoles en que haya artículos que presenten gran riesgo de incendio y de las cámaras de control de carga, encarados con la zona de carga. Los mamparos límite de estructuras del castillo de proa sin dotación en los que no haya artículos o equipo que presenten gran riesgo de incendio no necesitaran estar protegidos por el sistema aspersor de agua.

� Y las demás áreas que EL PROVEEDOR considere necesario, de acuerdo a su estudio de HAZOP PRELIMINAR.

Los sistemas tendrá la capacidad necesaria para cubrir todas las zonas mencionadas anteriormente con una densidad de aspersión mínima de agua uniformemente distribuida indicada en el NFPA 15 edición 1996 o más reciente. La capacidad de las bombas empleadas para la aspersión deberá bastar para enviar simultáneamente a todas las zonas la cantidad de agua prescrita, o bien, cuando el sistema este dividido en secciones, los medios provistos y la capacidad serán tales que simultáneamente se pueda suministrar agua a una cualquiera de las secciones y a las superficies indicadas anteriormente.


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Cada sistema de aspersión de agua contraincendio, tendrá una válvula automática y una manual para su operación, las cuales deberán estar localizadas fuera del espacio protegido. El control automático será ejecutado por el controlador principal del sistema de Gas y Fuego situado en el cuarto de control basándose en las señales provenientes de los detectores situados en el área de proceso, mientras que el control manual del sistema se situará en un lugar accesible, de preferencia cerca de alguno de los escapes o salidas del área protegida. Toda la tubería, válvulas, boquillas y demás accesorios de los sistemas de aspersión serán resistentes a la acción corrosiva del agua de mar y a los efectos del fuego. Toda la tubería, válvulas y demás accesorios para servicio contraincendio, deberán satisfacer lo indicado en las normas internacionales de construcción naval y las especificaciones de seguridad y al API RP 14E “Recommended practice for desing and installation of offshore production platform piping systems” edición más reciente.

1.1.4 EXTINTORES PORTÁTILES

El barco deberá contar con extintores portátiles para ataque a fuegos tipos A, B ó C distribuidos estratégicamente, que permitan al personal controlar fuegos pequeños y para un ataque controlado en caso de emergencias mayores. El objeto de los extintores en las embarcaciones es la de proporcionar protección para caso de incendio incipientes a equipos o instalaciones y complementar la protección fija o semifija que requieren las instalaciones mayores. La distribución de los extintores en la embarcación se realizará de acuerdo a las áreas riesgosas; y deberán situarse de tal forma que una persona para llegar a cualquier extintor no recorra una distancia mayor a 15 m. Los extintores destinados a ser usados en un área determinada deben estar cerca del acceso a la misma. Todos los extintores deben ser del tipo y características aprobadas, en la especificación de seguridad internacionales. La capacidad y selección del extintor a instalarse en las diferentes áreas de la embarcación dependerá de la clasificación del incendio en dichas áreas. Dicha clasificación puede ser fuegos tipo A, B y C. Los extintores portátiles se deben colocar en cuadernas, mamparos o barandillas a una altura aproximada de 1 m de la cubierta a la parte superior del extintor. Los lugares de ubicación de los extintores deben identificarse con pintura de color bermellón, en una franja de 60 cm de ancho, se debe marcar cada extintor con un numero de identificación. Se deberá considerar llevar en la embarcación cargas de repuesto de los diferentes tipo de extintores, así como efectuarles su inspección, mantenimiento, prueba de los mismos y de acuerdo al NFPA 10 edición 1998 o más reciente.


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1.1.5 SISTEMAS DE EXTINCIÓN A BASE DE POLVO QUÍMICO SECO

El barco debido a que transporta productos inflamables deberá estar provisto de sistemas fijos de productos químicos en polvo para la extinción de incendios en la parte de cubierta correspondiente a la zona de la carga y según proceda, en las zonas proel o propel de manipulación de la carga. El sistema y el producto químico en polvo habrán de ser adecuados para el fin. El sistema deberá lanzar el polvo por dos mangueras al menos o por una combinación de cañón/ manguera a cualquier parte de la zona de carga expuesta que quede por encima de la cubierta. El sistema se activará mediante un gas inerte, como por ejemplo el nitrógeno que se utilizará exclusivamente para ese fin y que deberá estar almacenado en recipientes de presión adyacentes a los recipientes de polvo. El sistema destinado a la zona de carga estará constituido al menos por dos equipos independientes y autónomos de producto químico con sus correspondientes mandos, tuberías fijas del agente presionador y cañones o mangueras. Todo de acuerdo a lo indicado en el Convenio internacional de la vida humana en el mar (S.O.L.A.S.) edición mas reciente. El diseño y construcción del sistema de productos químicos en polvo para la extinción de incendios que proponga EL PROVEEDOR deberá estar de acuerdo a lo indicado en el Convenio internacional de la vida humana en el mar (S.O.L.A.S.) edición mas reciente, y también de acuerdo con NFPA 17 edición 1998 o más reciente.

1.1.6 ESPACIOS CERRADOS PELIGROSOS A CAUSA DEL GAS

Los espacios cerrados a los que normalmente haya acceso y en los que pueda haber fugas de líquido o de vapor inflamable, como las cámaras de bombas y de tanques de almacenamiento, estarán provistos de sistema automático de detección de fuego, que además de detectar proporcione una señal de alarma y active los sistemas fijos de supresión de fuego correspondientes, además, este sistema u otro sistema fijo habrán de poder inertizar el espacio de que se trate después de un incendio para que este no vuelva a producirse. Se evitarán los sistemas extintores por anhídrido carbónico y vapor. Estos sistemas deben cumplir con lo señalado en API RP 14C, API RP14G, y S.O.L.A.S (ediciones mas recientes). Se tomarán las medidas necesarias para que las aberturas de ventilación y de cualquier otra índole del espacio de que se trate queden cerradas y para que en los casos necesarios, suene en dicho espacio una señal de alarma que permita al personal que se encuentre en su interior efectuar una evacuación de emergencia antes de que se dé entrada al agente inertizador extintor. La activación de cualquiera de estos sistemas deberá ser monitoreada en el cuarto de control de la embarcación. La cantidad de producto extintor se debe calcular de acuerdo al volumen de espacio que se desee proteger, determinado por la aplicación del factor apropiado de


