INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS ...

Número de Documento NRF-014-PEMEX-2013

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

25 de junio de 2013

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS

“Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007”

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS

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HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92,

celebrada el 04 de abril de 2013




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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5 2. ALCANCE ............................................................................................................................................. 5 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 7 7. ABREVIATURAS ................................................................................................................................. 9 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 10

8.1 Memoria de cálculo ..................................................................................................................... 10 8.2 Información que debe de entregar PEMEX ................................................................................ 10 8.3 Información que debe entregar el proveedor o contratista ......................................................... 11 8.4 Requerimientos del servicio ....................................................................................................... 17 8.5 Criterios de Aceptación ............................................................................................................... 19 8.6 Evaluación .................................................................................................................................. 20 8.7 Análisis de la integridad del ducto .............................................................................................. 21 8.8 Corrosión localizada ................................................................................................................... 25 8.9 Vida remanente .......................................................................................................................... 26 8.10 Mantenimiento ............................................................................................................................ 29

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 33 9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales ........................................... 33 9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción .............................. 33 9.3 Contratistas y prestadores de servicio ....................................................................................... 33

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 34 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 34 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 35

12.1 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente .......................................................... 35 Anexo A. Información básica del ducto ................................................................................................ 36 Anexo B. Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por PND ........................................ 40 Anexo C. Características de la embarcación y equipo ......................................................................... 49 Anexo D. Información de inspección con equipo instrumentado .......................................................... 52 Anexo E. Resumen de resultados de Inspección ................................................................................. 56 Anexo F. Formatos de Inspección ........................................................................................................ 60 Anexo G. Formatos de Evaluación ....................................................................................................... 97 Anexo H. Formatos de Mantenimiento ................................................................................................. 105 Anexo I. Determinación del esfuerzo remanente en un ducto corroído ............................................... 107




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0. INTRODUCCIÓN Los ductos para recolección y transporte de hidrocarburos, localizados en el mar, están sujetos a condiciones ambientales y operacionales que llegan a ocasionarles daños; como la corrosión interna o externa y daños producidos por agentes externos, entre los que se encuentran las abolladuras, muescas, grietas, rayones y laminaciones, entre otros que ocasionen detrimento de su resistencia a la presión interna de trabajo. La seguridad en la operación de las instalaciones petroleras es de vital importancia, sobre todo cuando se detecta un daño en un ducto, se debe evaluar su resistencia remanente a fin de determinar las acciones de mantenimiento preventivo ó correctivo, que restablezcan el factor de seguridad, basado en probabilidades de falla aceptados por la industria petrolera internacional que garantice la integridad mecánica durante la vida útil del sistema de ductos. Por lo anterior, la ejecución de los programas de inspección, evaluación y mantenimiento a los ductos submarinos de PEMEX, ha sido una de las tareas permanentes en las áreas de inspección y Mantenimiento se ha desarrollado, con la finalidad de que el sistema de ductos, opere de forma segura y continua a lo largo de su vida de servicio. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a: Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (RSHPMOS). Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias (RPCCMVDOM). Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, (Rev. 1, 30 septiembre 2004). Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004). En esta norma participaron: Pemex-Exploración y Producción. Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Pemex-Refinación. Pemex-Petroquímica. Petróleos Mexicanos. Participantes externos: Corporación Mexicana de Investigación en Materiales SA de CV Instituto Mexicano del Petróleo Instituto Politécnico Nacional JR Consultores Industriales S.A de C.V MEXSSUB Int'l, Inc. Oceanografía S.A. de C.V.




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1. OBJETIVO Establecer los requisitos mínimos que debe cumplir el prestador del servicio para llevar a cabo una adecuada inspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos que involucren todos los parámetros que garanticen la integridad mecánica a la red de ductos marinos instalados en el Golfo de México, con la finalidad de establecer programas de inspección, mantenimiento y recomendaciones de operación futuros. 2. ALCANCE Esta NRF establece los criterios y niveles de inspección para los ductos marinos de PEMEX de acero al carbono, localizados hasta una profundidad máxima de 200 metros, que transportan y recolectan hidrocarburos líquidos y gaseosos y/o productos relacionados, agua y gas nitrógeno, así como la documentación entregable en la contratación de los servicios, la información necesaria para su evaluación, la ingeniería para el mantenimiento preventivo y correctivo y los formatos que se deben llenar para llevar un registro histórico del ducto inspeccionado. El ducto marino comprende lo que se indica en la figura 1 de esta NRF, la cual no es limitativa y la aplicación específica de cada proyecto en particular se debe precisar en las bases de licitación. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007.

Figura 1. Ductos marinos




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3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX Exploración y Producción. Por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres empresas, o por adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. Para las coordenadas geográficas y UTM se deben referir al numeral 3 de la NRF-013-PEMEX-2009. 4. ACTUALIZACIÓN Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse por escrito a: PEMEX-Exploración y Producción. Subcomité Técnico de Normalización. Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento, Sede México Bahía de Ballenas Nº 5, Edificio “D”, P.B., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México, D. F., C. P. 11300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 3-80-80 Correo electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS 5.1 NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida 5.2 NOM-027-SESH-2010. Administración de la Integridad de Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos. 5.3 NOM-027-STPS-2008. Actividades de soldadura y corte-condiciones de seguridad e higiene. 5.4 NOM-031-STPS-2011. Construcción-condiciones de seguridad y salud en el trabajo. 5.5 NMX-CC-9001-IMNC-2008. Sistemas de Gestión de Calidad-Requisitos 5.6 ISO 9712:12. Non-destructivetesting-Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas - Calificación y certificación de personal).




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5.7 ISO 13623:2009. Petroleum and natural gas industries Pipeline transportation systems (Industrias del petróleo y gas natural - Sistemas de transportación por ductos). 5.8 ISO 13628-8-2000 con ISO 13628-8-2000/Cor. 1:2005. Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems. (Industrias del petróleo y gas natural - Diseño y operación de sistemas de producción submarina - Parte 8: Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) interfaces de sistemas de producción submarina). 5.9 ISO/TS 24817:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries-Composite repairs for pipework-Qualification and design, installation, testing and inspection (Industrias del petróleo y gas natural-Reparaciones de tubería con compuestos – Calificación y diseño, instalación, puebas e inspección). 5.10 NRF-004-PEMEX-2011. Protección anticorrosiva a instalaciones superficiales. 5.11 NRF-005-PEMEX-2009. Protección interior de ductos con inhibidores. 5.12 NRF-013-PEMEX-2009. Diseño de líneas submarinas en el Golfo de México. 5.13 NRF-020-PEMEX-2012. Calificación y Certificación de Soldadores y Soldadura . 5.14 NRF-026-PEMEX-2008. Protección anticorrosiva a ductos enterrados y sumergidos. 5.15 NRF-047-PEMEX-2007. Mantenimiento de los sistemas de protección catódica. 5.16 NRF-060-PEMEX-2012. Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados. 5.17 NRF-084-PEMEX-2011. Electrodos para soldadura para los sistemas de ductos e instalaciones relacionadas. 5.18 NRF-106-PEMEX-2010. Construcción, instalación y desmantelamiento de ductos submarinos. 5.19 NRF-187-PEMEX-2012. Mantenimiento a sistemas de tubería de proceso en instalaciones marinas. 5.20 NRF-194-PEMEX-2013. Testigos y probetas corrosimétricas. 6. DEFINICIONES Para propósitos de esta NRF, se establecen las definiciones siguientes: 6.1. Abolladura. Depresión en la superficie interna o externa del tubo. 6.2. Área efectiva de la pérdida de material. Dimensión del área de la pérdida de material obtenida mediante el perfil de corrosión. 6.3. Arribo playero. Tramo del ducto que inicia costa afuera, a 100 metros de la playa y termina en la primera válvula de seccionamiento en la instalación terrestre.




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6.4. Constricción. Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado de esfuerzos multiaxial. Se consideran pérdidas de metal de diámetro menor a dos veces el espesor nominal del tubo y profundidad mayor a 50% de este espesor, como indicaciones bajo constricción. 6.5. Crecimiento marino. Material de origen orgánico que en el tiempo se va formando y creciendo alrededor de las estructuras inmersas en el mar. 6.6. Curva de expansión. Componente del ducto submarino formado principalmente por codos y tramos rectos, que unen al tramo vertical sumergido del ducto ascendente por medio de una unión bridada, con la línea regular mediante una unión soldada; diseñada en forma de “L” ó “Z” para absorber deformaciones térmicas o movimientos de la línea regular, y que se sujeta a la plataforma por una abrazadera al nivel del fondo marino. 6.7. Cuello de ganso. Componente del ducto constituido de tubería y codos unidos desde el monoblock hasta la trampa de diablos. 6.8. Daño caliente (quemadura).Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo. 6.9. Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo y puede estar dentro o fuera de norma. 6.10. Defecto. Indicación de magnitud suficiente para ser rechazada como resultado de la evaluación por los procedimientos de evaluación que apliquen. 6.11. Documento Normativo Equivalente. Norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en la NRF. 6.12. Ducto ascendente. Elemento del ducto marino que comprende la curva de expansión, tramo vertical sumergido, zona de mareas, tramo vertical atmosférico, cuello de ganso y trampa de diablos, incluye abrazaderas y junta aislante. 6.13. Envolvente de refuerzo. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a un tramo de tubo, con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico. 6.14. Esfuerzo. La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas, cargas, presiones o desplazamientos aplicados y se expresa como fuerza por unidad de área, siendo sus unidades más usuales kg/cm2 o lb/in2. 6.15. Grieta. Hendidura o abertura pequeña en la pared del tubo o en soldaduras longitudinales o circunferenciales. 6.16. Hora técnica. Representación de localización en el sentido del flujo y en el sentido de las manecillas del reloj expresada de 0 a 12 horas ó de 0 a 360°. 6.17. Indicación. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. Puede o no ser un defecto.

6.18. Ingeniero responsable: Profesionista independiente, reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera, con cédula profesional o su equivalente internacional, con más de diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos, que firma y avala los dictámenes de Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF.




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6.19. Línea regular. Sección del ducto, integrada por tuberías y comprendida entre las curvas de expansión, curva de expansión e instalación o curva de expansión y arribo playero, con trayectoria sobre o enterrada en el lecho marino. 6.20. Muesca. Identación, ranura, entalla, rayón o tallón que genera una pérdida de material en la pared del ducto, producida por golpe o rozamiento de un objeto agudo. 6.21. Perfil de corrosión. Conjunto de lecturas del espesor de pared del ducto, que define el contorno longitudinal y/o axial de una región con pérdida de espesor por corrosión, en función del cual se determina el área efectiva de corrosión. 6.22. Reparación definitiva. Reforzamiento o remplazo de una sección de ducto conteniendo un defecto o daño. El reforzamiento metálico debe ser un envolvente tipo B.

Envolvente Tipo B (definitiva): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduras longitudinales y dos soldaduras circunferenciales de filete. Se debe diseñar a las condiciones de diseño del ducto como contenedor de presión y llevar un relleno de epóxico en el espacio anular y son aplicables a la reparación sin fuga. 6.23. Reparación provisional. Acción de colocar dispositivos como abrazaderas de fábrica o hechizas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto y que debe ser reparada en forma definitiva. Envolvente Tipo A (provisional): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduras longitudinales y son aplicables a la reparación sin fuga. Debe incluir un polímero para el relleno local del defecto y del espacio anular.

6.24. Sanidad de ducto. Área del ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene imperfecciones de tal forma que se puede aplicar soldadura, de una manera segura, sobre la superficie del ducto sin ponerlo fuera de servicio. 6.25. Tenacidad. Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura. 6.26. Temperatura de Transición Dúctil-Frágil (TTDF). Temperatura a la cual un material presenta cambio de un comportamiento dúctil a frágil. 6.27. Tiempo de vida remanente (TVR). Período que tarda una indicación en incrementar su tamaño medido al momento de la inspección, hasta su tamaño crítico, que son las dimensiones y condiciones que pueden producir una fuga o falla. 6.28. Zona sana del ducto. Segmento del ducto que cuando se inspecciona no se detecta indicaciones o reparaciones tales como parches, envolventes o cualquier otro tipo de refuerzo. 7. ABREVIATURAS CSS Categorización de líneas submarinas por seguridad y servicio HIC Hydrogen Induced Cracking (Agrietamiento inducido por hidrógeno) LFMN Ley Federal de Metrología y Normalización y su Reglamento




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LGEEPA Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental MPA Milésimas por año NRF Norma de Referencia PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios PMPO Presión máxima permisible de operación PND Pruebas no destructivas ROV Vehículo Operado a Control Remoto SCC Stress Corrosion Cracking (Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos) TOFD Time of flight diffraction technique (Técnica tiempo de trayectoria de la difracción) T0 Inspección externa inicial T1 Inspección externa T2 Inspección externa con equipo de operación remota T3 Inspección externa con pruebas no destructivas T4 Inspección interna con equipo instrumentado UT Ultrasonido UTM Universal Transverse Mercator (Sistema de coordenadas universal) 8. DESARROLLO 8.1 Memoria de cálculo No aplica. 8.2 Información que debe entregar PEMEX 8.2.1 Localización de los ductos marinos que se van a inspeccionar. 8.2.2 Planos de los arribos de ductos marinos que se van inspeccionar. 8.2.3 Relación de ductos marinos y ascendentes. 8.2.4 Información básica del ducto que se establecen en los formatos del Anexo A de esta NRF. 8.2.5 Para realizar la Integridad del ducto se debe utilizar la Guía técnica para la realización de revisiones de control a la aplicación del plan de administración de integridad de ductos, GG-TH-TC-0005.




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8.3 Información que debe entregar el Proveedor o Contratista El Contratista debe realizar el análisis de la integridad mecánica de los ductos marinos como se indica en esta NRF para la operación confiable y segura en las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las de origen, de acuerdo a como lo establezca PEMEX en sus bases de licitación. El análisis se debe apoyar en los dictámenes de los diferentes tipos de inspección y previo a programar el mantenimiento. Debe cumplir con lo establecido en la NOM-027-SESH-2010, en el numeral 8.7 de esta NRF y a lo indicado en el Plan de administración de integridad de ductos PEP-PAID-002. El Contratista debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF. 8.3.1 Inspección externa inicial (T0). Aplica a todos los ductos nuevos donde se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular. El proveedor o contratista debe entregar los resultados de la inspección de acuerdo a lo establecido en el capítulo 12 de esta NRF. 8.3.1.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer de la siguiente información: a) Procedimiento específico aceptado por PEMEX b) Calendario general de inspección y programa de trabajo particular del ducto por inspeccionar c) Informe de resultados de la calibración de los equipos que se utilizaran. Esta calibración debe estar vigente

en todo el periodo de la duración de los trabajos, los cuales se deben expedir en laboratorios acreditados en términos de la LFMN y su Reglamento

d) Relación de personal certificado de inspección, mostrando documentación probatoria original y vigente de acuerdo a la Norma que aplique

8.3.1.2 Equipo principal. Embarcación con equipo sonar de barrido lateral (SideScan Sonar), perfilador somero detector de metales y ecosonda, debe cumplir con las características mínimas indicadas en el Anexo C, buceo industrial, inspección visual, equipos y accesorios para realizar inspección ultrasónica mediante barrido con haz recto y haz angular, en donde apliquen. 8.3.1.3 Perfil del personal. Personal de experiencia y conocimientos comprobados en trabajos de inspección a ductos marinos, así como del tipo e importancia de los daños potenciales que se pueden encontrar. Buzos inspectores calificados por una empresa reconocida nacional o internacional de acuerdo a la LFMN y su Reglamento. 8.3.1.4 Reporte de resultados y formatos de registro. Se deben elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 de esta NRF y que se detallan en el Anexo F. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). 8.3.2 Inspección externa (T1). Se debe contar con los datos técnicos de la inspección del alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular. 8.3.2.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de esta NRF y los resultados de las últimas inspecciones y reparaciones efectuadas.