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inundación y el tiempo de aplicación. EL PROVEEDOR deberá entregar la memoria de calculo del sistema de extinción que proponga. Las tuberías de conducción del agente extintor de incendios llevarán válvulas de control marcadas de modo que indiquen claramente los espacios a donde llegan. Se deben tomar las medidas necesarias para impedir que el agente extintor penetre por inadvertencia a otro espacio. El arreglo del sistema de tuberías de distribución y el emplazamiento de las boquillas de descarga, tienen que ser tales que se logre una distribución uniforme del agente extintor en el área a proteger. Las baterías de los cilindros del agente extintor deberán instalarse de preferencia en el exterior de los espacios a proteger y nunca en un lugar que quede aislado o inaccesible en caso de incendio. Si el agente extintor se almacena fuera de un espacio protegido, se hará en un lugar seguro, accesible y ventilado. Los recipientes a presión que almacenan los agentes extintores, deberán estar provistos de dispositivos automáticos reductores de sobrepresión de tal manera que el recipiente que quede expuesto al fuego y no se haga funcionar el sistema, den salida sin riesgos al contenido del recipiente en el espacio protegido. Los cilindros deben sujetarse firmemente y protegerse contra daños mecánicos. Deben montarse en lugares accesibles para que sea fácil retirarlos para recarga, reparación, ajuste e inspección. Los sistemas automáticos deberán operar por medio de una señal eléctrica proveniente de un sistema de detección en arreglo de zona cruzada, es decir, la primera detección únicamente alarma y la segunda detección, dispara el sistema. Aquellos compartimentos protegidos con sistemas contraincendio a base de agente limpio que cuenten con un dispositivo automático de disparo, deberán tener una señal de alarma audible que actúe automáticamente antes de que comience la descarga de gas. Esta alarma deberá estar dispuesta para empezar a sonar antes de que el gas inunde el espacio a proteger con la finalidad de que el personal que en ese momento se encuentre en esta área la evacue. El diseño del sistema de agente limpio deberá estar de acuerdo con NFPA 2001 edición 2000 o más reciente. Deberá considerar también NFPA 69 edición 1997, NFPA 306 edición 1997, NFPA 325 edición 1994, NFPA 326 edición 1999 o ediciones mas recientes.

El diseño propuesto por EL PROVEEDOR deberá también estar de acuerdo con lo señalado por NATIONAL FIRE CODE, API RP 14G (Prácticas recomendadas para la prevención y control de incendios en plataformas de producción costa afuera tipo abierto), API RP 14E, (Prácticas para el diseño e instalación de sistemas de tuberías en plataformas de producción costa afuera) y S.O.L.A.S. (Convenio internacional para la seguridad de la vida humana en el mar) ediciones mas recientes.


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1.2 SISTEMAS DE SEGURIDAD

La embarcación deberá incluir el diseño e instalación de los siguientes sistemas de seguridad: “Detección y supresión de gas y fuego (F&G)” y “paro por emergencia (ESD)”; éstos deberán tener controladores programables con el tipo de controlador que EL PROVEEDOR propondrá con base al rango de disponibilidad y nivel de integridad de seguridad “SIL” que determine su HAZOP PRELIMINAR, los cuales deberán ser independientes en su operación pero deberán estar comunicados entre sí, deberán contar con una matriz de paro que considere el paro controlado por etapas de las instalaciones de proceso de la embarcación. El diseño que presente EL PROVEEDOR para los sistemas de detección y supresión de gas y fuego (F & G) y paro de emergencia (ESD), deberán ser soportados mediante un estudio de HAZOP PRELIMINAR que EL PROVEEDOR deberá efectuar, y en estricto apego a lo recomendado por: National Fire Code, API RP 14G “Recomended practice for fire prevention and control on open type offshore production platforms”, API RP 14C “Recommended practice for analysis, desing, installation, and testing of basic surface safety systems for offshore production platforms”, API RP 14E “Recommended practice for desing and installation of offshore production platform piping systems”, Convenio internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (S.O.L.A.S.) ediciones mas recientes, considerando las mejores prácticas en la industria.

1.2.1 GENERALIDADES

La detección rápida y oportuna de fuego y gas es esencial para minimizar los daños que éstos puedan ocasionar. El fuego y gas serán detectados en forma automática mediante dispositivos electrónicos detectores conformando sistemas de detección automática. La función principal de los sistemas de detección automática será alertar al personal de la existencia de una condición de fuego o gas, permitir una identificación rápida de la localización del fuego o gas. Los sistemas de detección deberán ser usados para activar automáticamente alarmas de emergencia audibles y visuales, aislar fuentes de combustible, arrancar bombas contraincendio, encender o apagar sistemas de ventilación, ejecutar acciones para sellar espacios cerrados, activar sistemas fijos de extinción entre otras cosas. Los controladores principales de los sistemas de seguridad de detección y supresión de gas y fuego (F&G) y el de paro por emergencia (ESD), deberán estar localizados en el cuarto de control de monitoreo y adquisición de datos. El cuarto deberá ser protegido contra gas y fuego de acuerdo con NFPA 72 edición 1999, NFPA 75 edición 1999 y con NFPA 2001 edición 2000 o más recientes. Los controladores deben enviar señales al puente de mando del barco para notificar el estado de seguridad que guarda el barco.


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1.2.2 ALARMA GENERAL

La embarcación deberá contar con un dispositivo para iniciar manualmente una alarma general que sea audible en toda la embarcación, además deberán ser instaladas alarmas visibles en las áreas ruidosas con la finalidad de que todo el personal a bordo se entere de la existencia de una alarma general. Estos dispositivos deberán ser listados por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente, y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente.

1.2.2.1 ESTACIONES MANUALES DE ALARMA

La embarcación deberá contar con estaciones manuales de alarma que deberán ser localizadas estratégicamente de preferencia cerca de las rutas de evacuación, las cuales al activarse accionarán alarmas luminosas y sonoras en el área afectada, así como también mandarán señalización al tablero de control del sistema general de alarma (F & G), localizado en el cuarto de control de monitoreo y adquisición de datos en el cual se indicará a que área pertenecen las alarmas accionadas y una vez estudiada la magnitud de la situación que causo la alarma se procederá al ataque de la misma pudiéndose efectuar un paro controlado de emergencia y de ser necesario el abandono de la embarcación, para uso en ambiente marino. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instaladas. Estas estaciones deberán ser listadas por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente, y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente. ALARMAS AUDIBLES ALARMAS AUDIBLES PARA EXTERIORES.

Estas alarmas deben ser del tipo bocina, deben tener una ménsula para el montaje sobre techo o pared que permita variar la orientación de la bocina 180 grados. La intensidad de los tonos de salida debe ser de 114 db a 3 m, para uso en ambiente marino. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instaladas. Estas alarmas deberán ser listadas por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente, y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente. ALARMAS AUDIBLES PARA INTERIORES DE CUARTOS DE CONTROL Estas alarmas deben ser del tipo bafle, deberán ser adecuadas para el montaje sobre techo o pared. La intensidad de los tonos de salida debe ser de 85 db a 3 m. Estas alarmas deberán ser listadas por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida