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8.3.2.2 Equipo principal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.2 de esta NRF. 8.3.2.3 Perfil del personal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.3 de esta NRF. 8.3.2.4 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.4 de esta NRF. 8.3.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2). Se debe realizar esta inspección en la línea regular para detectar anomalías en su trayectoria, mediante el uso de una embarcación equipada con vehículo operado a control remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-8-2000 y debe cubrir desde el codo en el ducto ascendente de la Plataforma de origen hasta el codo en el ducto ascendente de la plataforma de llegada o en su caso a 3 m de tirante de agua en dirección al arribo playero. Así mismo, se debe efectuar un monitoreo de la protección catódica en todo el eje longitudinal del ducto, de igual modo se debe realizar la medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes conforme a los criterios que se establecen en la NRF-047-PEMEX-2007. 8.3.3.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de esta NRF. 8.3.3.2 Equipo principal. Para llevar a cabo la inspección se debe utilizar una embarcación de posicionamiento equipada principalmente con vehículo operado a control remoto (ROV). Debe ser una embarcación de poco calado con el equipo para la inspección tanto del trazo y perfil del ducto como del potencial catódico, mediante el método del cable de arrastre (este equipo no es necesario que este a bordo del barco inspector) para el caso de un ducto marino con arribo playero. Para complementar la inspección en los arribos playeros se deben utilizar equipos que proporcionen la misma información que el equipo de operación remota. Embarcación de Posicionamiento DPII. Embarcación con equipo de posicionamiento dinámico (DPII) que cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C. Equipo de Operación Remota (ROV). Equipo de operación remota (ROV) que cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C. Equipos a utilizar para terminar la inspección en el arribo playero. Equipo de buceo, de Geo posicionamiento, sonar, equipo de levantamiento de potenciales y cámaras submarinas. 8.3.3.3 Perfil del personal. Personal con experiencia y conocimientos de la operación del equipo ROV comprobados en trabajos de inspección a ductos marinos, así como del tipo de daños potenciales que se pueden encontrar. El personal que realice la inspección continua del potencial catódico debe tener experiencia y conocimientos comprobados para inspeccionar, identificar, interpretar la información obtenida y documentar las anomalías o daños en el recubrimiento dieléctrico, en los ánodos de sacrificio; entre los más frecuentes se encuentran: baja de potencial, daños mecánicos y desprendimientos. 8.3.3.4 Reporte de resultados y formatos de registro. Se deben elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 y que se detallan en el Anexo F. Se debe presentar el listado de hallazgos significativos




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y dimensionar las anomalías encontradas en toda la longitud del ducto durante esta inspección, como socavaciones entre el ducto y lecho marino, daños mecánicos y reportar las mediciones del gradiente de potencial junto con el alineamiento del ducto en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. Se debe elaborar la gráfica de potencial continuo versus longitud del ducto, incluyendo la localización de los ánodos. En caso de que se encuentren anomalías significativas, se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). 8.3.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3). Se debe realizar para detectar daños contenidos en el espesor, pared externa y pared interna del ducto ascendente y arribo playero en líneas que no sea posible inspeccionarla con equipo instrumentado. Las técnicas que se pueden emplear son alguna o algunas de las siguientes: • Inspección visual • Líquidos penetrantes • Partículas magnéticas • Inspección con equipo de ultrasonido 8.3.4.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de esta NRF. 8.3.4.2 Equipo principal. Barco equipado para trabajos de buceo, con equipo para cumplir con las técnicas indicadas en 8.3.4 de esta NRF. 8.3.4.3 Perfil del personal. El personal de buceo debe estar calificado por una empresa reconocida nacional ó internacional en buceo y el personal que aplique las pruebas no destructivas debe estar calificado. Además debe contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en instalaciones costa afuera, así como también conocer la relevancia de diferentes daños potenciales que pueden presentarse en los ductos submarinos, tales como: abolladuras, grietas, rayones, muescas, acanaladuras, entre otras. Esta inspección se debe realizar por técnicos de nivel II como mínimo, especializados en las técnicas indicadas en 8.3.4 de esta NRF y deben estar calificados de acuerdo con la ISO 9712-2012. 8.3.4.4 Reporte de resultados y formatos de registro. El Reporte de resultados individuales junto con los datos del ducto marino se debe elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 según corresponda y que se detallan en el Anexo F. Se deben reportar las dimensiones significativas de las anomalías encontradas durante la inspección, conforme a lo establecido en el Anexo B de esta NRF. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. En caso de que se encuentren anomalías significativas, se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). 8.3.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4). Este nivel de inspección tiene como objetivo inspeccionar con diablo instrumentado el ducto, para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y externa, cambios en la geometría del tubo (ovalamiento, abolladuras, entre otros), laminaciones, ampollas y en algunos casos grietas, de tal manera que se tenga información para evaluar los daños y elaborar los programas del mantenimiento requerido. La inspección mediante equipos instrumentados debe cumplir con lo indicado en




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la NRF-060-PEMEX-2012. La frecuencia de inspección debe ser según el programa establecido por PEMEX o de acuerdo a lo indicado en 9.6 de la NOM-027-SESH-2010. 8.3.6 Inspección especial ocasional Se debe realizar después de la presencia de un evento extraordinario que pueda afectar la integridad del ducto por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicho evento y se pueden aplicar las inspecciones T1, T2, T3 y/o T4 descritas anteriormente. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrar conforme al Anexo B. 8.3.7 Inspección especial de seguimiento Se debe realizar de acuerdo con el programa establecido por PEMEX para dar seguimiento a la evolución de las anomalías detectadas previamente, por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicha anomalía, y se puede aplicar las inspecciones T1, T2, y/o T3 descritas anteriormente. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrar conforme al Anexo B.



INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS

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Programa de

Inspección Tipos de

Inspección Localización Actividad Equipo mínimo Personal Frecuencia de inspección

Externa Inicial T0

Línea regular, curva de

expansión del ducto ascendente

arribo playero

Revisión de alineamiento, trazo y perfil topográfico.

Barco equipado con Sonar de barrido lateral, perfilador somero detector de

metales, ecosonda y equipo de buceo. Lancha con motor fuera de borda con

equipo de geoposicionamiento y perfilador somero

Técnicos especialistas

Solo una antes de los doce meses después de iniciada la operación del ducto,

siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción.

Externa

T1


expansión del ducto ascendente y arribo playero

Revisión de alineamiento, trazo y perfil topográfico.

Barco equipado con Sonar de barrido lateral, perfilador somero detector de

metales, ecosonda y equipo de buceo. Lancha con motor fuera de borda con

equipo de geoposicionamiento y perfilador somero

Técnicos especialistas

Cada 2,5 años después de la inspección inicial, en el periodo intermedio de la

inspección T2 y se omite cuando se realice la inspección T2.

T2 (ROV + Protección catódica)


expansión del ducto ascendente y arribo playero

Medición del gradiente de potencial catódico, medición de la continuidad de las juntas aislantes,

inspección para verificar el alineamiento, profundidad de enterramiento, perfil topográfico del lecho marino, condición del lastre de concreto en

tramos sin enterrar, fugas, daños mecánicos, escombros y localización de indicaciones.

Barco equipado con vehículo operado a control remoto (ROV) con equipo de

potencial catódico. Lancha con motor fuera de borda con

equipo de geoposicionamiento, perfilador somero y equipo de

medición de protección catódica.

De acuerdo a lo indicado en el punto

8.3.1.3 Cada cinco años.

T3 (Pruebas no

destructivas).

Ducto ascendente y arribo playero

Inspección visual, medición de espesores de pared, inspección muestral de uniones soldadas y barrido de sanidad con UT en zonas críticas y en su caso

caracterizar las indicacionesdetectadas.

Barco con equipo de buceo y equipo para pruebas no destructivas.

Técnicos y buzos inspectores

certificados en pruebas no

destructivas.

Solo una antes de los doce meses después de iniciada la operación del ducto

y luego se programara realizar esta inspección cada tres años o una tercera

parte de la vida remanente, el que resulte menor.

Interna T4 (Equipo

instrumentado)

Línea regular, ducto ascendente y arribo playero,

Detectar indicaciones como son: corrosión interna y externa, cambios en la geometría del tubo,

laminaciones, grietas, entre otros.

Equipos de limpieza, calibrador, geómetra, geoposicionador e

Instrumentado

De acuerdo a lo indicado en la NRF-060-PEMEX-2012

De acuerdo con el Plan de Administración de Integridad del ducto.

Especial

Ocasional: T1, T2, T3

Y/O T4

Línea regular, ducto ascendente,

cruces, interconexiones

y/o arribo playero,

Conforme al tipo de inspección. Conforme al tipo de inspección. Conforme al tipo de inspección. Depende del evento.

Seguimiento: T1, T2 Y/O

T3

Línea regular, ducto ascendente,

cruces, interconexiones

y/o arribo playero,

Conforme al tipo de inspección. Conforme al tipo de inspección. Conforme al tipo de inspección.

De acuerdo con el programa establecido por PEMEX.

Nota: Los formatos a utilizarse deben ser de acuerdo al tipo de inspección.

Tabla 1. Programas, tipos y frecuencias de inspección para ductos marinos




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Defectos

Estrategias primarias de reparación1

Depósito de

soldadura2

Envolvente Metálica Envolvente No Metálica Hot Tap ParchesCamisas

Tipo A Camisas Tipo B

Pérdida de Metal Externa <80% de

su espesor

Soldadura Longitudinal SI NO SI NO NO NO Soldadura circunferencial SI NO SI NO NO NO

Cuerpo del tubo SI NO SI NO SI SI

Codo SI NO SI3 NO SI NO

Pérdida de Metal Interna <80% de

su espesor

Soldadura Longitudinal NO NO SI NO NO NO Soldadura circunferencial NO NO SI NO NO NO

Cuerpo del tubo NO NO SI NO SI SI

Codo NO NO SI³ NO SI NO

Pérdida de Metal Externa >80% de

su espesor



Codo NO NO SI³ NO SI NO

Pérdida de Metal Interna >80% de

su espesor



Codo NO NO SI³ NO SI NO Fugas, Fisuras, Quemaduras de arco eléctrico, defectos de fabricación y defectos en soldaduras10

Soldadura Longitudinal NO NO SI NO NO NO

Soldadura circunferencial NO NO SI NO NO NO

Cuerpo del tubo NO NO SI NO NO8 NO

Codo NO NO SI3 NO NO8 NO

Abolladura con concentración de

esfuerzos

Soldadura Longitudinal NO SI5,6 SI6 SI NO NO Soldadura circunferencial NO SI5,6 SI6 SI NO NO

Cuerpo del tubo NO SI5,6 SI6 SI SI9 NO Codo NO SI3,5,6 SI3,6 NO SI9 NO

Abolladura Plana

Soldadura Longitudinal NO SI5 SI NO NO NO Soldadura circunferencial NO SI5 SI NO NO NO

Cuerpo del tubo NO SI5 SI NO SI9 NO Codo NO SI3,5 SI3 NO SI9 NO

Tabla 2. Métodos de reparación permanentes aceptados

Observaciones Tabla 2: 1.- El remplazo de la sección del ducto que contiene el defecto siempre es una reparación efectiva. 2.- El depósito de soldadura requiere un espesor mínimo de la pared calculado, considerando la penetración

del electrodo más el espesor resultante debido a la presión de operación máxima, de estudios de ingeniería y de un procedimiento calificado de soldadura.




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3.- Las envolventes o camisas metálicas para codos o curvas pueden ser del tipo atornilladas o bipartidas, su instalación requiere de un estudio de ingeniería y soldadas mediante un procedimiento calificado.

4.- Se requiere utilizar personal calificado y procedimientos aprobados para la instalación de envolventes o camisas no metálicas en codos, curvas y tubería recta.

5.- Se debe emplear un epóxico incompresible para llenar el espacio anular entre las envolventes o camisa y el tubo que contiene la abolladura.

6.- El daño mecánico localizado en la abolladura se debe remover por desbaste, previo a la instalación de la envolvente o camisa, no se debe desbastar más del 10% del espesor de pared. En caso de desbastes mayores al 10%, se requiere de un espesor mínimo de pared calculado de acuerdo a la presión de operación máxima, de estudios de ingeniería y de un procedimiento calificado.

7.- Otros métodos de reparación se pueden utilizar, siempre y cuando se presenten y tengan datos basados en una práctica precisa de ingeniería.

8.- Las fisuras que no presenten fugas pueden ser removidas y retiradas mediante Hot Tap. 9.- Si la abolladura es completa puede ser removida. 10.- Las quemaduras por arco eléctrico y los defectos de la soldadura circunferencial pueden ser reparados

esmerilando (desbastando) el defecto si es superficial y/o empleando envolventes o camisas tipo A o B tan largas como la reparación sea requerida, basándose en pruebas y análisis de ingeniería.

11.- En caso de presentarse fuga en cualquier tipo de discontinuidades citadas, ésta se debe reparar mediante el método de reparación definitiva, si se opta por la reparación provisional, se debe programar una reparación definitiva en un plazo no mayor de 30 días, de acuerdo a la NOM-027-SESH-2010.

12.- Una soldadura sólo podrá ser reparada 2 veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando un carrete.

8.4 Requerimientos del servicio Para realizar la evaluación se debe solicitar a PEMEX la información indicada en el Anexo A y la información de las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por PND descritas en el Anexo B de esta NRF. 8.4.1 Inspección externa inicial (T0) 8.4.1.1 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar la inspección de todo el alineamiento del ducto marino, la inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente: a) Tramos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, garreos de anclas, ductos

sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino. b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en línea regular, ductos ascendentes y arribos

playeros. c) Condición funcional de toda la soportería del ducto. 8.4.1.2 Frecuencia. Se debe efectuar una sola vez en un plazo de seis a doce meses después de iniciada la operación del ducto, siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción. 8.4.2 Inspección externa (T1) 8.4.2.1 Trabajos que se deben ejecutar. Los trabajos que se deben ejecutar deben cumplir con lo indicado en 8.4.1.1 de esta NRF. 8.4.2.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada 2,5 años después de la inspección inicial en el período intermedio de la inspección externa T2, y se debe omitir cuando se realice dicha inspección.