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internacionalmente. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instaladas y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente. ALARMAS AUDIBLE/VISIBLE PARA INTERIORES DE OFICINAS Estas alarmas se instalarán en las oficinas. Las alarmas audibles y visibles deben ser tipo bafle, estar contenidas en una sola unidad cuya cubierta debe ser de material termoplástico resistente al fuego. Las alarmas audible/visible. Estas alarmas deberán ser listadas por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instaladas y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente. deben ser adecuadas para montarse en pared o techo, las alarmas audible/visible . La alarma visible debe ser del tipo estroboscópico con 60 pulsaciones por minuto y la alarma audible debe producir una intensidad de sonido de 85 db a 3 m. GENERADOR DE TONOS PARA ALARMAS AUDIBLES El generador de tonos debe ser certificado por UL (Underwriters Laboratory) , FM (Factory Mutual), CSA (Canadian Standards Association) o una organización reconocida internacionalmente y cumplir con los requerimientos de supervisión que marca la NFPA 72. El generador de tonos debe contar con señalización audible y visual que alerte al usuario de alguna alarma o condición de falla. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde se instale. Mediante el generador de tonos debe ser posible asignar prioridades a los diferentes tonos; de tal forma que si un tono de alta prioridad se activa mientras otro tono de menor prioridad esta activado, el primero debe reemplazar al último. ALARMAS VISIBLES PARA EXTERIORES. Estas alarmas servirán para indicar al personal el grado de seguridad existente en el área de proceso. Estas alarmas serán operadas por una señal proveniente del sistema de F&G y tendrán una distribución tipo semáforo. Las alarmas visibles deben ser a prueba de explosión, para uso en ambiente marino y estar certificadas por UL (Underwriter Laboratory) , FM (Factory Mutual), CSA (Canadian Standars Association) o una organización reconocida internacionalmente, y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente. ALARMAS VISIBLES PARA INTERIORES DE CUARTO DE CONTROL Estas alarmas servirán para indicar al personal el grado de seguridad existente en cuartos de control (cuarto de control de instrumentos, cuarto de control de motores y cuarto de transformadores). Estas alarmas serán operadas por una señal proveniente


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del sistema de F&G y tendrán una distribución tipo semáforo. Las alarmas visibles deben ser para interiores y estar certificadas por UL (Underwriter Laboratory) o por CSA (Canadian Standars Association).

1.2.2.2 ALARMA AUTOMÁTICA El sistema de seguridad de la embarcación incluirá señales de alarma por fuego audibles y visibles. Estas señales de alarma podrán ser activadas de manera manual por las estaciones manuales de alarma y de manera automática por sensores que detecten la presencia de toxicidad, calor, flama o humo. Estas señales de alarma deberán ser monitoreadas en el tablero de control del sistema general de alarmas (F&G).

1.2.3 SISTEMAS DE PARO DE EMERGENCIA GENERALIDADES El propósito del sistema de paro por emergencia es que se encargue de llevar los equipos o secciones principales de proceso a una condición segura en caso de presentarse alguna condición de paro por emergencia, o cuando lo ordene el sistema de F&G, en caso de fugas de hidrocarburos o fuego o por activación de estaciones de paro localizadas de acuerdo a lo recomendado en el API RP 14C edición mas reciente. La activación deberá ser efectuada únicamente por personal autorizado. EL PROVEEDOR deberá considerar los riesgos potenciales asociados con los procesos o equipos que suministre para que programe al sistema y ejecute las acciones pertinentes de seguridad para protección a los equipos y al personal. EL PROVEEDOR debe indicar en su propuesta técnica y con base a los resultados del estudio HAZOP PRELIMINAR, si el controlador que propone cuenta con certificado expedido por un laboratorio de reconocimiento internacional como TÜV (TechnischerÜberwachungsVerein= Technical Inspection Association) que le haya efectuado pruebas de ejecución, y extendido un certificado de que cumple con los requerimientos de clase (de acuerdo a la clasificación dada por la norma ISA S84.01 o IEC-61508 (ediciones mas recientes) para los niveles de integridad de seguridad SIL o equivalente, como AK) y que es apropiado para un sistema de seguridad para paro por emergencia. EL PROVEEDOR deberá suministrar un sistema con separación entre el controlador para el proceso y el controlador para el paro por emergencia (considerando el concepto de diversidad entre ambos de acuerdo a la norma ISA S-84.01 edición más reciente). Todos los componentes y software que conforman el ESD deben cumplir con el requerimiento del año 2000, en donde cumplir con el requerimiento significa que los productos no producirán errores en el procesamiento, incluyendo la secuencia de entradas y salidas, y que definirá y especificará una interpretación no ambigua de la representación de dos dígitos de fechas antes del 1° de enero del año 2000. EL PROVEEDOR suministrará en la propuesta técnica toda la información necesaria que


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respalde este cumplimiento y además que avale todas las características del sistema que propone. CONDICIONES AMBIENTALES EL PROVEEDOR deberá considerar las mismas condiciones ambientales del cuarto de control con las que seleccionará el sistema de control, monitoreo y adquisición de datos. NORMATIVIDAD EL PROVEEDOR deberá indicar los códigos y normas aplicables a los que se apegará para el diseño, selección y operación del ESD. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA El Controlador principal que EL PROVEEDOR suministrará deberá tener un rango de disponibilidad de seguridad acorde con: � el diseño de la planta de proceso, sus sistemas y equipos auxiliares, � la embarcación, sus sistemas y equipos auxiliares y � los resultados obtenidos por EL PROVEEDOR del estudio HAZOP

PRELIMINAR. para establecer el promedio de probabilidad de falla en demanda que considerará EL PROVEEDOR (ANSI/ISA-S84.01 edición más reciente). EL PROVEEDOR debe garantizar la disponibilidad del equipo y proporcionar junto con la documentación del sistema, la memoria de la disponibilidad estimada para el hardware y datos del tiempo medio entre fallas (MTBF) y tiempo medio para reparación (MTTR). Con el fin de proporcionar la integridad y disponibilidad requerida, el diseño del sistema deberá ser tolerante a falla, la salida de respuesta deberá ser tomada con base en un sistema de votación requerido y capacidad para trabajar en el modo degradado por un determinado período de tiempo, deberá tener diagnóstico avanzado y la redundancia que determine EL PROVEEDOR a través del estudio HAZOP PRELIMINAR, acorde con ANSI/ISA-S84.01 edición mas reciente. HARDWARE INTERFASE HUMANO – MÁQUINA EL PROVEEDOR deberá indicar si la interfase humano – máquina para operar el ESD es propia únicamente para este servicio o si compartirá recursos con el sistema de


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control de procesos, en caso de ser una interfase dedicada deberá describir las características de los equipos que lo componen indicando como mínimo el tipo de monitor, procesador, teclado, dispositivos de manejo de cursor, de memoria, de comunicaciones y periféricos que utilizará, también deberá describir la estación de ingeniería o indicar si el ESD se configurará desde la estación de ingeniería del sistema de control, monitoreo y adquisición de datos. CONTROLADOR PRINCIPAL DEL SISTEMA ESD EL PROVEEDOR deberá describir el controlador principal que propondrá con base al rango de disponibilidad y nivel de integridad de la seguridad “SIL” que establezca SU HAZOP PRELIMINAR indicando sus principales características, deberá considerar como mínimo la descripción de la Unidad Central de Procesamiento (CPU), módulos de fuentes de alimentación, módulos de entradas y salidas, módulos de comunicación, y el gabinete del sistema. SOFTWARE DE PARO POR EMERGENCIA EL PROVEEDOR deberá describir el software que utilizará para la configuración y operación del sistema de paro por emergencia, deberá tomar en cuenta los siguientes requerimientos: La configuración debe estar con base en la matriz lógica de paro por emergencia, esto es utilizar una matriz de causa y efecto. EL PROVEEDOR deberá definir el estado seguro del sistema considerando principalmente la opción de des-energizado o estado “0” (cero). Un circuito cerrado deberá ser mantenido en todos los circuitos externos de seguridad conectados al sistema, y debe contar con rutinas de auto diagnóstico. En el ESD no se deberá permitir modificaciones en línea y la versión del programa debe tener restricción de acceso. No se deberán ejecutar funciones de control Proporcional-Integral-Derivativo (PID) en el sistema de paro por emergencia.

2. SISTEMA DE DETECCIÓN DE FUEGO

El barco deberá contar con un sistema de detección de fuego, que debe cumplir con los siguientes requerimientos: En las áreas abiertas de proceso debe contar con un sistema automático de detección de fuego (Fire Loop) que proporciona una señal de paro de las actividades de los servicios solicitados, excepto para los equipos requeridos para el control de incendio. En el sistema de detección de incendios, la ubicación de los detectores será tal que puedan percibir rápidamente todo comienzo de incendio producido en cualquier parte


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de los espacios en condiciones normales de funcionamiento de las máquinas y con las variaciones de temperatura ambientales. Todo el sistema de detección y supresión de gas y fuego (F&G) y paro por emergencia (ESD), deberá resistir las variaciones de tensión y sobretensiones, los cambios de temperatura ambiental, las vibraciones, la humedad, los choques, los golpes y la corrosión que se dan normalmente a bordo de las embarcaciones. Para determinar el tipo de detector a utilizar en las diferentes áreas, se deberá considerar factores tales como: tipo de material combustible, clasificación de área eléctrica, velocidad de respuesta del sensor y cobertura del mismo, riesgo de falsas alarmas debidas a factores ambientales tales como rayos, se evitará colocarlos próximos a conductos de ventilación o en puntos en que el curso seguido por el aire en circulación pueda influir desfavorablemente en su rendimiento y en donde estén expuestos a recibir golpes o a sufrir daños. Todos los detectores deberán cumplir con lo recomendado el API RP 14C “Recommended practice for analysis, desing, installation, and testing of basic surface safety systems for offshore production platforms” (edición mas reciente). Los detectores a utilizar en la embarcación serán los de humo, fuego y gas tóxico entre otros, EL PROVEEDOR deberá utilizar como mínimo el tipo, cantidad y en los lugares recomendados por la NORMATIVIDAD, además de los que considere convenientes y adecuados de acuerdo a los materiales que se van a manejar y a su estudio de HAZOP PRELIMINAR.

2.1 DETECTORES DE FUEGO

Los sistemas de detección de fuego deberán ser utilizados principalmente para áreas de equipos de proceso y áreas cerradas. Este detector de fuego es un dispositivo de una sola pieza, tipo inteligente y utiliza sensores del tipo infrarrojo (IR) de banda amplia, y ultravioleta (UV), con ordenación multiespectral. Debe estar diseñado para aplicarse en lugares donde la utilización de detectores ultravioleta o infrarrojos por separado pueden crear falsas alarmas. debe detectar toda clase de incendios, no solo los producidos por hidrocarburos. El detector debe tener un campo visual o cono de visión con una apertura mínima de 90 grados. El detector debe tener la sensibilidad para detectar un fuego de gasolina de un pie cuadrado de área y localizado a una distancia de 50 pies (15.24 m) como mínimo, respondiendo la alarma instantánea en menos de 3 segundos. El detector de fuego debe tener la capacidad de discriminar posibles fuentes de falsas alarmas por lo que no debe responder como detección de fuego a las emisiones de luz ocasionadas por arcos eléctricos de soldadura, rayos x, rayos gamma, relámpagos, luz artificial, etc., tampoco responderá a las emisiones de radiación que pudieran ocasionarse por superficies calientes o luz solar. Al presentarse éstos casos solamente se activaría el sensor ultravioleta (UV) o solamente el infrarrojo (IR); por tal motivo si se


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condiciona la alarma solamente cuando se activan tanto el sensor UV como el IR, el detector cuenta con la característica de verificación de fuego disminuyendo la probabilidad de una falsa alarma. Deberán ser listados por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instalados y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente.

2.2 DETECTORES DE HUMO

El Detector de humo debe ser capaz de sensar principalmente partículas invisibles de la combustión (menor que 1 µm) como las de un fuego con llama. El detector debe estar protegido contra falsas alarmas motivadas por diversas causas como: ruido, polvo, humedad, inversión de polaridad, sobre tensión, etc. El detector debe ser capaz de supervisar como mínimo un área de 60 m2, debe contar con leds que indiquen el estado de reposo y/o activación del detecto. Los dispositivos de alarma acústica y óptica de los sistemas de detección, estarán situados en el puente de navegación, en el cuarto de control de la embarcación, en el área de los detectores y en los lugares que EL PROVEEDOR considere necesario de acuerdo a su estudio HAZOP PRELIMINAR.

Debido a que los detectores se someten a pruebas de calibración y estas se efectúan a intervalos regulares será necesario llevar a bordo el equipo y los gases de calibración (Kit de calibración). Se instalarán sistemas de detección de gas y dispositivos de alarma acústica y óptica en. � cámaras de bombas de carga. � cámaras de compresores para la carga. � cámaras de motores de las máquinas de manipulación de la carga. � cámara de control de la carga. � espacios cerrados de la zona de carga en la que pueda acumularse vapor y los

espacios interbarreras destinados a tanques independientes que no sean de tipo C. � conductos de gas. � esclusas de aire. � además de las áreas que EL PROVEEDOR considere necesarias y de acuerdo a

su estudio de HAZOP PRELIMINAR. La activación de los dispositivos de alarma se producirá, en relación con los productos inflamables, cuando la concentración de vapor alcance el 30% del limite inferior de inflamabilidad.


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Todos los detectores deberán ser listados por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instalados y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente.

2.3 DETECTORES DE GAS

El detector de gas debe ser capaz de sensar la presencia de gas. El detector debe estar protegido contra falsas alarmas motivadas por diversas causas como: ruido, polvo, humedad, inversión de polaridad, sobre tensión, etc. El detector debe ser capaz de supervisar como mínimo un área de 60 m2, debe contar con leds que indiquen el estado de reposo y/o activación del detector. Los dispositivos de alarma acústica y óptica de los sistemas de detección, estarán situados en el puente de navegación, en el cuarto de control de la embarcación, en el área de los detectores y en los lugares que EL PROVEEDOR considere necesarios de acuerdo a su estudio HAZOP PRELIMINAR.

Debido a que los detectores se someten a pruebas de calibración y estas se efectúan a intervalos regulares será necesario llevar a bordo el equipo y los gases de calibración. Se instalarán sistemas de detección de gas y dispositivos de alarma acústica y óptica en. � cámaras de bombas de carga. � cámaras de compresores para la carga. � cámaras de motores de las máquinas de manipulación de la carga. � cámara de control de la carga. � espacios cerrados de la zona de carga en la que pueda acumularse vapor y los

espacios interbarreras destinados a tanques independientes que no sean de tipo C. � conductos de gas. � esclusas de aire. � además de las áreas que EL PROVEEDOR considere necesarias y de acuerdo a

su estudio de HAZOP PRELIMINAR. La activación de los dispositivos de alarma se producirá, en relación con los productos inflamables, cuando la concentración de vapor alcance el 30% del limite inferior de inflamabilidad.