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8.4.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2) 8.4.3.1 Trabajos que se deben ejecutar. Se debe efectuar el recorrido con embarcación provista del equipo de Operación Remota (ROV) en todo el alineamiento de la línea regular, inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente: a) Ductos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, curvaturas, garreos de

anclas, ductos sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino, profundidad de enterramiento, perfil topográfico del lecho marino y condición del lastre de concreto en tramos sin enterrar.

b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en el ducto. c) Condición funcional de la soportería del ducto. d) Medición del potencial continúo por medio del ROV en toda la longitud del ducto. e) Medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes. 8.4.3.2 Frecuencia. Se debe efectuar en un plazo no mayor a cinco años posterior a la inspección inicial. 8.4.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3) 8.4.4.1 Trabajos que se deben ejecutar Se debe realizar una inspección visual detallada, medición de espesores de pared, inspección de uniones soldadas y barrido en zonas críticas tales como: elementos con daño previo, zonas de concentración de esfuerzos y zonas de daño potencial por ambiente y condiciones de operación severos, así como llevar a cabo la limpieza del área por inspeccionar para efectuar las pruebas no destructivas. Se debe efectuar la metrología de la anomalía o del daño detectado. En caso de detectar anomalías en metal base, se debe determinar el espesor mínimo de zona sana, mediante un barrido en la zona adyacente a la anomalía y reportar el valor mínimo encontrado. En caso de detectar defectos en soldadura, deben tomarse como mínimo cinco lecturas de espesor de pared en ambos lados de la unión soldada, para determinar el espesor de pared de zona sana y se debe reportar el valor menor indicando su localización. Además debe hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en ambos lados de la junta cubriendo como mínimo la zona de barrido SD. 8.4.4.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada año durante los tres primeros años de vida del ducto y luego se debe programar esta inspección cada tres años o una tercera parte de la vida remanente determinada a partir de su tasa de crecimiento de daño, el que resulte menor. 8.4.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4) 8.4.5.1 Trabajos que se deben ejecutar. Corrida del equipo instrumentado la cual depende de los requerimientos del área usuaria. 8.4.5.2 Frecuencia. Se debe efectuar conforme al programa de inspección establecido por PEMEX. 8.4.6 Formatos de registro El encargado de la inspección debe entregar la información en los formatos indicados en la Tabla 3, los cuales se detallan en el Anexo F de esta NRF.




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FORMATO Ducto Ascendente

Arribo Playero

Línea Regular

FORMATOS DE INSPECCIÓN FI01. Isométrico General a a

FI02. Isométrico Específico a a

FI03. Listado de Elementos a a

FI04. Listado de Soporte a a

FI05. Listado de Válvulas y uniones Bridadas a a a FI06. Visual General a a a FI07. Visual Específico a a a FI08. Medición de espesores General a a a FI09. Medición de espesores Específico a a a FI10. Partículas Magnéticas General a a a FI11. Partículas Magnéticas Específico a a a FI12. Ultrasonido (haz recto) General a a a FI13. Ultrasonido (haz recto) Específico a a a FI14. Ultrasonido (haz angular) General a a a FI15. Ultrasonido (haz angular) Específico a a a FI16. Abrazaderas a

FI17. Zona de Mareas y oleaje a

FI18. Inspección de junta aislante a a

FI19. Ánodos de sacrificio a a a FI21. Curva de expansión a

FI22. Defensa del ducto ascendente a

FI23. Líquidos penetrantes General a a

FI24. Líquidos penetrantes Específico a a

FI25. Alineamiento de línea regular a a FI26. Potenciales en línea regular a a

FORMATOS DE RESUMEN DE INSPECCIÓN FRI01. Resumen de hallazgos para inspección externa (T0 y T1) a

FRI02. Hallazgos en línea regular con ROV (T2) a a FRI03. Resumen de inspección de Pruebas No Destructivas (T3) a a a

Tabla 3 Formatos de inspección

8.5 Criterios de aceptación Debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF.




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8.5.1 Disposiciones de Protección Ambiental y Seguridad Industrial Durante las actividades de inspección y mantenimiento se deben seguir las disposiciones de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental (LGEEPA), su Reglamento y el Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias. El contratista durante las operaciones de reparación y mantenimiento debe cumplir con lo que se indica en las NOM-027-STPS-2008 y NOM-031-STPS-2011. El contratista se debe apegar al Reglamento de Higiene y Seguridad de Pemex mientras trabaje dentro de las instalaciones. El contratista debe atender las “Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex” particularmente cuando se realicen actividades de inspección y mantenimiento, tanto en superficie como submarinas, se debe cumplir con lo que se establece en dichas disposiciones para la obtención de permisos de trabajos con riesgo. 8.6 Evaluación Se debe realizar de acuerdo a lo indicado en esta NRF y solo se permite la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería (mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, entre otros) que el efecto real de las anomalías no pone en riesgo la integridad estructural del ducto y por lo tanto, la seguridad y confiabilidad de las instalaciones. Para la evaluación de las indicaciones o anomalías encontradas, se debe tomar en cuenta los resultados de evaluaciones anteriores de las mismas, de tal manera que solo se analicen aquellos casos donde se detecten cambios o modificaciones que requieran de un nuevo análisis. La evaluación se debe registrar en los formatos indicados en capítulo 12 de esta NRF. En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en el formato de evaluación FE01. 8.6.1 Análisis de la condición general de la línea regular y curvas de expansión Se debe realizar para determinar cambios en el estado en que se encuentra la línea regular y curvas de expansión, tanto en trazo como en perfil, o desplazamientos que se hayan presentado, con respecto a inspecciones previas y con esto establecer su variación histórica. Mediante un comparativo cronológico de todas las inspecciones realizadas a la línea regular, curvas de expansión, cruces, interconexiones y arribos playeros y se debe considerar las inspecciones externas con sonar de barrido lateral, inspecciones con Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-8-2000 e inspecciones externas con buceo submarino y reportes de mantenimiento (estabilizado, desazolve, colocación de soportes, entre otros). Como resultado del análisis, se debe entregar como mínimo lo siguiente: • Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que se

encuentren enterrados y/o azolvados. • Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que se

encuentren en claros libres.




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• Variaciones en la longitud, profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión con desprendimiento total o parcial de lastre de concreto.

• Variaciones en la posición geográfica de los cruces e interconexiones. • Variaciones en la separación aproximada entre ductos(SAED) que integran el cruce. • Cambios en la configuración del estabilizado (tales como costales o colchacretos, que en inspecciones

previas se reportaban encima del ducto y en inspecciones recientes, están a un costado o ya no se encuentran).

• Desplazamientos laterales y verticales. • Entre otros 8.7 Análisis de la integridad del ducto 8.7.1 Estabilidad hidrodinámica horizontal Se debe realizar el análisis bajo los siguientes escenarios: 1.- Cuando se realicen sustitución de tramos de línea regular o curva de expansión. 2.- Cruces o interconexiones expuestos que presenten movimiento. 3.- Tramos de ductos que presenten desplazamiento vertical. Este análisis se realiza para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen con lo indicado en esta sección, éste análisis se debe realizar de acuerdo a los que se establece en la NRF-013-PEMEX-2009. El análisis se debe realizar tomando en consideración la tubería desenterrada, con el peso del fluido que transporta y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de evaluación se indican en la Tabla 4 de esta NRF. El factor de estabilidad seleccionado, se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo inducidas por el oleaje: a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta. b) Una velocidad de fondo (U1/1,000), para un período de 3 horas de tormenta completamente

desarrollada. Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser iguales o mayores que el factor de estabilidad indicado en la Tabla 5 de esta NRF. En caso de que los factores de estabilidad hidrodinámica calculados sean inferiores a los indicados en dicha tabla, se debe aplicar alguno de los métodos de mantenimiento correctivo indicados en esta NRF. Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis, de acuerdo alo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009 son para periodos de retorno de 100 años.




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Parámetros de evaluación Fase de operación

+ Nivel de enterrado de la línea. De acuerdo a inspección. + Consideración del peso del fluido Tubo lleno (operación).

+ Características del suelo. Tomar datos del estudio geotécnico del corredor, realizado con pruebas estáticas o dinámicas.

+ Altura de ola significante Datos del Anexo A(1) de la NRF-013-PEMEX-2009 correspondientes a un período de retorno de 100 años.

+ Velocidad de corriente a 95% de la profundidad. Datos del Anexo A(1) de la NRF-013-PEMEX-2009 correspondientes a un periodo de retorno de 100 años.

+ Período pico de la ola para la Sonda de Campeche y el Litoral Tabasco. 13 seg

+ Periodo pico de la ola para la Zona Norte y Lankahuasa. 12,3 seg

(1)Se debe tomar en cuenta la dirección del oleaje y de la corriente como se establece en la NRF-013-PEMEX-2009

Tabla 4. Parámetros para la evaluación por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas submarinas existentes

CSS Gas Crudo Alta 0,9 1,1

Moderada 0,8 1,0

Tabla 5. Factores de estabilidad hidrodinámica horizontal permisibles Cuando derivado de este análisis se requiera el estabilizado del ducto, se debe realizar un análisis de flexibilidad de acuerdo a 8.7.3 de esta NRF, con la finalidad de obtener la ubicación de las matrices de concreto y verificar que los esfuerzos no sobrepasen los permisibles. 8.7.2 Flotabilidad de tubería enterrada Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009. 8.7.3 Análisis de flexibilidad Se debe realizar cuando: • Se desconozca el estado estructural del ducto • Posterior a la ocurrencia de algún evento extraordinario (huracanes, falla de suelo marino, sismos, entre

otros.) que haya desplazado el ducto y que ponga en riesgo su integridad estructural • Haya registro de un cambio de trazo y perfil de la línea • Se tenga evidencia de fallas atribuibles a esfuerzos secundarios • Una inspección no destructiva PND revele la existencia de daños sensibles a esfuerzos axiales o

momentos flexionantes • Se realicen modificaciones o adecuaciones en el ducto, interconexiones con otros ductos • Se requiera desplazar el ducto para la realización de reparaciones Se debe realizar a través de programas especializados de cómputo, basados en técnicas de elementos finitos (MEF) o equivalentes. Se debe considerar para el análisis la configuración geométrica actual del ducto y las




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cargas estáticas y dinámicas actuantes generadas por las condiciones de operación, ambientales y ocasionales. Para las condiciones de carga se deben considerar las condiciones máximas de operación sin variaciones a lo largo del ducto. Así mismo en los tramos que se encuentran expuestos y azolvados se deben aplicar las fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con lo indicado en esta NRF. Los esfuerzos máximos generados por las condiciones de carga indicadas, no deben sobrepasar los valores permisibles establecidos en esta norma. Así mismo se debe evaluar el esfuerzo circunferencial de acuerdo a lo establecido en 8.7.3.1 de esta NRF, el esfuerzo longitudinal de acuerdo a lo establecido en 8.7.3.2 de esta NRF y el esfuerzo combinado (von Mises) de acuerdo con lo indicado en 8.7.3.3 de esta NRF. En caso de que existan esfuerzos que sobrepasen los límites permitidos indicados en la Tabla 6 de esta NRF, se debe realizar un análisis iterativo del comportamiento estructural para seleccionar las adecuaciones necesarias que permitan que el ducto opere dentro de los límites permisibles establecidos. Así mismo, se debe revisarque el ducto desplazado no interfiera con otros ductos o instalaciones cercanas.

Esfuerzo Tipo de carga Numeral

Esfuerzo Circunferencial Presión interna y externa 8.7.3.1

Esfuerzo Longitudinal máximo Presión, temperatura, sustentación, oleaje, corriente 8.7.3.2

Esfuerzo de Von Mises Presión, temperatura, sustentación, oleaje, corriente 8.7.3.3

Tabla 6. Combinaciones de carga y esfuerzos permisibles Los programas de cómputo empleados para el análisis de flexibilidad deben reportar los resultados en forma gráfica. 8.7.3.1 Esfuerzo circunferencial. Los ductos y sus componentes deben cumplir con el espesor mínimo requerido para soportar la presión máxima permisible de operación (PMPO) a las condiciones de servicio requerido, la cual no debe ser mayor a la presión de calibración de los dispositivos de seguridad de la línea y no debe superar la presión de diseño. La determinación del espesor de zona sana se debe hacer a partir de un número de mediciones que sea representativo del total del tramo a evaluar. La máxima presión permisible de operación para líneas submarinas que transportan líquido o gas, está dada por la siguiente expresión:

................................................................................................................................... (1)

Donde: PMPO = Presión Máxima Permisible de Operación, en MPa (lb/in2). D = Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in). t = Espesor mínimo medido en zona sana del ducto, en mm (in). SMUTS = Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del

tubo), en MPa (lb/in2). fEv = Factor para evaluación por presión interna indicado en la Tabla 7.

)tD(f)SMUTS(t2

PMPO Ev

−=




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Contenido Línea regular y arribos playeros Ducto ascendente

Moderada Alta Muy alta Moderada Alta Muy alta

Gas No Aplica 0,60 No Aplica No Aplica No Aplica 0,44 Crudo 0,63 No Aplica 0,57 0,52 0,47 No Aplica

Tabla 7. Factores para evaluación por presión interna (fEv)

La clasificación de la línea de acuerdo a su Categoría de Seguridad y Servicio (CSS) se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009. 8.7.3.2 Esfuerzo longitudinal. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está dada por la siguiente expresión:

................................................................................................................................. (2) Donde: Tu = Tensión longitudinal última, en N (Lbs). SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en

MPa (lb/in2). As = Área nominal de la sección transversal de acero del ducto, en mm2 (in2). ΔAs = Pérdida del área de sección transversal por corrosión, en mm2 (in2). La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular con la expresión:

................................................................................................................................................... (3) Donde: Tcp en N (Lbs). 8.7.3.3 Esfuerzo combinado. Se deben calcular de acuerdo alo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009. 8.7.3.4 Esfuerzo de curvatura. Se deben calcular cuando se presenten curvaturas horizontales o verticales en el ducto, diferentes al trazo original del mismo. El esfuerzo se obtiene mediante la expresión:

............................................................................................................................................................ (4)

Donde: σc = Esfuerzo por curvatura, MPa (lb/in2) E = Módulo de elasticidad del acero, MPa (lb/in2) D = Diámetro del ducto, cm (in) r = Radio de curvatura, cm (in) El esfuerzo por curvatura se debe comparar con el esfuerzo permisible que se obtiene por la aplicación de la siguiente ecuación:

( )As - As 1,1SMYS Tu Δ=

Ucp T 0,56 T =

r2ED

c =σ




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.............................................................................................................................................. (5) Donde:

= Esfuerzo permisible SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en MPa

(lb/in2) El cálculo de esfuerzo de curvatura, no aplica para la rehabilitación de cruces del ducto. 8.7.4 Evaluación de claros libres Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009. 8.7.5 Análisis por fatiga Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009. 8.7.6 Evaluación de indicaciones Se permite el uso de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería con base en modelos de mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, análisis de integridad basado en riesgo y confiabilidad y cualquier otro método de evaluación de daños que suponen un modo de falla plástico, así como la realización de pruebas hidrostáticas ó neumáticas. La PMPO que se determina para un tramo de ducto con indicación y que amerite evaluación se debe determinar de la siguiente manera: PMPO = Pf x fs ............................................................................................................................................... (6) Donde: Pf = Presión de falla que se obtiene de acuerdo al criterio de evaluación correspondiente. fs = Factor seguridad para evaluación:

Contenido Línea regular y arribos playeros Ductos ascendentes Gas

0,69 0,53

Crudo 0,63 8.8 Corrosión localizada La evaluación de la capacidad por presión interna del tramo de ducto con corrosión debe considerar la geometría de la indicación y propiedades mecánicas del ducto. Para determinar una Pf, debe ser conforme a lo indicado en el Anexo I de esta NRF y la corrosión ha de presentar una pérdida de metal mayor o igual al 10% y menor o igual al 80%. Toda indicación menor al 10% es aceptable y no amerita de evaluación, así mismo aquellas mayores al 80% no requieren evaluación y deben ser reparadas.

SMYS18,0per =σ

perσ




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8.8.1 Velocidad de Corrosión La velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones extremas se debe calcular con la siguiente expresión:

....................................... (7)

La velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones consecutivas se calcula con la siguiente expresión:

...................................... (8)

8.9 Vida Remanente (TVR) Tiempo promedio que debe transcurrir antes de que el tramo del ducto, llegue a su límite de retiro(años). Se debe calcular de acuerdo con la siguiente expresión:

.......................................................................................................................... (9)

Donde: tactual = Espesor mínimo de la indicación (remanente). tretiro = 20% del espesor nominal del tramo de ducto en estudio. 8.9.1 Abolladuras Se deben retirar o reparar cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes: a) Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial

(a tope). b) Las que interactúen con otras indicaciones. c) Las que excedan una profundidad de 6 mm (1/4 in) en un tubo de 323,85 mm (12 in) de diámetro nominal y

menores, o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 323,85 mm (12 in) y afecten a una unión soldada (longitudinal o circunferencial) y contengan ninguna arrancadura o ranura.

8.9.2 Muescas y ranuras Se deben retirar o reparar cuando presenten una profundidad mayor del 10% del espesor nominal de pared. 8.9.3 Daños calientes Los daños calientes iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto, se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida localizada de metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño. No ameritan reparación ni estudio las que tengan una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal del ducto.

inicial e última esinspeccion las entre (años) tiempot-t

(L.T.) corrosión de Velocidad últimoinicial=

previa y última esinspeccion las entre (años) tiempot-t

(S.T.) corrosión de Velocidad últimoprevio=

corrosión de velocidadttTVR retiroactual −=




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8.9.4 Zona esmerilada Las zonas esmeriladas iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto y que no contengan grietas o fisuras, se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de perdida localizada de metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño. No ameritan reparación ni estudio cuando presenten una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal de del ducto y no contengan grietas o fisuras. 8.9.5 Defectos en soldadura La evaluación de estas indicaciones debe realizar de acuerdo a lo que establece la Tabla 3 de la NRF-106-PEMEX-2010. 8.9.6 Desalineamientos de uniones soldadas Se deben evaluar de acuerdo a lo indicado en la sección 8 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente, cuando la altura del desalineamiento sea mayor del 25% del espesor mínimo medido en zona sana de ambos elementos o cuando éste se presente en combinación con algún otro daño o sometido a esfuerzos secundarios por cargas externas. 8.9.7 Laminaciones en metal base Las laminaciones detectadas en el metal base que presenten escalonamiento mayor al 10% del espesor de pared o que se encuentren en contacto con la zona afectada por calor y o la soldadura, se debe evaluar de acuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 579-1/ ASME FFS-1 2007 o equivalente, niveles 2 o 3 según el caso. Una estimación de la presión de falla se puede hacer con la siguiente expresión:

.................................................................................................................... (10)

Esté calculose debe realizar solo con propósitos de priorización de reparación y no para establecer la presión de falla real del tramo afectado. En caso de no existir otros daños, la PMPO se puede calcular por esta presión de falla multiplicada por el factor de seguridad(ver 8.7.6 de esta NRF). Si el tramo de ducto presenta laminaciones en combinación con otros tipo de indicaciones (corrosión interna, SCC, entre otros) o sometido a fatiga o esfuerzos flexionantes significativos, cualquier laminación con escalonamiento mayor al 10%, se debe reparar. 8.9.8 Áreas de inclusiones no metálicas Se debe evaluar y analizar con el criterio que se establece en 8.9.7 de esta NRF. 8.9.9 Evaluación de otros daños por servicio 8.9.9.1 Agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC). Las áreas con HIC en forma de laminaciones, que no presenten abultamiento se deben evaluar con el criterio de evaluación de laminaciones, siempre y cuando su extensión no sea mayor a 1 hora técnica en la dirección circunferencial y medio diámetro en la dirección

( )D

)100

e%1(t10000SMYSPfalla

−+=




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longitudinal del tubo y no estén conectadas con soldadura de acuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente, niveles 2 o 3 según el caso. Las áreas con HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra, al menos una longitud de la menor ampolla, se deben evaluar como pérdidas de metal, tomando como espesor remanente el opuesto al abultamiento (ver 8.7.3.1 de esta NRF). Las áreas con HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo, cuya dimensión en cualquier dirección sea menor a medio diámetro, se deben evaluar por mecánica de la fractura y considerar la longitud de grieta como la extensión conectada a la soldadura y la profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de la grieta y la pared del tubo. Las áreas con HIC que excedan las dimensiones anteriores se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar. Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra se deben evaluar de acuerdo a lo indicado en el API 579-1/ASME FFS-1-2007. 8.9.9.2 Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC). Las áreas con SCC se deben reparar, priorizándose estas con base en estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de la fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, entre otros. Así mismo, en este análisis debe enfocarse a la identificación y mitigación de las causas que dieron origen al SCC. 8.9.9.3 Desprendimiento de lastre de concreto. Cuando se tengan desprendimientos de lastre de concreto en la línea submarina, el contratista debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica de acuerdo a lo indicado en 8.7 de esta NRF considerando un lastre de concreto equivalente. Para determinar el cálculo, se debe cuantificar el peso que del ducto ha perdido en un determinado tramo, el cual se le restará al espesor de lastre de concreto original del ducto, de tal manera que se obtenga un nuevo espesor de lastre de concreto reducido. 8.9.10 Formatos de evaluación El encargado de la evaluación debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular evaluados en los formatos indicados en la Tabla 8 (ver Anexo G de esta NRF). En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en el formato de evaluación FE01.

FORMATO Ducto ascendente Línea Regular FE01. Resumen de indicaciones dictaminadas para reparación a aFE02. Estabilidad hidrodinámica horizontal y flotabilidad aFE03. Análisis de flexibilidad a aFE04. Análisis de esfuerzos por curvatura. aFE05. Pandeo local aFE06. Análisis de vorticidad a aFE07. Evaluación de indicaciones contenidas en el espesor a aFE08. Protección catódica a aFE09. Fatiga a a

Tabla 8. Formatos de evaluación




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8.10 Mantenimiento Las actividades de mantenimiento, se deben realizar con base en procedimientos específicos para cada método de reparación, los cuales serán presentados a PEMEX para su revisión y comentarios. 8.10.1 Mantenimiento preventivo 8.10.1.1 Inyección de inhibidores. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia. En caso de no tenerlo se debe implementar un programa .de acuerdo a los criterios indicados en la NRF-013-PEMEX-2009 y NRF-005-PEMEX-2009. La corrosión interior del ducto no debe ser mayor de 2 MPA y en caso de no tener inhibidores la corrosión interior no debe ser mayor de 1 MPA de acuerdo a lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009. 8.10.1.2 Protección catódica. En líneas submarinas y ductos ascendentes de acero, ya sea enterrados y/o superficiales deben cumplir con lo que se indica en NRF-047-PEMEX-2007. En caso de que no se cumpla con el criterio anterior, es necesario realizar el reforzamiento de la protección catódica por medio de la instalación de ánodos de sacrificio, mediante soldadura, como resultado de la inspección y del perfil de potenciales, existan bajos potenciales de protección. Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras líneas submarinas, se debe revisar la interacción entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo-suelo y establecer las medidas correctivas para minimizar los efectos de la interacción. 8.10.1.3 Protección anticorrosiva. Se debe rehabilitar la protección anticorrosiva cuando se detecte que se encuentra en mal estado y cuando se realiza alguna reparación en el ducto ascendente o línea regular de acuerdo a las normas NRF-004-PEMEX-2011 y NRF-026-PEMEX-2008. 8.10.1.4 Monitoreo de la velocidad de corrosión interior. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos de tipo gravimétrico ó electroquímicos, debidamente separados, acondicionados, pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las características químicas de los productos transportados, las cuáles también determinaran los periodos de exposición y se debe apegar lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2013. 8.10.2 Mantenimiento correctivo Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales, se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños. En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento, por lo que al área se le debe dar un contorno suave. Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños. Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente del ducto después de esta operación, no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que se requiere tal como se determina en 8.7.3.1 de esta NRF. De otra manera, se prohíbe la reparación y el tramo del ducto dañado se debe reforzar ó remplazar. Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas. Al final de cada capa se debe medir el espesor de pared remanente, por medio de ultrasonido, con el objeto de no esmerilar más del 10%. Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas, para detectar indicaciones de grietas. En




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este caso, se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan, siempre y cuando la profundidad del área no implique el riesgo de ruptura, de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; en caso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a la magnitud del daño generado. 8.10.2.1 Esmerilado. Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales, se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños. En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento, por lo que al área se le debe dar un contorno suave. Los daños mecánicos, daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños. Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente del ducto después de esta operación, no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que se requiere tal como se determina en 8.7.3.1 de esta NRF. De otra manera, se prohíbe la reparación y el tramo del ducto dañado se debe reforzar ó remplazar. Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas. Al final de cada capa se debe medir el espesor de pared remanente, por medio de ultrasonido, con el objeto de no esmerilar más del 10%. Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas, para detectar indicaciones de grietas. En este caso, se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan, siempre y cuando la profundidad del área no implique el riesgo de ruptura, de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; en caso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a la magnitud del daño generado. 8.10.2.2 Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, rayaduras y quemaduras por arco, se deben reparar por medio de soldadura. El metal de aporte que se utiliza en reparaciones con soldadura debe ser de acuerdo con el tipo y el grado del ducto que se repara, de acuerdo con la NRF-084-PEMEX-2011. Una vez que el área a reparar se ha esmerilado de acuerdo a 8.9.4 de esta NRF y que se encuentra lisa, uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se debe realizar la reparación. En la Tabla 2 de esta NRF, se indican los casos en que se puede aplicar la reparación mediante soldadura de relleno. 8.10.2.3 Estabilizado de líneas. Cuando los resultados del análisis de estabilidad hidrodinámica realizado de acuerdo a 8.7 de esta NRF, indiquen que la línea es potencialmente inestable, se debe dragar a una profundidad que garantice su estabilidad o utilizar sacos de arena/cemento, malla lastrada o algún otro dispositivo que cumpla con la función de elementos estabilizadores. Los elementos estabilizadores se deben bajar hasta el fondo y colocar de tal manera que se obtenga la configuración indicada en los planos de ingeniería. 8.10.2.4 Envolvente de refuerzo (Tipo B). Si no es posible sustituir un tramo de ducto con defectos dictaminados para reparación, las reparaciones de tipo permanente se deben realizar mediante la instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo conductor, mantener la hermeticidad y tener




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una vida útil igual o mayor a la del tubo conductor. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis específico de la problemática de la reparación. Para reparaciones de abolladuras, grietas y fisuras de acuerdo a la Tabla 2 de esta NRF, se debe usar un material para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y ser estable física y químicamente durante su vida útil. Un tubo con quemaduras o ranuras, se debe reparar mediante envolventes soldables, siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimo requerido en 8.7.3.1 de esta NRF. Las envolventes instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna, se deben diseñar para contener ó soportar la presión máxima de operación del ducto que se va a reparar. Dicha envolvente será soldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La envolvente ocamisase debe extender por lo menos 100 mm (4 in) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando exista sanidad del ducto. La envolvente se debe diseñar y validar mediante la técnica de elemento finito por un ingeniero responsable para soportar las condiciones de operación para las cuales fue diseñado el ducto y servicio de operación, además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de los ductos, previa limpieza a metal blanco. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al del ducto. Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura, se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro y se debe realizar en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable del ducto. Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de la inspección ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas recomendadas al respecto. 8.10.2.5 Envolvente mecánica (Tipo A). Se deben utilizar para la reparación en caso de pérdida de material externa y que no exista fuga. Su instalación debe permitir realizar los trabajos de reparación mientras la línea continúa en operación. Las abrazaderas atornilladas son provisionales cuando se instalan en el ducto. 8.10.2.6 Sustitución de carrete. Si es factible que el ducto quede fuera de operación, se debe reparar cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo el defecto y remplazándolo con otro carrete de espesor de pared y grado similar o mayor que reúna los requisitos de 8.7.3.1 de esta NRF, con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 in) o 200 mm (7.9 in) para diámetros menores. Cuando se programe la reparación de una sección del ducto mediante el corte y sustitución de la porción dañada, el carrete se debe someter a una prueba hidrostática como se requiere para un ducto nuevo de acuerdo a lo que se indica en ASME B31.4-2009, B31.8-2010 y API RP-1110-2007 o equivalentes. La prueba hidrostática se debe llevar a cabo antes de su instalación y se permite que se realice en fábrica, o con equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con dictámenes o informes de calibración de acuerdo a la LFMN y después de lo cual se realice el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su instalación.




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Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes se deben inspeccionar al 100% por medio de pruebas no destructivas como se indica las secciones 8 y 9 de API STD 1104-2005 o equivalente. 8.10.2.7 Refuerzo no metálico. Para defectos en los cuales no exista riesgo de fuga o tengan corrosión local o generalizada externa, se puede reparar mediante una envolvente no metálica (Resina epóxica reforzada con fibra de vidrio u otras fibras adecuadas). La utilización de envolventes no metálicas, está sujeta a que se demuestre que soporta como mínimo la misma presión que el ducto, y se debe diseñar para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones en los que opera el ducto. El envolvente no metálica que se utiliza como refuerzo se debe calificar mediante pruebas de acuerdo a lo que se indica en ISO/TS 24817:2006 por una entidad acreditada de acuerdo a la LFMN y su Reglamento. Los refuerzos no metálicos se deben considerar como reparaciones definitivas, de acuerdo a NOM-027-SESH-2010, por lo que no se requiere programar otro tipo de reparación. 8.10.2.8 Parches. Esta reparación consiste en la instalación de una placa para reforzar el espesor del tramo del ducto y se utiliza para reparaciones de áreas con pérdidas de metal localizadas y picaduras contenidas en su espesor. Los parches deben ser diseñados por el contratista y revisados por PEMEX. Se debe considerar dos métodos de reparación con parches: 1.- Parches con soldadura de filete. 2.- Parches habilitados con un cople y aplicación de soldadura de filete en el perímetro de la placa. 3.- Reparación con parches de acero al carbón adheridos con compuestos poliméricos, cuando el diámetro del

componente a reparar sea mayor a 600 mm (23.62 in). Esta reparación se debe realizar de acuerdo a la ISO/TS 24817:2006.