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Por lo que respecta a gases tóxicos, los espacios de bodega y los espacios interbarreras irán provistos de un sistema de tuberías instalado permanentemente que extraiga de tales espacios muestras gaseosas. El equipo eléctrico que se emplee para hacer funcionar el sistema de detección de incendios y de alarma contraincendio deberá tener al menos dos fuentes de energía, una de las cuales será de emergencia. Para el suministro de energía debe haber alimentadores distintos, destinados exclusivamente a ese fin. Los cables eléctricos que formen parte del sistema deberán estar tendidos de modo que no atraviesen cocinas, espacios de maquinas, ni espacios cerrados que representen un elevado riesgo de incendio. Todos los detectores deberán ser listados por Underwriters Laboratories (UL), Factory Mutual (FM), Canadian Standards Association (CSA), o una organización reconocida internacionalmente. Sus características deberán estar de acuerdo a la clasificación de área donde sean instalados y de acuerdo con NFPA 72 edición 1999 o más reciente.

3. ESTUDIO DE ANÁLISIS DE RIESGO Y OPERATIVIDAD (HAZOP PRELIMINAR) Es responsabilidad de EL PROVEEDOR efectuar un estudio de análisis de riesgo y contraincendio.operatividad (HAZOP PRELIMINAR) antes de iniciar el diseño preliminar de los sistemas de contraincendio y seguridad. El cual debe abarcar como mínimo las siguientes áreas incluyendo su interconexión a la plataforma: 1. Sección de proceso del barco. 2. Servicios auxiliares del barco. 3. Sistemas de instrumentación y control. 4. Sistema de control y adquisición de datos. 5. Sistema de paro por emergencia. 6. Choke manifold – desconexión rápida de mangueras flexibles. 7. Sección de Separación y Acondicionamiento. 8. Sección de Separación de Sólidos y Productos de Reacción. 9. Sección de Tratamiento de Agua. 10. Almacenamiento de aceite. 11. Sistema de posicionameinto dinámico.


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El HAZOP PRELIMINAR será una técnica que se utilizara para identificar y evaluar los principales riesgos en el proceso, la embarcación y para identificar los problemas de operabilidad. El objetivo de está técnica consistirá en analizar sistemáticamente las causas de las desviaciones de las variables del proceso y de la embarcación, planteadas a través de unas “palabras guías” las cuales son aplicadas en puntos específicos de la planta denominada “nodos de estudio” para generar la información necesaria y suficiente mínima para soportar, entre otros, el SIL y disponibilidad de los controladores, la clasificación de todas las áreas en el barco, la determinación de las áreas a proteger, los medios de protección (agua, polvo químico, agente limpio, etc.) y en general los sistemas de contraincendio y seguridad que está proponiendo EL PROVEEDOR.

El uso de esta técnica requerirá de información detallada concerniente al diseño y operación del proceso para lo cual EL PROVEEDOR deberá elaborar los siguientes documentos: � Esquema de flujo de proceso. � Esquema de tuberías e instrumentación. � Hojas de datos básicos de todo el equipo. � Curvas de comportamiento de las bombas. � Procedimientos preliminares de arranque, operación normal y paro del proceso. � Lógica preliminar de control del proceso. Una vez concluido dicho estudio se procederá a elaborar el diseño preliminar de los sistemas de contraincendio y seguridad por parte de EL PROVEEDOR. Considerar también NFPA 550 edición 1995, NFPA 921 edición 2001 o más recientes.


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4. EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL

Para la protección de los tripulantes ocupados de las operaciones dentro del barco, se les deberá proveer de equipo adecuado, teniendo en cuenta la naturaleza de los productos que se manejen y en la normatividad aplicable en la materia de seguridad e higiene en el trabajo. Considerar también NFPA 1500 edición 1997, NFPA 1583 edición 2000, NFPA 1410 edición 2000 o más recientes.

5. EQUIPO DE BOMBERO Debido a que el barco manejará productos inflamables éste deberá contar con equipo de bombero de acuerdo a lo indicado en S.O.L.A.S. (edición mas reciente) y del que determine EL PROVEEDOR, considerando el proceso de la planta y de acuerdo a los resultados que proporcione el estudio HAZOP PRELIMINAR.

Considerar también NFPA 1925 edición 1998, NFPA 1971 edición 2000, NFPA 1975 edición 1999, NFPA 1976 edición 2000, NFPA 1991 edición 2000 y NFPA 1992 edición 2000 o más recientes.

6. EQUIPO DE SEGURIDAD 6.1 ÁREAS CONFINADAS

La embarcación deberá contar con el mínimo de juegos completos de equipo de seguridad que determine el estudio HAZOP PRELIMINAR, los cuales deberán permitir al personal entrar en un espacio lleno de gas y trabajar en él. Este equipo completo de seguridad comprende: � Un aparato respiratorio autónomo que funcione con oxigeno almacenado y cuya

capacidad sea de 1200 l por lo menos de aire libre. � Indumentaria protectora, botas, guantes y gafas de ajuste seguro. � Un cable de rescate, de alma de acero con cinturón. � Una lámpara antideflagrante. Se proveerá el abastecimiento de aire comprimido adecuado que consistirá en: � Un juego de botellas de aire comprimido completamente cargadas para cada

aparato respiratorio. � Un compresor de aire especial adecuado para suministrar aire a alta presión de la

pureza necesaria.


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� Un colector de carga que pueda llenar suficientes botellas de aire comprimido para

los aparatos respiratorios. � Botellas de aire comprimido totalmente cargadas, cuya capacidad total de aire libre

sea por lo menos de 6000 l por cada aparato respiratorio de los equipos de seguridad.

Considerar también NFPA 1404 edición 1996, NFPA 1981 edición 1997 o más recientes.

6.2 ÁREAS DE LA PLANTA CONFINADAS Deberá suministrar un sistema de conductos de aire a baja presión con conexiones de conducto flexible adecuadas para su utilización con los aparatos respiratorios. Este sistema deberá tener la capacidad de aire a alta presión suficiente para suministrar, mediante dispositivos reductores de presión, aire a baja presión en la cantidad necesaria para que dos hombres puedan trabajar en un espacio peligroso a causa del gas durante al menos 1 hr. sin utilizar las botellas del aparato respiratorio. Tanto los equipos de protección personal como los de seguridad se deberán guardar en taquillas adecuadas, marcadas claramente y situadas en lugares de fácil acceso. El sistema de aire comprimido y los equipos de respiración, deberán ser inspeccionados al menos una vez al mes por un oficial competente, anotándose la inspección en el diario de navegación, y deberá ser examinado y probado por un experto al menos una vez al año. Considerar también NFPA 1404 edición 1996, NFPA 1981 edición 1997 o más recientes.