Las reparaciones con parches se deben realizar de acuerdo a lo indicado en la norma ASME-PCC-2-2011 o equivalente. El tamaño del parche debe cubrir el defecto a reparar. El tamaño del parche debe cubrir por lo menos una pulgada de metal base sano a cada lado de la indicación o defecto, y en el caso de parches con tapones de relleno de soldadura, la distancia es la misma pero considerando los orificios. El método generalmente es usado para superficies externas de componentes sujetos a presión interna. Para aplicaciones bajo esfuerzos externos se debe realizar un análisis por separado para evaluar el pandeo y otras condiciones de inestabilidad. 8.10.3 Formatos para mantenimiento El encargado del mantenimiento debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular en los formatos indicados en la Tabla 9 de esta NRF (ver Anexo H).




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Formato Ducto ascendente

Línea Regular

FM01. Mantenimiento Preventivo a a FM02. Mantenimiento Correctivo a a

Tabla 9. Formatos de mantenimiento

9. RESPONSABILIDADES 9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales Aplicar los requisitos y recomendaciones de esta norma, en las actividades de inspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos, a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de las mismas. 9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, así como con prestadores de servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que los ductos marinos operen de una manera confiable y segura. La verificación del cumplimiento de esta norma, se debe realizar por el área usuaria, verificando y atestiguando los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos indicados en 8.4 de esta NRF. 9.3 Contratistas y prestadores de servicio Conocer y cumplir con los requerimientos establecidos en la presente Norma de Referencia, los constituidos en las bases de licitación y en los trabajos relativos en seguridad, diseño, selección de materiales, construcción, inspección y pruebas. Cumplir según corresponda con la NMX-CC-9001-IMNC-2008; los artículos 55 párrafo 4, 56 y 68 inciso III de la Ley Federal de Metrología y Normalización; artículo 24, 3° párrafo y artículo 67 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas; artículo 11 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y artículos 13 y 13-A del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. Toda la documentación y registros que se generen en los trabajos que competen a esta Norma de Referencia, antes y durante el desarrollo de trabajos (procedimientos, manuales, planos, bitácoras, diagramas, isométricos, imágenes, memorias, estudios, correspondencia, entre otros), se deben entregar a PEMEX en idioma español y conforme a la NOM-008-SCFI-2002 [se puede anexar entre paréntesis otro idioma o sistema de medidas, aclarando que para esta Norma de Referencia no se aplicó lo publicado el 24 de septiembre de 2009 en el Diario Oficial de la Federación, en lo que se refiere al punto decimal, sino se conserva el criterio de la coma que cita la NOM]. Asimismo, dicha entrega se debe realizar por medios electrónicos e impresos, según los requerimientos de la licitación, y se debe validar con sello y rúbrica del responsable de la compañía, proveedor, fabricante o el que corresponda. Cumplir con las disposiciones de la LGEEPA y su reglamento, RPCCMVDOM y su reglamento, LGPGIR, y RSHPMOS.




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10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES No tiene concordancia. 11. BIBLIOGRAFÍA 11.1 API 579-1/ASME FFS-1-2007. Fitness for Service (Adecuación para el servicio). 11.2 API RP-1110-2013. Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines (Prueba de presión de líneas de petróleo líquido). 11.3 API RP-1111-2007and Errata 2011. Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids, or Carbon Dioxide (Práctica recomendada para la prueba de presión de ductos para la transportación degas, gas de petróleo, líquidos peligrosos, líquidos altamente volátiles y bióxido de carbono) 11.4 API STD 1104-2005.Errata y Adenda-2007, Errata 2-2008 Reafirmada en 2010, Welding of Pipelines and Related Facilities (Soldadura de ductos e instalaciones relacionadas) 11.5 ASME B31.4-2012. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids (Sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, y otros líquidos). 11.6 ASME B31.8-2012. Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de ductos de transporte y distribución de gas). 11.7 ASME B31G-2012. Manual for determining there maining strength of corroded pipelines (Manual para la determinación de la fuerza remanente de las tuberías corroídas). 11.8 ASME PCC-2-2011. Repair of Pressure Equipmentand Piping (Reparación de Equipo y Tubería a Presión) 11.9 PEMEX 250-22100-SI-206-0001. Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex. Pemex Exploración y Producción, 2001. 11.10 PEMEX CID-NOR-N-SI- 0001-2000. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte. 11.11 PEMEX CID-NOR-02-1996. Reparaciones definitivas, permanentes y provisionales en ductos. 11.12 PEMEX GG-TH-TC-0005-2011. Guía técnica para la realización de revisiones de control a la aplicación del plan de administración de integridad de ductos, de Agosto de 2011. 11.13 PEMEX PEP-PAID-002. Plan de administración de integridad de ductos, de Junio de 2011




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12. ANEXOS 12.1 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente La indicación “o equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de los Documentos extranjeros, significa lo siguiente: 12.1.1 Documento normativo que indica las características, reglas, especificaciones, requerimientos, atributos, directrices, o prescripciones aplicables a un Bien, Proceso, Actividad, Servicio o Método, y las que se refieran a su cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, igual al propuesto en esta NRF. 12.1.2 Los Documentos extranjeros, “equivalentes”, deben cumplir con lo que se indica y/o exige por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. 12.1.3 No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales, Internacionales, Industriales o Extranjeros, que tengan requerimientos, especificaciones o exigencias menores a los que refiere y/o solicita PEMEX, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros). 12.2 Lo anterior también es aplicable a los requerimientos que se señalan en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. 12.3 En todos los casos, las características, especificaciones, requerimientos y/o obligaciones que se indican en esta NRF, Especificación Técnica, y los que de esta se desprenden, son de cumplimiento obligatorio por Licitantes, Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. 12.4 El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicado en esta NRF y/o ET, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso, anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto por concepto, y demostrar que el documento que propone, es igual que el que se indica o refiere en esta NRF o ET, a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. 12.5 Cuando los documentos que se señalan en el párrafo anterior, no son de origen Nacional, deben estar legalizados ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. 12.6 Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor certificado, y debe considerar la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen, para los efectos de la Licitación y/o, Contrato, y efectos Legales, a que den lugar” 12.7 La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito, y se debe indicar si es o no autorizado el documento propuesto como equivalente, en el caso de que no se autorice el uso del documento equivalente, el Licitante, Contratista, o Proveedor, está obligado a cumplir con el Documento extranjero establecido en la NRF o ET.




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Anexo A Formatos de información básica

LOGO DE LA COMPAÑÍA

CLAVE : __________________ DIAMETRO (In) : _____________ FORMATO DE INFORMACIÓN BÁSICA(FIB1)

NOMBRE DEL DUCTO: ________ LONGITUD (Km): _______________

INFORMACIÓN BÁSICA UBICACIÓN TÉCNICA: _________ ESPESOR NOMINAL (In):______ FECHA DE INSPECCIÓN: _______ ESP. MATERIAL: _______________ SERVICIO: ___________________

1. DATOS GENERALES DEL DUCTO

FECHA DE CONSTRUCCIÓN: INICIO DE OPERACIÓN: ____________________

FECHAS DE INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO: ____________________ 0

FECHA DE LAS ULTIMAS TRES CORRIDAS CON EQUIPO DE LIMPIEZA: ____________________ 0

TIPO DE RECUBRIMIENTO EXTERNO:_______ESPESOR DEL LASTRE DE CONCRETO:_________

DENSIDAD DE LASTRE DE CONCRETO:_______ TIPO DE SOLDADURA DE FABRICA: _______________________ PROTECCIÓN CATÓDICA: SINO TIPO:

INHIBIDOR SI NO TIPO: DOSIFICACIÓN: lt/mes

PROFUNDIDAD PROMEDIO DEL LECHO MARINO : _______________________________________

2. CONDICIONES DE OPERACIÓN ACTUALES

PRESIÓN DE OPERACIÓN*: ___ Kg/cm2 PUNTO DE MEDICIÓN: PRESIÓN DE DISPARO O DE BOMBEO EN LA SALIDA: Kg/cm2 PRESIÓN EN LA LLEGADA: __ Kg/cm2 PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTÁTICA DEL DUCTO: Kg/cm2 TIEMPO DE LA PRUEBA HIDROSTÁTICA: HR PPRESIÓN MÁXIMA HISTÓRICA: Kg/cm2 TEMPERATURA DE PRODUCTO: OC 0GASTO: MBD MMPCD

TIPO DE PRODUCTO: __________________ GRAVEDAD ESPECIFICA: __________ TIPO DE FLUJO: (intermitente, continuo, estático, entre otros) %H2O %MOL H2S %MOL CO2% NaCl0

*SI EL DUCTO PRESENTA PERFIL DE PRESIÓN O TRANSIENTE, REPORTARLO. 3. LOCALIZACIÓN DEL DUCTO POR TRAMOS

DISTANCIA ABSOLUTA (Km) DEL AL

FACTOR DE SEGURIDAD APLICABLE SEGÚN LA CSS

COMENTARIOS

4. REPORTE DE FALLAS ANTERIORES

TIPO DE FALLA: _________ UBICACIÓN (Km): ____________ CAUSA: ______________________

EXISTE REPORTE DE ANÁLISIS DE FALLA? NO SI (ANEXAR HISTORIAL DE FALLAS YREPORTE S RESPECTIVOS)




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ANEXAR LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS: 1. COPIA DE REPORTES DE INSPECCIÓN Y REPARACIÓN DE TRAMOS EN EL DUCTO, PREVIOS AL ANALISIS DE INTEGRIDAD. 2. TRAZO Y PERFIL TOPOGRAFICO DE TODO EL DUCTO, INTERCONEXIONES, CRUCES, DUCTOS ASCENDENTES, ENTRE

OTROS. 3. PARA TUBERÍA ENTERRADA SE REQUIERE LA MECÁNICA DE SUELOS DEL LUGAR EN DONDE SE ENCUENTRA EL DUCTO

(CLASIFICACIÓN DEL SUELO DE ACUERDO AL SISTEMA UNIFICADO DE CLASIFICACIÓN DE SUELOS (SUCS), ÁNGULO DE FRICCIÓN INTERNA, COHESIÓN, PESO VOLUMETRICO DEL SUELOS DE LA ZONA, ESFUERZO CORTANTE DEL SUELO, ESFUERZO

NORMAL DEL SUELO, CAPACIDAD DE CARGA DEL SUELO). 4. PERFIL DE POTENCIALES Y LOCALIZACIÓN DE RECTIFICADORES, CAMAS ANÓDICAS Y ÁNODOS DE SACRIFICIO. 5. RESULTADOS DE ÚLTIMOS MONITOREOS DE CORROSIÓN INTERIOR Y PUNTOS DE INYECCIÓN DE INHIBIDORES. 6. CAMBIOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN O TIPO DE SERVICIO DEL DUCTO DESDE SU INICIO DE OPERACIÓN. 7. TIPOS DE PROTECCIONES CONECTADAS DIRECTO AL DUCTO, EN CASO DE REPRESIONAMIENTO O CIERRE REPENTINO

(VALVULAS DE ALIVIO, VALVULAS DE DISPARO, ENTRE OTROS.). 8. ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO O COMPOSICIÓN QUÍMICA DETALLADA DE LOS ELEMENTOS QUE INTEGRAN LA MEZCLA

(ESPECIFICAR SI EL CONTENIDO DE H2O ES COMO HUMEDAD O COMO FASE LIQUIDA “CONDENSADO”).

FECHA DE ELABORACIÓN NOMBRE Y FIRMA REPONSABLE DEL MANTENIMIENTO DE PEMEX





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CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INFORMACIÓN BÁSICA (FIB02) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ RESUMEN DE INFORMACIÓN BÁSICA BARCO : __________________________________ DUCTO ASCENDENTE Y LÍNEA

Nº Clave

del Ducto

Ubicación Técnica Origen Destino Localización Instalación Diámetro

[In] Longitud

[km]

Coordenadas Espesor [In] Especificación API-STD-5LX-GRADO Lastre de concreto

Origen Destino Ducto Ascendente

Línea Regular

Ducto Ascendente

Línea Regular

Espesor [In]

Densidad [lb/ft3]

X Y X Y

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19





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Diseño CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN

Fecha deconstrucción Edad del Ducto en

Operación Servicio Producto

Presión (Kg/cm2) Temp.

(°C)

Presión (Kg/cm2) Temperatura (°C) Flujo (MBD / MMPCD)

CONDICIONES MÁXIMAS HISTÓRICAS

Inicio Termina Max PH Mín. Nor. Máx. Mín. Nor. Máx. Mín. Nor. Máx. Presión (Kg/cm2)

Temperatura(°C)

FlujoBPD/MMPCD




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Anexo B Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por pruebas no destructivas (PND) B.1 Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por PND El análisis de integridad mecánica se realiza con base en las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por Pruebas No Destructivas, que son necesarias para determinar su nivel de severidad. A continuación se listan las indicaciones más comunes en ductos y se indican sus dimensiones significativas. El Reporte de inspección debe contener estos datos, con las tolerancias especificadas para la técnica de inspección no destructiva empleada en su detección. Nomenclatura para el dimensionamiento de indicaciones: d Profundidad máxima A Longitud circunferencial (Ancho) L Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal) t Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana SC Soldadura circunferencial X Distancia a la soldadura circunferencial B.2 Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección perpendicular a la superficie (d). B.3 Reducción localizada de espesor

B.4 Ampolla: Profundidad en el espesor (t’), magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la existencia de agrietamiento secundario.




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B.5 Daño caliente B.6 Grieta Longitudinal ó circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial (a). Se debe reportar la ubicación de la grieta (en soldadura, zona afectada por calor o metal base).

B.7 Zona esmerilada

SC

C

SCC




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B.8 Laminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e), profundidad mínima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin), profundidad máxima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmax) y el espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana (t).

Despliegue de carrete

Perfil de espesor

Donde: 1 Representación de una laminación escalonada 2 Representación de una laminación simple X Distancia a la soldadura circunferencial %e Por ciento de escalonamiento calculado por:

B.9 Tallones, rayones y muescas sin abolladura:

100t

dde% minmax

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

1

2

1 2

e

Comité dPetróle

Organis

B.10 Abol(Lcirc) y profu

B.11 Defec

En adición a externa o inte

Poros Túnemínimo adya

dmáx.

e Normalizaceos Mexicansmos Subsid

ladura en mndidad (d) de

ctos en sold

las dimensioerna, horario t

l, Poros Agcente en zon

d.mín.

Poro

ción de nos y diarios

metal base. Ee la entalla.

dadura

nes significattécnico y al m

rupados y Pa sana (t), pr

L

A

o Túnel

INSPECCIÓMANTENIM

M

En caso de e

tivas se debe metal deposita

Poros aisladofundidad mí

t

ÓN, EVALUAMIENTO DE DMARINOS

existir entalla

reportar la uado o línea de

dos. Longitudínima (d.mín) y

A

L

Poros agru

CIÓN Y DUCTOS

a: longitud ax

bicación de loe fusión.

d axial (L), ay máxima (d.m

upados

NRF-014

Págin

xial (Laxial), lo

os defectos c

ancho circunfmáx.) del defec

A

L

Poro

4-PEMEX-20

na 43 de 109Rev. 0

ongitud circun

con relación a

ferencial (A),cto.

A

o aislado

013

nferencial

a la pared

espesor




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Falta de Penetración. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad máxima (d).

Falta de Fusión. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.)

t

d

A

L

t

A A

d.máx. d.mín.

d.máx.

d.mín.

L L




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Inclusiones de Escoria, Líneas de Escoria, Dobles Líneas de Escoria, Inclusiones No Metálicas. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.).

d.máx.

tmín.

A

Laxial

d.mín.

L

A

tmín.

d.máx. d.mín. L

A

S

Comité dPetróle

Organis

Concavidad (t), profundida

Socavado. Lprofundidad m

Penetración (t) y profundid


en la raíz. Lad máxima (d

Longitud axiamáxima (d).

excesiva. Lodad máxima (


ongitud axial d).

al (L), ancho

ongitud axial (d).

INSPECCIÓMANTENIM

M

(L), ancho ci

o circunferenc

(L), ancho c


rcunferencial

cial (A), espe

ircunferencia

d

d

d

CIÓN Y DUCTOS

(A), espesor

esor mínimo

l (A), espeso

L

NRF-014

Págin

r mínimo adya

adyacente

or mínimo ady

A

L

A

L

A

L

4-PEMEX-20

na 46 de 109Rev. 0

acente a la zo

a la zona sa

yacente en zo

t

t

t

013

ona sana

ana (t) y

ona sana

e

Comité dPetróle

Organis

Corona bajaprofundidad m

B.12 Desamáxima deteelementos qu


a. Longitud amáxima (d).

alineamientoctada, así co

ue forman la u

V

Longit


axial (L), anc

s en unioneomo, los espeunión soldada

Vista frontal

diámetro

ud del desalinea(c)

INSPECCIÓMANTENIM

M

cho circunfere

es soldadas. esores y ancha.

des

amiento


encial (A), es

Altura del deho de las sold

d

Altura del

salineamiento(d)

CIÓN Y DUCTOS

spesor mínim

esalineamiendaduras medid

Vista de

Soldadura

NRF-014

Págin

mo adyacente

to (d) a cadadas a cada h

L

A

perfil

4-PEMEX-20

na 47 de 109Rev. 0

e en zona sa

a hora técnichora técnica d

t

013

ana (t) y

a y en la de ambos




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B.13 Ovalamiento en unión soldada. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el máximo detectado (dmáx), así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada. B.14 Desprendimiento de concreto. Cadenamiento (C) y horario técnico (hr), longitud axial (La), ancho circunferencial (Lc). B.15 Azolvamiento en curva de expansión. Cadenamiento inicial (C1) y cadenamiento final (C2).

d.máx. Horario Técnico d

t1

t2

Elemento 1 Elemento 2 D

C1

C2

A

ee

s a

cd

Comité dPetróle

Organis

B.16 Soca

B.17 Esco

Anexo C

C.1 Espe

La inspeccióembarcacionequipo, espe

Las caracteríse citan a con

a) Maquina• Veloc• Gene• Poten• Propu

b) Equipo d• Radio• Rada• Ecos• Brúju

c) Sala de d) Puente d


avación. Cad

ombros. Cade

Caracterís

ecificaciones

n inicial se des adaptadascialmente a la

ísticas y requntinuación:

aria y equipo dcidad de crucerador (mínimncia 1800 H.Pulsor lateral dde navegacióos de corto y ar. onda

ula Posicionamiede mando con


enamiento in

enamiento (C

sticas de la e

s mínimas de

debe realizar s para efectuaa fuente de p

uerimientos m

de la embarccero 12 nudosmo 2) 333 kw. P. de proa 200 Hn. largo alcance

ento. n controles vi

Cadenamie

INSPECCIÓMANTENIM

M

icial (C1), cad

C) y descripció

embarcación

e la embarca

con embarcar este tipo deoder más pro

mínimos de m

ación. (caracs.

H.P.

e.

sta a proa y c

ento


denamiento fi

ón.

n y equipo

ción y del eq

aciones conse trabajos, qu

opia, conforme

aquinaria y e

terísticas)

controles vista

CIÓN Y DUCTOS

nal (C2) y altu

quipo

struidas espeuedando define a la Tabla C

equipo, con lo

a a popa.

NRF-014

Págin

ura máxima (h

ecialmente panidas las áreaC.1 de esta N

os que debe c

4-PEMEX-20

na 49 de 109Rev. 0

h0).

ara ello o puas correspond

NRF.

contar la emb

013

eden ser dientes al

barcación




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e) Cuarto de máquinas. f) Sala de graficadoras, magnetómetro, perfiladores, sonar y ecosonda. g) Oficina de trabajo. h) Almacén de refacciones. i) Intercomunicaciones entre puente-posicionamiento j) Antena. k) Área de pruebas no destructivas y almacén. l) Grúa o torre y malacate para muestreador. m) Malacate para magnetómetro y sonar. n) Cuarto de fuentes de energía. o) Fuente acústica de perfilador somero. p) Transductor de perfilador profundo. q) Hidrófonos en canal doble, del perfilador profundo. r) Hidrófonos de perfilador somero. s) Área de servicios.

• Cocina. • Comedor. • Dormitorios (mínimo 20). • Baños (mínimo 2)

Adicionalmente a las instalaciones anteriores, es recomendable, pero no indispensable. Que el barco tenga una sala de descanso y un área de lavandería. C.2 Embarcación para inspección en arribos playeros La lancha que se utilice en los trabajos de inspección en aguas someras, debe contar con el equipo que se relaciona a continuación y el necesario para realizar los trabajos satisfactoriamente. a) Ecosonda. b Sistema de posicionamiento. c) Sistema de radio. d) Motor fuera de borda de 50 HP.

Sistema Emisor Frecuencia de Emisión

Resolución Máxima Operacional Objetivos

Ecosonda 210 KHz 2 – 1 cm Medir tirante de agua y trazar mapas batimétricos.

Sonar de Exploración

Lateral 105 KHz 1 – 2 m

Vista en planta del fondo, para localizar naufragios, ductos, desechos; para determinar la topografía del fondo, los afloramientos y depresiones, y detectar burbujas de gas.

Perfilador electromecánico o

somero 0.3 - 5.0 KHz

Variable; generalmente 1 m, pero depende de su aplicación.

Medir tirante de agua, detecta burbujas de gas, proporciona perfil del suelo que puede variar de 60 a 150 m de profundidad.

Tabla C.1 Características mínimas del Equipo




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C.3 Características mínimas de embarcación de posicionamiento dinámico (DPII) La embarcación utilizada para la inspección con ROV debe utilizar para la navegación el Sistema de Posicionamiento Global Diferencial (DGPS), el cual se basa en la transmisión de datos vía satélite. El equipo para la recepción e interpretación de la señal debe tener una precisión en las coordenadas geográficas de 1,00 m. Las características mínimas que debe cumplir el sistema utilizado son: a) Transformación de posiciones del elipsoide WGS 84 al de Clarke 1866 y a la proyección plana UTM, NAD-

27, Zona 15. b) Área de cobertura amplia. c) Alta confiabilidad de enlace. d) Disponibilidad de la estación. e) Rápida transmisión de datos. f) Control de calidad integrado en tiempo real. g) Enlace de datos desde la estación de referencia hasta el sistema central. h) Entrega de señal a la estación de enlace terrestre. i) Mostrar gráficamente el perfil del lecho marino en tiempo real. j) Utilizar cartas electrónicas del área de trabajo con datos como profundidades, zonas de anclaje, rutas

marítimas, ductos, plataformas, válvulas, entre otros. El equipo de orientación geográfica para la navegación y posicionamiento debe cumplir como mínimo con lo siguiente: a) Portabilidad b) Despliegue digital del rumbo y velocidad c) Mantenimiento electrónico d) Entrada de datos de corrección para velocidad y latitud e) Resolución estándar IMO A424(XI) f) Conectores tipo “D” La embarcación debe contar con equipo ecosonda digital de frecuencia dual y un sistema de evaluación de protección catódica que incluye como mínimo: a) Celda de referencia remota (“tierra”) para medir las variaciones de potencial locales de plata/cloruro de plata

con una pureza de 99,99% embebida en un electrolito gelificado de pureza espectral. b) Sonda multielectrodos c) Digitalizador d) Computadora y periféricos e) Consola de superficie C.4 Características mínimas del equipo de operación remota (ROV) El vehículo operado a control remoto debe cumplir como mínimo con las siguientes características: a) Sistema de rastreo acústico b) Alta maniobrabilidad c) Capacidad de interfase con varios sensores de inspección d) Velocidad de desplazamiento que permita un alto factor de confiabilidad y seguridad

±




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e) Sensores para lectura de rumbo, altitud, profundidad, temperatura, presión, monitoreo de la línea, cabeceo y balanceo, medición de ingreso al agua, alarma de bajo nivel de aceite y giro de vehículo.

El sistema de rastreo acústico debe cumplir como mínimo con lo siguiente: a) Rastrear hasta 6 objetos simultáneamente con telemetría. b) Compensación automática del hidrófobo por temperatura. c) Control de interfaces seriales RS-232C, tasa de transmisión y elección de seis formatos de salida. d) Determinación de FOCET X, Y, Z a la posición del hidrófobo para determinar posiciones absolutas de los

blancos. e) Alarmas individuales de objetivos para rango, rumbo, profundidad y tiempo de respuesta. f) Prueba automática de sistema para control de calidad de señales. La estructura principal del ROV debe contener los siguientes equipos y accesorios: a) Sistema universal de rastreo y localización magnética para localizar y rastrear cables, ductos y objetos por

medio de campos magnéticos. b) Perfiladores de cabeza doble para la topografía submarina del lecho. Debe incluir el ducto en caso de que

éste se encuentre descubierto. c) Sistema batimétrico para medición profundidad, salinidad y temperatura del agua, así como la altura del

ROV sobre el lecho marino. d) Sonar de barrido acústico para localizar objetos a distancias hasta de 150 m. e) Cámaras a colores con zoom f) Cámara de baja iluminación para la inspección de líneas en condiciones de poca iluminación o aguas

turbias. g) Equipo para recibir las señales acústicas emitidas por el transductor para definir la posición del ROV con

respecto al barco Para la medición de la protección catódica se debe cumplir con lo siguiente: a) Tres celdas de referencia de plata/cloruro de plata, dos montadas en la sonda y una como celda remota en

el barco y sonda multi-electrodos montadas en el brazo manipulador para medir potenciales y gradiente del campo aproximadamente a cada 10 cm a una velocidad de navegación aproximada de 1 km/h. No debe existir una diferencia mayor de 0,005 mV entre las celdas.

b) El perfil de gradiente de campo reportado debe ser preciso dentro de 0,5 mV con un nivel de confianza del 95%.

c) El potencial de contacto anódico reportado debe ser preciso dentro de 3,0 mV con un nivel de confianza del 95%.

d) La salida de corriente reportada debe ser precisa dentro de 20% con un nivel de confianza del 95%. Anexo D. Información de inspección con equipo instrumentado Cuando se inspeccione con equipo instrumentado, se debe incluir en el Reporte como mínimo la siguiente información para cada ducto inspeccionado: 1. Información general de todas las corridas de diablos efectuadas incluyendo un Reporte fotográfico de cada

corrida en cada ducto. 2. Se debe incluir la siguiente información de cada anomalía:

±

±

±




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− Localización. − Si son internas o externas. − Sus 3 dimensiones (largo, ancho y profundidad) − Orientación de las fallas en el sentido horario técnico − Posición y tipo de soldaduras de fabrica (longitudinal o helicoidal) − Número consecutivo de cada soldadura circunferencial − Desalineamiento de juntas circunferenciales − Espesores en cada segmento − Distancia relativa de cada indicación desde la soldadura aguas arriba − Distancia absoluta de las anomalías desde el origen (Válvula de seccionamiento de la trampa de

lanzamiento) − Tipo de registro (pérdida de metal, válvulas, defectos de fabricación, cambios de espesor, tomas

reparaciones, envolventes, objetos metálicos, Entre otros.) − Porcentaje de pérdida de metal (internas y externas) mayores al 18 % del espesor nominal del tubo, así

como el porcentaje de los desalineamientos detectados. − Longitud axial y circunferencial de la anomalía. − Máxima Presión de Operación de acuerdo al espesor remanente de la falla o factor estimado de

reparación. − Comentarios.

3. Gráficas de anomalías detectadas. − Clasificadas por profundidad de pérdida de metal. − Clasificadas por diagnóstico de presión. − Internas − Externas

4. Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio, dependiendo de la profundidad de cada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo del ducto que la contiene. − Defectos mayores o iguales al 18% pero menores al 40% − Defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60% − Defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80% − Defectos mayores o iguales al 80%

5. Resumen de la siguiente información: − Abolladuras − Cambios de espesores en toda la línea − Desalineamientos − Ubicación horaria de la soldadura longitudinal − Ubicación horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal − Defectos en soldaduras circunferenciales − Envolvente de protección − Envolventes soldadas − Objetos metálicos cercanos o en contacto con el ducto − Parches soldados − Puntos de referencia y ubicación − Reparaciones − Ánodos de sacrificio − Envolventes o camisas de acero no soldadas

6. Observaciones y recomendaciones de acuerdo a los resultados obtenidos cuando haya una indicación relevante que represente un alto riesgo para el ducto en cuestión.

7. Incluir en el software, la base de datos que contengan todas las anomalías que permita filtrar la información para producir graficas de distribución y la presión máxima permisible de operación (PMPO), asimismo




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debeestar integrada con un sistema de información geográfica que despliegue el trazo y perfil del ducto a cada 50 m, así como las anomalías referenciadas al sistema de coordenadas UTM.

8. Gráficas sobre el cálculo de la presión máxima permisible de operación (PMPO) en los ductos de acuerdo con los daños detectados por el diablo instrumentado.