6.3 ÁREAS ABIERTAS DE LA PLANTA Deberá suministrar equipos de respiración autónoma con todos sus aditamentos a ubicarse en sitios estratégicos en la cubierta del barco en la cantidad y características técnicas en función de los resultados obtenidos del estudio HAZOP PRELIMINAR y considerando la cantidad de personal que normalmente estará presente en éstas áreas. Los equipos de respiración autónoma deberán ser inspeccionados al menos una vez al mes por un oficial competente, anotándose la inspección en el diario de navegación, y deberá ser examinado y probado por un experto al menos una vez al año. Considerar también NFPA 1404 edición 1996, NFPA 1981 edición 1997 o más recientes.


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7. EQUIPO DE PRIMEROS AUXILIOS

El barco deberá contar con un lugar fácilmente accesible una parihuela adecuada para izar a una persona desde los espacios situados debajo de la cubierta. Deberá haber a bordo un equipo de primeros auxilios, incluido un aparato de respiración artificial por oxigeno y antídotos contra los productos transportados y compatible con los productos a utilizar en el barco y la planta. Así como contar con un paramédico y personal de apoyo para auxilio a la tripulación. Considerar también NFPA 1582 edición 2000, NFPA 1999 edición 1997 o más recientes.

8. EQUIPO DE SUPERVIVENCIA Y SALVAMENTO

En caso de una contingencia mayor en donde se vea la necesidad de abandonar el barco para proteger la vida del personal, se deberán ubicar equipos de supervivencia y salvamento que de acuerdo con el análisis de riesgo preliminar serán instalados en lugares donde la evacuación sea de fácil acceso, libre de obstáculos, rápida y segura. El equipo usado para este fin será, entre otros: cápsulas de salvamento, chalecos salvavidas, botes salvavidas.

9. SEÑALIZACIÓN Y PLANES DE EMERGENCIA

Todos lo letreros que se encuentren en el barco, deberán ser en idioma español, instalados para protección del personal tanto en la jornada diaria como en el caso de que se llegare a presentar una contingencia para facilitar la localización de los equipos de contraincendio, supervivencia y salvamento, las rutas de escape, así como el indicarle a dicho personal el equipo de seguridad necesario para trabajar en áreas específicas. Los planes de emergencia también se diseñarán con el propósito de facilitar el abandono del barco, estableciendo en forma diagramática los puntos de reunión y salida. Estos planes se localizarán en lugares visibles, libres de obstáculos, con letras legibles, en idioma español y de fácil acceso para su lectura y comprensión.

10. ACCIONES DE CALIDAD Uno de los propósitos de PEMEX es asegurarse de que el barco y sus operaciones no representen un riesgo para su personal y sus instalaciones por tal motivo EL PROVEEDOR deberá llevar a cabo acciones de calidad necesarias para garantizar que sus sistemas de contraincendio y seguridad operen adecuadamente.


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11. CAPACITACIÓN

La capacitación deberá ser orientada, entre otros, hacia los sistemas de seguridad y contraincendio y sus sistemas asociados o que sirven de apoyo. La capacitación abarcará desde los dispositivos detectores y alarmas involucrados en los sistemas de seguridad pasando por los sistemas de extinción a base de agua, polvo químico, agente limpio, etc., hasta los controladores principales de gas y fuego, y de paro por emergencia.


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V. DE LA EMBARCACIÓN

1. El barco que proporcionará EL PROVEEDOR deberá de cumplir los siguientes requerimientos mínimos:

1.1 La embarcación propuesta por EL PROVEEDOR para este servicio, deberá haber sido construida en el año de 1995 ó ser mas reciente.

1.2 La clasificación de la embarcación propuesta por EL PROVEEDOR para este servicio, deberá de obtener y cumplir con la clasificación Well Testing, Production, Storage, Offloading, Dynamic Positioning II and Helideck (Prueba de Pozos, Producción, Almacenamiento, Descarga, Posicionamiento Dinámico II y Helipuerto).

1.3 Velocidad mínima de crucero a plena carga: 10 nudos. 1.4 La embarcación propuesta por EL PROVEEDOR para este servicio, deberá de cumplir

con las capacidades mínimas de almacenamiento requeridas por PEP y especificaciones descritas en el apartado I. “De la planta de proceso”, puntos 8.1.2.; 8.2.2. y 9 de este anexo. Deberá Cumplir la Regla 13F y 13G de la enmienda de 1992 de MARPOL 73/78 y Regla 62 del capítulo II-2 de SOLAS 74/78.

1.5 Tanque(s) de slops: cumplimiento de la Regla 17 del Anexo I de MARPOL 73/78. 1.6 En casos de emergencias mayores PEP podrá utilizar los servicios de la embarcación

para fines de apoyo y control de la emergencia, siempre y cuando no implique un riesgo para ésta.

1.7 Garantice la operación diaria constante de la embarcación, de la planta, equipos y sistemas auxiliares del proceso.

1.8 EL PROVEEDOR deberá considerar los datos oceanográficos detallados en los puntos 1.8.1 y 1.8.2 y el tipo de operación riesgosa con la finalidad de establecer sus capacidades y redundancias del sistema de posicionamiento dinámico DP II (con tres sistemas referenciales, siendo por lo menos dos satelitales), con el objeto de asegurar la continuidad de las operaciones de recepción de hidrocarburos y productos de reacción. Deberá considerar al menos dos impulsores en proa y dos propulsores en popa respectivamente.

1.8.1 Condiciones de viento y mar escala Beaufort 5. 1.8.2 Las condiciones predominantes de viento y corriente en la Sonda de Campeche, son

las que a continuación se señalan:


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CARACTERISTICAS OTOÑO-INVIERNO PRIMAVERA-VERANO

DIRECCIÓN DE VIENTOS NE-N E-NE

VELOCIDAD DE VIENTOS 25-35 Km/Hr – 65-75 Km-Hr 20-25 Km/Hr – 25-35 Km/Hr

DIRECCION DE CORRIENTES SW-S W-SW

VELOCIDAD DE CORRIENTE 0.6 A 0.8 NUDOS 0.5 NUDOS

1.9 Debe tener la capacidad de aproximarse a través del posicionamiento dinámico para la

conexión entre la plataforma y la embarcación mediante paquete de estrangulación (“Choke manifold”), que deberá ser hecho firme sobre la cubierta de la plataforma, para conectarse a las líneas del pozo mediante tubería de conexión rápida y mangueras flexibles para interconexión pozo-manifold-barco y las mangueras flexibles contar con sistemas de desconexiones rápidas por ambos extremos, garantizando no derramar hidrocarburos al mar, en casos de desconexión normal y de emergencia a la recepción y/o reintegración de hidrocarburos en pozos y/o líneas de proceso respectivamente. (ver apartado I, punto 12), para conectarse a las siguientes estructuras:

a) Octápodo. b) Tetrápodo. c) Trípode. d) Sea horse. e) Tea horse. f) Sea pony. g) Plataformas autoelevables. h) Plataformas semisumergibles. i) Terminales marítimas. j) Embarcaciones de apoyo.

1.10 La embarcación deberá contar con helipuerto para recibir helicópteros hasta del tipo

BELL-412.


PROVEEDOR ___________________

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VI. DEL PERSONAL DEL PROVEEDOR Y DE PEP.

VI.1. EXPERIENCIA DEL REPRESENTANTE TÉCNICO, PERSONAL TÉCNICO, DE MANTENIMIENTO Y DE APOYO.