9. Información general incluyendo fotos de referencia por cada ducto de las corridas desglosando comentarios sobre: − Limpieza interior − Calibración geométrica − Inspección interior − Pérdidas de metal − Anomalías en el ducto − Calidad de la inspección

10. Tablas de las 15 anomalías más significativas ordenadas por: − Distancia progresiva − Severidad

11. Representación gráfica de las 15 anomalías más significativas incluyendo: − Descripción de la anomalía indicando: tipo, orientación, longitud axial, ancho circunferencial,

profundidad máxima, factor estimado de reparación basado en ASME B31G o equivalente, espesor nominal en milésimas de pulgada, distancia absoluta desde el lanzamiento.

− Localización de la anomalía indicando: referencias aguas arriba, referencias aguas abajo, soldadura de referencia aguas arriba, soldadura de referencia aguas abajo, distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas arriba, distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas abajo.

− Esquema de localización de anomalía indicando: dibujo representativo de los cinco carretes (carrete afectado mas dos carretes inmediatos aguas arriba mas dos carretes inmediatos aguas abajo) número consecutivo de las soldaduras, dirección del flujo, longitud de cada carrete.

12. Reporte resumido del ducto basado en la presión de operación y debe incluir: − Histograma de máxima presión de operación permitida basado en ASME B31G o equivalente, indicando

en eje “x” la longitud y en eje “y” la profundidad de las anomalías. − Histogramas de factores estimados de reparación (FER) en base a ASME B31G o equivalente(FER

mayor o igual a 1, FER mayor o igual a 90 pero menor a 1, FER mayor o igual a 80 pero menor a 90, y FER menor a 80) en eje y el numero o cantidad de anomalías y en eje x la distancia absoluta.

− Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%, mayor o igual a 60% pero menor de 80%, mayor o igual a 40% pero menor a 60%, mayor o igual a 18% pero menor de 30%) en eje y el número o cantidad de anomalías “y” en eje “x” distancia absoluta.

− Gráfica de densidad de orientación de fallas indicando en eje y la posición horaria y en eje x la distancia absoluta, posicionando las anomalías de acuerdo a su profundidad y discriminándolas por colores.

− Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje “y” la velocidad en m/s y en eje “x” la distancia absoluta

− Listado de objetos metálicos próximos al ducto − Listado de abolladuras − Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales − Listado de localización de puntos de referencia − Listado de cambios de espesor

13. Listado de ducto. Debe incluir como mínimo la siguiente información: − Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba − Distancia relativa entre soldaduras − Distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros − Descripción de la indicación: lanzamiento, válvula, junta, pérdida de metal interna, pérdida de metal

externa, entre otros




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− Profundidad máxima − Longitud de falla − Ancho circunferencial de falla − Factor estimado de reparación de acuerdo a ASME B31G o equivalente. − Orientación. Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía de inspección para su integración al software, debe ser entregado en Excel 5.0

14. Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el Reporte. 15. La precisión para localizar mediante GPS las anomalías identificadas con equipo instrumentado debe ser:

• Axial +/-0,5 m desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía, y de +/- 0,2 m. desde la anomalía hasta la soldadura.

• Circunferencial +/- 0,5 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj). 16. Además el contratista proporcionará en el Reporte final lo siguiente:

− Indicación e identificación de las anomalías, defectos e información mencionada en el punto 9. − Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal, y los espesores de

pared de tubo deben ser referenciados en milésimas de pulgada. − Los reportes producto del resultado de la inspección se deben presentar por computadora en diferentes

formatos. Los formatos mínimos que el contratista debe proporcionar son los estipulados en el punto 13. − Información del listado de pérdidas de metal, indicando número de falla, distancia del punto de

lanzamiento, descripción de la falla, orientación, porcentaje de profundidad, longitud de la falla, discriminación interna o externa, comentarios, distancia de la falla a las soldaduras circunferenciales más cercanas, distancia de la falla a la referencia más cercana, número de referencia, distancia de la falla a la instalación más cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en Excel 5.0.

− Tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo instrumentado, incluyendo el software y su protocolo.

− El software suministrado debe ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final.

− En forma adicional a la información del reporte final impreso, el software debe tener la información y capacidad para proporcionar: Formato individual de fallas identificadas con los siguientes datos: tipo de falla interna o externa,

orientación, número de falla, dimensiones de la falla (axial, longitudinal, porcentaje de profundidad), localización, referencias para ubicación de la falla, comentarios y un espacio de observaciones para anotaciones posteriores a la inspección.

Representación gráfica de cualquier pérdida de metal seleccionada a lo largo del ducto con las distancias relativas a las soldaduras y a las referencias a ambos lados de la anomalía. esta gráfica incluirá también texto con todos los datos relevantes de la pérdida de metal, lo cual facilitará las labores en campo para la excavación y evaluación de la falla.

− Descripción general del equipo utilizado. El reporte debe ser entregado a Pemex en idioma español. En el mismo, debe describirse el procedimiento para localizar las fallas sobre la tubería respecto a las manecillas del reloj. Los resultados que entregará el contratista, como el reporte final de la inspección, deben contemplar todos los daños que en la fecha de los trabajos tenga la tubería inspeccionada, conforme al tipo de anomalías anteriormente descritas.




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Anexo E Resumen de resultados de inspección


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE RESUMEN DE INSPECCIÓN (FRI01) SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ RESUMEN DE HALLAZGOS PARA INSPECCIÓN EXTERNA (T0 Y T1)

FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

No. TIPO DE HALLAZGO

COORDENADAS DE INICIO

COORDENADAS DE TERMINO LONGITUD OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma

Encargado de la Cuadrilla

Coordinador / Representante Técnico

Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI02) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

RESUMEN DE INSPECCION FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ HALLAZGOS EN LÍNEA REGULAR

EQUIPO UTILIZADO:

Video No. Fecha Hora Contador

video COORDENADAS UTM

Kilometraje Tirante de

agua (metros)

Enterrado (%)

Potenciales directos (V)

Descripción de Eventos Referencia X Y

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A)



Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI03) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ RESUMEN DE INSPECCION FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ INSPECCIÓN CON PRUEBAS NO

DESTRUCTIVAS (PND) BARCO : __________________________________

Isométrico de Referencia: Reporte No. Página ___ de ___

ELEMENTO

CARACTERÍSTICAS DEL ELEMENTO

DIFERENCIA EN ESPESORES

DETECTADOS TIPO DE INDICACIÓN

PRUEBA NO DESTRUCTIVA

APLICADA

CARACTERÍSTICAS DE LA INDICACIÓN

COMENTARIOS DIÁMETRO LONGITUD ESPESORES

DETECTADOS EN ZONA SANA

(in) LOCALIZACIÓN

ESPESORMÍNIMO

EN ZONA SANA

ESPESOR REMANENTE

PROFUNDIDAD

PÉRDIDA DE

METAL LONGITUD

AXIAL LONGITUD

CIRCUNFERENCIAL HORARIO TÉCNICO

No. TIPO (in) (m) MÍNIMO MÁXIMO (in) (%) (in) (in) (in) (%) (mm) (mm) (h:min)

LE = Longitud Exterior del codo LI = Longitud Interior del codo

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI04) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ RESUMEN DE INSPECCION FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ INSPECCIÓN CON EQUIPO

INSTRUMENTADO BARCO : __________________________________

Página ____ de ___

Loca

lizac

ión

Interna o externa Tipo

Dimensiones Sentido horario

No.

sol

dadu

ra

circ

unfe

renc

ial

Dist

anci

a so

ldad

ura

agua

s ar

riba

Porc

enta

je

perd

ida

de

met

al

PMPO Espesor

del segmento

Desa

linea

mie

nto

Comentarios

Longitud Ancho Prof.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




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Anexo F Formatos de inspección


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI01) SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________

ISOMÉTRICO GENERAL FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico No: Reporte No. Página __ de ___

ISOME T R I C O

NOTAS: 1.- EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN INTEGRAR TODAS LAS ZONAS DEL DUCTO.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




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Página 61 de 109Rev. 0

LOGO DE LA COMPAÑIA



ISOMÉTRICO ESPECÍFICO FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico No: Reporte No. Página __ de ___

ISOME T R I C O

NOTAS: 1.- EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN NUMERAR LOS ELEMENTOS, SOPORTES, VALVULAS Y BRIDAS PARA SU

IDENTIFICACION DE ACUERDO AL FI03, FI04 Y FI05. 2.- DEBE INDICAR LA UBICACIÓN DE LOS SOPORTES CON RESPACTO A LA SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL AGUAS ARRIBA.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI03) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ ELEMENTOS BARCO : __________________________________

Isométrico de Referencia: Reporte No. Página __ de__

Descripción D.N. (in) Costura Ang.

(°) Longitud

(m)

Horario Técnico (H:min)

Dist. a soldadura de referencia

(m)

Estado del recubrimiento

No. Tipo Mayor Menor

Observaciones:

D.N.= Diámetro Nominal Ang. = Angulo de inclinación de los elementos LE = Longitud Exterior del codo LI = Longitud Interior del codo

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP





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FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ SOPORTES BARCO : __________________________________


No. Tipo Horario Técnico (H:min)

Dist. a soldadura de referencia

(m) Funcional

Unión Soporte /

Plataforma

Soldado al ducto

Con / Sin Neopreno

Corrosión Interfase

Ducto / Soporte

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP





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FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ VÁLVULAS Y BRIDAS BARCO : __________________________________


No. Tipo D. N. (in) Clase Material L

(cm)

Espárragos Comentarios

Número Diámetro (in)

Longitud (cm) Estado

L = Longitud

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP




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VISUAL GENERAL FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Reporte No. Isométrico de referencia Procedimiento No. Revisión Página

_____ de _____

INFORMACIÓN GENERAL

No. Referencia Tipo D.N.

(in) Presenta Indicaciones

Relevante (Si / No)

Reporte Esp. No. Observaciones

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI07) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________ VISUAL ESPECÍFICO BARCO : __________________________________

Isométrico de Referencia Reporte No. Características del elemento: Espesor detectado en el elemento (in) Página No. de Referencia Tipo Mínimo: Máximo:

de

Horario técnico Cota (m)12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 3:00 2:00 1:00

NOTA 1:- Indicar la posición del cordón de soldadura longitudinal y circunferencial.

Indicación Horario (h : min)

Distancia relativa

(m)

Longitud axial (cm)

Longitud circunferencial

(cm)

* Profundidad (in)

** Espesor Adyacente (in)

Observaciones No. Tipo

NOMENCLATURA: * Referido a la profundidad máxima de la indicación ** Espesor mínimo de las 5 lecturas tomadas en la periferia de la indicación en zona sana

FLUJO




MARINOS

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VISUAL ESPECÍFICO FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Isométrico de Referencia: Reporte No. Página de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO:

A) VISTA GENERAL DEL ÁREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO

REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES:

C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.- Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas.

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ MEDICIÓN DE ESPESORES

GENERAL FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Reporte Esp. No. Isométrico de Referencia Página de

ZONA REFERENCIA TIPO DE ELEMENTO

LONGITUD (m)

DIÁMETRO ESPESOR MÁXIMO ESPESOR MÍNIMO MAYOR

(in) MENOR

(in) (in) NIVEL HORARIO

(h:min) (in) NIVEL HORARIO (h:min)

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP





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CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI09) PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________

FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________ MEDICIÓN DE ESPESORES ESPECÍFICO BARCO : __________________________________

Isométrico de Referencia: Reporte No. Página ___ de ____

EQUIPO Y ACCESORIOS DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) Medidor de espesores Transductor medidor de espesores Block de calibración

REFERENCIA RELOJ MEDICIÓN (in) DIFERENCIA ELEMENTO ∅ MAY (in)

∅ MEN (in) OBSERVACIONES

12:00 3:00 6:00 9:00 In % TIPO COSTURA LONGITUD

1

2 3

1

2 3

1

2 3

1

2 3

Nota: El dato de diferencia se obtendrá entre el espesor menor respecto al mayor en cada nivel y se reportará sólo la diferencia mayor, el porcentaje se obtendrá dividiendo la diferencia (en pulgadas) entre el espesor mayor medido en el elemento y después multiplicado por 100.

Marcar el espesor máximo y mínimo detectado por elemento

REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ

Técnico Encargado de Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor PEP




MARINOS

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CLAVE : _________________ DIÁMETRO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI10) SERVICIO : ________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ PARTÍCULAS MAGNÉTICAS

GENERAL FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________

Reporte General No. Isométrico de referencia Procedimiento No. Revisión Página

de


Referencia D. N. (in)

Presenta Indicaciones

Relevante (Si / No)

Localización de la indicación

(metal base / SC / SL)


Elemento Soldadura

No. Soldadura

Elemento “A”

Elemento “B”

NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento. Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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ESPECÍFICO FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________


Referencia D. N. (in) Estado de la superficie

Elemento Soldadura

No. Soldadura Elemento“A” Elemento“B”

PARÁMETROS DE INSPECCIÓN Fuente magnetizante: Marca: Modelo: Amperaje: No. de Serie:

Técnica de magnetización: Tipo de iluminación: Corriente magnetizante: Secuencia de operación:

Tipo de partículas: Color: Forma de aplicación: Vehículo:

RESULTADOS DE INSPECCIÓN

No. Ind. Tipo Horario (hrs : min)

Distancia SC–Indicación

( m )

Características de la Indicación Longitud

(in) Ancho

(in) Espesor zona

sana

Profundidad (in)

Minima Máxima

NOMENCLATURA:

No. Ind. = Número de indicación SC. SL

= Soldadura Circunferencial Soldadura Longitudinal

In = Pulgada

Observaciones:

Nota: Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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ESPECÍFICO FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________


de

LOCALIZACIÓN DE LA INDICACIÓN

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP

Elemento “A”

Indicación 1 Zona en material base Indicación 2 Zona afectada por el calor Indicación 3 En soldadura SC Indicación 4 En soldadura SL

Elemento “B”

Longuitudinal




MARINOS

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A) VISTA A GENERAL DEL ÀREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES:


NOTA.- Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas.

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ ULTRASONIDO (HAZ RECTO)



de


Zona No. Referencia Tipo D.N.

(in) Presenta Indicaciones

Relevante (Si / No)

Tipo de Indicaciones


Notas: D.N. Diámetro nominal en pulgadas (-) Indica que no se realizó la inspección en este elemento NRPI No presenta indicaciones relevantes

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Reporte Esp. No.: Isométrico de Referencia: Página: de

Zona Características del elemento: Estado de la superficie del

elemento No. de Referencia Tipo D.N. (in)

EQUIPO DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Equipo de ultrasonido

TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) Transductor de un cristal Transductor de dos cristal Transductor de fases

BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE

Descripción Marca Modelo No. De Serie Tipo de Acoplante

Croquis de indicación

Indicación Horario (h:min)

Distancia Relativa

(m)

Longitud axial (cm)

Longitud Circunferencial

(cm)

Espesor adyacente

en zona sana (in)

Espesor remanente

**(in) Pmáx (in) Pmín (in) PM / E

(%) ObservacionesNo. Tipo

No. Tipo

** Referido al espesor mínimo de la indicación PM: Perdida de metal = ((Espesor máximo del elemento –Espesor remanente) / Espesor máximo del elemento) * 100). Para indicaciones tipo Laminaciones, Inclusiones, HIC. Pmáx: Profundidad máxima de la indicación. Pmín: Profundidad mínima de la indicación. E: Escalonamiento = (profundidad máxima – profundidad mínima / espesor adyacente a la indicación en zona sana).