El personal que a continuación se indica, deberá de acreditar su profesión, experiencia profesional, currículum vitae, capacitaciones y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en lo solicitado, debiendo presentar la documentación comprobatoria que se solicita (copias legibles) y que son las únicas que van a ser evaluadas para verificar su cumplimiento: A. REPRESENTANTE TÉCNICO: A.1. Puesto designado y funciones principales: representante técnico e indicar

funciones principales. A.2. Profesión: título profesional y cédula profesional en la rama de ingeniería

petrolera, petroquímica, química, química industrial y profesiones afines. A.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de documentos que avalen una experiencia mínima de 3 (tres) años de experiencia profesional en lo indicado. Presentar carta(s) de la(s) empresa(s) donde laboró con anterioridad y donde se indique la antigüedad, puesto(s) y función(es) realizada(s), si actualmente trabaja en la empresa que es la licitante, sólo la carta amparará la experiencia profesional desarrollada en la misma, acorde a lo indicado, no se aceptará carta de la empresa licitante amparando experiencia de otras empresas.

A.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de las respectivas constancias que las avalen.

B. PERSONAL DE OPERACIÓN: B.1 Para cada uno del personal profesionista propuesto, indicar lo siguiente: B.1.1. Puesto designado y funciones principales: indicar.


PROVEEDOR ___________________

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B.1.2. Profesión: título profesional y cédula profesional en la rama de ingeniería

petrolera, petroquímica, química, química industrial y profesiones afines. B.1.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de documentos que avalen una experiencia mínima de 1 (un) año de experiencia profesional en lo indicado. Presentar carta(s) de la(s) empresa(s) donde laboró con anterioridad y donde se indique la antigüedad, puesto(s) y función(es) realizada(s), si actualmente trabaja en la empresa que es la licitante, sólo la carta amparará la experiencia profesional desarrollada en la misma, acorde a lo indicado, no se aceptará carta de la empresa licitante amparando experiencia de otras empresas.

B.1.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en la


B.2. Para cada uno del personal no profesionista (con o sin grado de técnico),

indicar lo siguiente: B.2.1. Puesto designado y funciones principales: indicar. B.2.2. Técnico: título de estudios técnicos en ramas afines a los servicios objeto de

este contrato, en caso de no tenerlo, indicarlo. B.2.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de documentos que avalen una experiencia mínima de 1 (un) año de experiencia laboral en lo indicado. Presentar carta(s) de la(s) empresa(s) donde laboró con anterioridad y donde se indique la antigüedad, puesto(s) y función(es) realizada(s), si actualmente trabaja en la empresa que es la licitante, sólo la carta amparará la experiencia profesional desarrollada en la misma, acorde a lo indicado, no se aceptará carta de la empresa licitante amparando experiencia de otras empresas.

B.2.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en la



PROVEEDOR ___________________

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C. PERSONAL DE MANTENIMIENTO: C.1 Para cada uno del personal profesionista propuesto, indicar lo siguiente: C.1.1. Puesto designado y funciones principales: indicar. C.1.2. Profesión: título profesional y cédula profesional en la rama de ingeniería

petrolera, petroquímica, química, química industrial y profesiones afines. C.1.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la


C.1.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en

la operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de las respectivas constancias que las avalen.

C.2. Para cada uno del personal no profesionista (con o sin grado de técnico),

indicar lo siguiente: C.2.1. Puesto designado y funciones principales: indicar. C.2.2. Técnico: título de estudios técnicos en ramas afines a los servicios objeto de

este contrato, en caso de no tenerlo, indicarlo. C.2.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de documentos que avalen una experiencia mínima de 1 (un) año de experiencia laboral en lo indicado. Presentar carta(s) de la(s) empresa(s) donde laboró con anterioridad y donde se indique la antigüedad, puesto(s) y función(es) realizada(s), si actualmente trabaja en la empresa que es la licitante, sólo la carta amparará la experiencia profesional desarrollada en la misma, acorde a lo indicado, no se aceptará carta de la empresa licitante amparando experiencia de otras empresas.


PROVEEDOR ___________________

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C.2.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en


D. PERSONAL DE APOYO: D.1 Para cada uno del personal profesionista propuesto, indicar lo siguiente: D.1.1. Puesto designado y funciones principales: indicar. D.1.2. Profesión: título profesional y cédula profesional en la rama de ingeniería

petrolera, petroquímica, química, química industrial y profesiones afines. D.1.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la


D.1.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en


D.2. Para cada uno del personal no profesionista (con o sin grado de técnico),

indicar lo siguiente: D.2.1. Puesto designado y funciones principales: indicar. D.2.2. Técnico: título de estudios técnicos en ramas afines a los servicios objeto de

este contrato, en caso de no tenerlo, indicarlo. D.2.3. Currículum Vitae detallando exclusivamente la experiencia profesional en la

operación y/o mantenimiento de plantas de separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación, mediante la presentación de documentos que avalen una experiencia mínima de 1 (un) año de experiencia laboral en lo indicado.


PROVEEDOR ___________________

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Presentar carta(s) de la(s) empresa(s) donde laboró con anterioridad y donde se indique la antigüedad, puesto(s) y función(es) realizada(s), si actualmente trabaja en la empresa que es la licitante, sólo la carta amparará la experiencia profesional desarrollada en la misma, acorde a lo indicado, no se aceptará carta de la empresa licitante amparando experiencia de otras empresas.

D.2.4. Constancias de capacitación y/o entrenamiento adquiridas exclusivamente en


EL PROVEEDOR presentará al personal propuesto con la documentación de soporte solicitada. Toda esta información será presentada en su propuesta técnica. (verificar el cumplimiento con los Artículos 7 y 154 de la Ley Federal del Trabajo).

VI.2. CAPACITACIÓN DEL PERSONAL DE EL PROVEEDOR.

VI.2.1 EL PROVEEDOR deberá proporcionar a tripulación (oficialidad) la capacitación y certificación respectivas para el manejo del sistema de posicionamiento dinámico (DP II con tres sistemas referenciales, siendo por lo menos dos satelitales) que tendrá la embarcación, previo al inicio de la inspección check list y pruebas de desempeño. Presentar Carta compromiso de EL PROVEEDOR.

VI.2.2 EL PROVEEDOR deberá proporcionar al siguiente personal:

A. representante técnico, B. personal de operación, C. personal de mantenimiento y D. personal de apoyo. la capacitación y entrenamiento para la operación (actividades para la conexión-desconexión con la instalación y operación de todas y cada una de las secciones que compongan la planta de proceso, sistemas y equipos auxiliares, instrumentación, sistemas de control y adquisición de datos del proceso) descritos en el anexo B-1, así como su mantenimiento para cumplir con los servicios de este contrato previo al inicio de la inspección check list y pruebas de desempeño. Presentar Carta compromiso de EL PROVEEDOR.


PROVEEDOR ___________________

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EL PROVEEDOR deberá proporcionar a la tripulación y oficialidad cursos continuos de capacitación en marinería y en el manejo y operación del sistema de posicionamiento dinámico DP-II; así como al representante técnico y personal técnico para la operación de La planta de proceso, equipos y sistemas auxiliares objeto de este contrato y al personal de mantenimiento y de apoyo de acuerdo a los lineamientos en materia de capacitación establecidos por la Secretaría de Trabajo y Previsión Social (STPS) y a los considerados por EL PROVEEDOR para obtener una operación eficiente y segura. Todo el personal a bordo de la embarcación deberá acreditar el curso de sobrevivencia en el mar para la obtención de la libreta de mar.

VI.3. CAPACITACIÓN DEL PERSONAL DE PEP.

VI.3.1 EL PROVEEDOR deberá proporcionar la capacitación y entrenamiento al personal de PEP en la operación y manejo del software del sistema de control, monitoreo y adquisición de datos de la planta, equipos y sistemas auxiliares amparados en los servicios de este contrato, y un curso introductorio de la operación de la planta, equipos y servicios auxiliares, para lo cual deberá presentar manuales de operación y de manejo del software referido, considerando que la cantidad de personas que requieren el curso será un máximo de 30 personas y con frecuencia anual (5 cursos): uno previo al inicio de la inspección check list y pruebas de desempeño; los 4 cursos posteriores con una frecuencia anual, sin costo adicional para PEP. Presentar Carta compromiso de EL PROVEEDOR. Los cursos deben ser impartidos en sesiones en idioma español o con traducción simultánea (por EL PROVEEDOR). EL PROVEEDOR debe proporcionar el equipo, material y herramienta necesaria para impartir los cursos e indicar el lugar en donde se llevarán a cabo (preferentemente en Cd. del Carmen, Camp.). Cada capacitando debe recibir un paquete completo de todo el material a utilizar en los cursos, el cual debe estar en idioma español. Una vez terminado el curso, si este no cumple con las expectativas de entrenamiento, EL PROVEEDOR debe repetir el curso de capacitación, sin costo adicional. EL PROVEEDOR debe considerar que el objetivo de los cursos es proporcionar los elementos necesarios para permitir que el personal de PEP obtenga las habilidades y conocimientos necesarios respecto a cualquiera de los sistemas, familiarizarse con el ambiente del sistema para manipular e interpretar variables y poder realizar la adquisición y manipulación de datos pertinentes. EL PROVEEDOR deberá dar sus recomendaciones respecto al período de duración de los cursos (cuantificado en días) detallando el tiempo de cada sesión (cuantificado en horas).


PROVEEDOR ___________________

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VII. EXPERIENCIA DE EL PROVEEDOR EL PROVEEDOR deberá demostrar que tiene la experiencia y capacidad técnica, debe de acreditar una experiencia mínima de un año en cada uno de los siguientes puntos: VII.A. Trabajos de operación, y mantenimiento, y/o de diseño y/o construcción de plantas de

separación y de petroquímica básica y/o secundaria desarrollados en la industria petroquímica y/o de refinación: presentar documentación comprobatoria (copias) que ampare contratos para lo indicado, con información resumida del alcance técnico desarrollado, indicando además el nombre de la persona, puesto, teléfono y compañía para la verificación de la información proporcionada por EL PROVEEDOR.

EL PROVEEDOR podrá acreditar la experiencia en operación, mantenimiento de plantas de separación con la experiencia del personal que operará y dará mantenimiento a la planta de la embarcación.

VII.B. Administración y operación de embarcaciones: presentar documentación comprobatoria

(copias) que ampare contratos de servicios de fletamento de embarcaciones, indicando el tipo y función de las mismas, contratos anteriores y vigentes, indicando además el nombre de la persona, puesto, teléfono y compañía para la verificación de la información proporcionada.

Dos o más personas (física o moral) podrán presentar conjuntamente proposiciones en esta licitación, de conformidad con lo establecido en el articulo 34 segundo párrafo de la ley en la materia y del articulo 31 del reglamento de la misma ley. A) tendrán derecho a participar adquiriendo, alguno de los integrantes del grupo, solamente un ejemplar de las bases.

B) deberán celebrar entre todas las personas (física o moral) que integran la agrupación, un convenio en los términos de la legislación aplicable, en el que se establecerán con precisión los aspectos siguientes: B.1) nombre y domicilio de las personas integrantes, identificando en su caso, los datos de las escrituras públicas con las que se acredita la existencia legal de las empresas morales. B.2) nombre de los representantes de cada una de las personas agrupadas, identificando en su caso, los datos de las escrituras públicas con las que acrediten las facultades de representación.


PROVEEDOR ___________________

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B.3) la designación de un representante común, otorgándole poder amplio y suficiente, para atender todo lo relacionado con la propuesta en el procedimiento de licitación. B.4) la descripción de las partes objeto del contrato que corresponderá cumplir a cada persona, así como la manera en que se exigirá el cumplimiento de las obligaciones B.5) estipulación expresa de que cada uno de los firmantes quedará obligado en forma conjunta y solidaria con los demás integrantes, para comprometerse por cualquier responsabilidad derivada del contrato que se firme. C) el convenio señalado en el punto anterior, deberá ratificarse ante notario publico en caso de que la propuesta conjunta haya resultado con fallo a favor. Dicho convenio ratificado deberá entregarse a PEP dentro de los 10 (diez) días naturales siguientes a la fecha en el que se haya comunicado el fallo y en ningún caso deberá ser diferente al presentado en la propuesta. D) cuando el convenio presentado de acuerdo al punto anterior sea diferente al presentado en la propuesta, no se formalizara el contrato por causas imputables a EL PROVEEDOR y se estará a lo previsto por el articulo 60 de la ley de adquisiciones, arrendamientos y servicios del sector publico. En caso de presentar conjuntamente proposiciones EL PROVEEDOR deberá comprobar para cada punto VII.A y VII.B la acreditación de la experiencia mínima de 1 año en su ramo, ya sea que las soporte una sola empresa o dos o más empresas y se permite la participación de empresas sin experiencia en el ramo que aporten recursos financieros y/o la embarcación propuesta entregando la documentación comprobatoria de la experiencia de EL PROVEEDOR descrita anteriormente.


PROVEEDOR ___________________

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VIII. REQUERIMIENTOS DE PROTECCIÓN AMBIENTAL

El PROVEEDOR deberá sujetarse a las normas de seguridad que PEP tenga establecidas en sus centros de trabajo, así como todas las disposiciones reglamentarias aplicables a la navegación, control ambiental, seguridad del personal y a los programas de operación de plataforma.

IX. PROCEDIMIENTOS Y MANUALES DE PEMEX El servicio deberá cumplir con los requisitos que se describen en las especificaciones técnicas elaboradas por este organismo e indicadas en el anexo B-2: Procedimientos y Manuales de PEMEX, que PEP en su carácter de consumidor determina utilizar según lo dispuesto en el cuarto párrafo del artículo 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, en razón de no existir, en los temas que ahí se tratan, normas mexicanas, ni internacionales, ni de referencia, que en la especie cubran los requerimientos específicos de la entidad, dados los elevados estándares de calidad, innovación tecnológica y seguridad que requiere la industria petrolera.

ESPECIFICACIONES PARTICULARES I. DE LA PLANTA DE...

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