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Reporte Esp. No.: Isométrico de Referencia: Página: de


A) VISTA A GENERAL DEL ÀREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO






MARINOS

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OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES DETECTADAS CON PÉRDIDA DE METAL EN EL ELEMENTO:

OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÁXIMO DEL ELEMENTO OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÍNIMO REMANENTE DETECTADO

OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES CONTENIDAS EN EL ESPESOR DEL ELEMENTO:

OSCILOGRAMA DEL ESPESOR ADYACENTE EN LA ZONA SANA

OSCILOGRAMA DEL DONDE CONVERGEN EL ESPESOR ADYACENTE EN LA ZONA SANA Y EL INICIO

DE LA INDICACIÓN

OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÁXIMA DE LA INDICACIÓN

OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÍNIMA DE LA INDICACIÓN

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas.

Observaciones:




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR)



de


Referencia D. N. (in)

Presenta Indicaciones

Relevante (Si / No)

Localización de la indicación

(metal base / SC / SL) Reporte Esp. No. Observaciones

Elemento Soldadura

No. Soldadura

Elemento “A”

Elemento “B”

NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: de

Referencia D. N. (in) Estado de la superficie Elemento Soldadura

No. Soldadura Elemento “A” Elemento “B”

EQUIPO DE INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Equipo de ultrasonido

TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN

Descripción Marca Modelo No. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) Transductor de un cristal Transductor de dos cristales Transductor de fases

ZAPATAS ANGULARES

70° 60° 45° Angulo corregido D.N. / Espesor(1)

BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE

Descripción Marca Modelo No. De Serie Barreno sensibilidad (in) Tipo de Acoplante

(1): Aplicable solo para inspección en barrido de sanidad a soldaduras longitudinales.

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Horario técnico12:00 03:00 06:00 06:00 09:00

Fluj

o

A

B

Z X

Y H A B

Flujo

SD SD/2

Y





Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: deREFERENCIA DE CALIBRACIÓN DE EQUIPO

Angulo de barrido (Grados) Rango de pantalla (in) Espesor de referencia

(in)

Sensibilidad Barreno de

sensibilidad (in) Ganancia

(DB) EVP (%)

REFERENCIAS DE INDICACIONES

Localización de la indicación Características de indicación Parámetros de la indicación en el equipo

Observaciones No. Ind.

Horario téc.

“Z” (m)

Long. deind.

(m)

Ancho de ind.

(m) Tipo de

indicación Angulo

(grados) EVP de

indicación (%)

Db de

ind.

Dist. “X” (in)

Dist. “H” (in)

Dist. “Y” (in)

NOMENCLATURA: No. Ind. = Número de indicación Long. = Longitud Sup.de insp. = Superficie de inspección Prof. = Profundidad Db = Decibeles Dist. = DistanciaRef. = Referencia In = PulgadaInd. = Indicación EVP = AmplitudZ = Distancia Relativa

Nota: De detectar indicaciones mediante técnicas cualitativas tales como inspección visual, partículas magnéticas o líquidos penetrantes, estas debenser complementadas mediante inspección con ultrasonido haz angular empleando el formato FI15

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página : de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO


OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 1 OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 2


Observaciones:




MARINOS

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Reporte Esp. No. : Isométrico de Referencia: Página: de

REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES DETECTADAS:

A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2


Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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ABRAZADERAS (1) FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

LOCALIZACIÓN TIPO ZONA DISTANCIA DE LA PIERNA (m)

CRECIMIENTO MARINO DURO * ESTADO Y/O ANOMALÍA

ESPESOR (cm) EXTENSIÓN (%)

* EL CRECIMIENTO MARINO SE DIMENSIONARA SOBRE LAS CONCHAS DE LAS ABRAZADERAS

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP

(ZONA SUMERGIDA)

(ZONA AEREA)

CONECTOR DUCTOASCENDENTE CURVA

DE EXPANSIÓN

JUNTA AISLANTE

N.M.M.

ANCLAELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

ELEV.

CODO

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

GUIA

LINEA DE LODOS

ELEV. 0.00





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FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ ABRAZADERAS (2) BARCO : __________________________________

Página ___ de ___ HOLGURAS DE ABRAZADERAS

LOCALIZACIÓN TIPO ZONA ELEMENTO DUCTO ASCENDENTE ELEMENTO PIERNA

12:00 3:00 6:00 9:00 12:00 3:00 6:00 9:00

OBSERVACIONES:

ESPÁRRAGOS DE ABRAZADERAS

LOCALIZACIÓN TIPO ZONA

ELEMENTO DUCTO ASCENDENTE ELEMENTO PIERNA ESPÁRRAGOS TRABAJA

ESTRUCTU-RALMENTE

ABRAZADERA SOBRE

CON NEOP.

ESPARRAGOS TRABAJA ESTRUCTU-RALMENTE

ABRAZADERA SOBRE CANT. DIAM.

(in) LONG.

(in) FLOJO FALTA CANT. DIAM. (in)

LONG. (in) FLOJO FALTA

OBSERVACIONES:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ ABRAZADERAS (3) FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __ ORIENTACIÓN DE LA ABRAZADERA ANCLA

ABRAZADERA ELEVACIÓN DISTANCIA d DISTANCIA L1 Y L2

DISEÑO ACTUAL DISEÑO ACTUAL DISEÑO ACTUAL

L1 L1 L2 L2

OBSERVACIONES:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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ELEVACIÓN

ELEVACIÓN

N. M.

Temp 1

Temp 2

Temp 3

Temp 4

Temp 5

Temp 6

Temp 7

Temp 8

Temp 9

Temp 10




ZONA DE MAREAS Y OLEAJE

FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

ENVOLVENTE OCAMISA METÁLICA

TIPO NIVEL

SUPERIOR ( m )

NIVEL INFERIOR

( m )

TIPO DE RECUBRIMIENTO

ESTADO DEL RECUBRIMIENTO

MEDICIÓN DE TEMPERATURA

REFERENCIA NIVEL

(m)

TEMPERATURA EN DUCTO

(°C)

TEMPERATURA EN ENVOLVENTE O

CAMISA (°C)

Temp1 Temp2 Temp3 Temp4 Temp5 Temp6 Temp7 Temp8 Temp9

Temp10

TEMPERA PROMEDIO DEL DUCTO

(°C)

TEMPERATURA PROMEDIO EN LA ENVOLVENTE O

CAMISA (°C)

DIFERENCIA DE TEMPERATURA *

(°C)

* LA DIFERENCIA SERÁ LA TEMPERATURA PROMEDIO DEL DUCTO MENOS LA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA ENVOLVENTE O CAMISA.

OBSERVACIONES:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ INSPECCIÓN DE JUNTA

AISLANTE FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

JUNTA AISLANTE:

ELEVACION

TIPO

ESTADO DEL RECUBRIMIENTO

FUGAS

EXISTE CONTINUIDAD

ELECTRICA

OBSERVACIONES

NOTA: LA EXISTENCIA O NO DE CONTINUIDAD ELECTRICA SERA RESULTADO DE LA APLICACIÓN DE LA PRUEBA DE CONTINUIDAD

ELECTRICA.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP

JUNTA AISLANTE





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FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ ÁNODOS DE SACRIFICIO BARCO : __________________________________

Página ___ de ___ ÁNODOS DE SACRIFICIO

ZONA NIVEL O

CADENAMIENTO

TIPO DIMENSIONES POTENCIAL CATÓDICO

SUJECIÓN OBSERVACIONES

TIPO ESTADO

* NOTA: TOMAR FOTOGRAFÍA DE LOS ÁNODOS.

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ CONECTOR DUCTO ASCENDENTE CURVA DE

EXPANSIÓN FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

NIVEL TIPO DISTANCIA MÍNIMA A LA PIERNA FUGAS POTENCIAL

CATÓDICO

BRIDAS DISTANCIA ENTRE CARAS

12:00 3:00 6:00 9:00

ESPÁRRAGOS TUERCAS

(DIÁMETRO) DAÑOS O ANOMALÍAS EN EL CONECTOR CANTIDAD DIÁMETRO LONGITUD FLOJOS

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP

CURVA DE EXPANSIÓN




MARINOS

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CURVA DE EXPANSIÓN FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Página __ de __

CURVA DE EXPANSIÓN

LECTURAS No.

COORDENADAS UTM OBSERVACIONES

X Y

CROQUIS EQUIPO UTILIZADO

OBSERVACIONES:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Técnico



Supervisor de PEP





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FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ DEFENSA DEL DUCTO ASCENDENTE BARCO : __________________________________

Página ___ de ___ DEFENSA DEL DUCTO ZONA DEL SOPORTE

SEPARACIÓN DEFENSA-PIERNA

SEPARACIÓN DUCTO - DEFENSA CORROSIÓN DAÑOS

MECÁNICOS SE REQUIERE CAMBIO

DE DEFENSA OBSERVACIONES 12:00 3:00 6:00 9:00

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

ABRAZADERA DEL SOPORTE TIPO NIVEL

(m)

ESPÁRRAGOS TRABAJA

ESTRUCTURA ABRAZADERA

SOBRE OBSERVACIONES CANTIDAD DIÁMETRO

(in) LONGITUD

(in) FLOJOS FALTAN

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ LÍQUIDOS PENETRANTES

GENERAL FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________



No. DEL ELEMENTO INDICACIONES (SI / NO)

No. REPORTE ESPECÍFICO OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Referencia D. N. (in) Estado de la superficie

Elemento Soldadura

No. Soldadura Elemento“A” Elemento“B”


Proceso de soldadura de fabricación: Proceso de soldadura de campo: Especificación del material del ducto: Tipo de recubrimiento: Estado del recubrimiento: Estado de la superficie del ducto: Espesor mínimo en zona sana (in): Espesor máximo en zona sana (in): Tipo de ranura:

PARÁMETROS DE INSPECCIÓN

Tiempo de: Secado (min) Penetración (min) Secado (min) Revelado (min)

Tipo de penetrante: Tipo de revelador: Tipo de iluminación:

CONSUMIBLES LÍQUIDO Marca Código No. de lote

Penetrante Revelador Removedor

Croquis

No. Ind. Tipo de anomalía Ubicación

(hora técnica) Distancia

SC – anomalía (in)

Características de la anomalía Longitud

(in) Ancho

(in) Diámetro

(in)

NOMENCLATURA:

No. Ind. SC.

Sup. de insp. in

Proc.

= Número de indicación = Soldadura de campo = Superficie de inspección = Pulgada = Proceso

Observaciones:




MARINOS

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Reporte Esp. No. Página de




A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 2

NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas.

Observaciones:

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ INSPECCIÓN CON EQUIPO DE OPERACIÓN REMOTA

(ROV)

ALINEAMIENTO DE LÍNEA

FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

Condiciones de operación al momento de la inspección: Presión_______kg/cm2 Temperatura_______°C Longitud total del ducto

Longitud inspeccionada

Longitud sin inspeccionar

% del ducto enterrado

% del ducto expuesto total o parcialmente

% del ducto en zonas con claros libres

EQUIPO UTILIZADO:

KILOMETRAJE COORDENADAS UTM

T.A. (metros) ENTERRADO (metros)

AZIMUTH (grados)

X Y

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ INSPECCIÓN CON EQUIPO DE OPERACIÓN REMOTA

(ROV)

POTENCIALES EN LÍNEA REGULAR

FECHA DE INSPECCION : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

EQUIPO UTILIZADO:

KILOMETRAJE COORDENADAS UTM

RAW CP RAW FG POTENCIAL DE INICIO

GRADIENTE DE CAMPO

X Y

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ




Supervisor de PEP




MARINOS

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Anexo G Formatos de evaluación


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE RESUMEN DE EVALUACIÓN (FRE01) SERVICIO : ___________________________________________

PLATAFORMA : __________ PIERNA : __________________ INDICACIONES PARA SEGUIMIENTOO

REPARACION

CIA. DE EVALUACION: ____________________________________

No. TIPO DE INDICACIÓN UBICACION No. DE

REFERENCIA DE EVALUACIÓN

RECOMENDACIÓN

Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. Bo. PEMEX




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CLAVE : DIAMETRO : PIERNA : FORMATO DE EVALUACIÓN (FE02) SERVICIO : PLATAFORMA :

REFERENCIA DE INSPECCION : ESTABILIDAD HIDRODINAMICA HORIZONTAL Y

CIA. DE EVALUACION :

______________ No. DE REPORTE :

__________

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS:

ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( )

ESPESOR CONCRETO : in Densidad Lb/ft3

ESTABILIDAD HORIZONTAL

No.

TRAMO

TIRANTE (m)

LONG. COORDENADAS

UTM % DE DESENTERRADO

F.E. 1/100

F.E. 1/1000 DICTAMEN RECOMENDACION

X Y

FLOTABILIDAD DE DUCTO ENTERRADO

No.

TRAMO

TIRANTE (m)

LONG. COORDENADAS

UTM % DE ENTERRADO F R DICTAMEN RECOMENDACION

X Y





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REFERENCIA DE INSPECCION : ANALISIS DE FLEXIBILIDAD CIA. DE

EVALUACION : ___________ No. DE REPORTE :

__________

TIPO DE INSTALACIÓN: DUCTO ASCENDENTE : ( ) LINEA REGULAR : ( ) ARRRIBO PLAYERO : ( )

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR: in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( ) COORDENADA

S EC EL EV D MAX DICTAMEN X Y

EC ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL/ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL PERMISIBLE EL ESFUERZO LONGITUDINAL MÁXIMO/ ESFUERZO LONGITUDINAL PERMISIBLE EV ESFUERZO DE VON MISES/ESFUERZO PERMISIBLE DMAX DESPLAZAMIENTO MAXIMO RECOMENDACIONES





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REFERENCIA DE INSPECCION : ANALISIS DE ESFUERZOS POR CURVATURA CIA. DE

EVALUACION : ______________ No. DE REPORTE :

__________

FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( )

Ctrl. KM P.I.

ANGULO DE

INFLEXION

COORDENADAS UTM KM

P.C. KM P.T. Rc ESFUERZO

ACTUANTEESFUERZO

PERMISIBLE RELACIÓN DICTAMENX Y

RECOMENDACIONES





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CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE EVALUACIÓN (FE06) SERVICIO : ________________________________________


ANALISIS DE VORTICIDAD FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________

COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________

TIPO DE INSTALACIÓN:

DUCTO ASCENDENTE : ( ) CRUCE DE LINEA : ( ) CLAVE INTERCONEXION : ( ) CLAVE ARRIBO PLAYERO : ( ) LINEA REGULAR : ( )

REPORTE DE INSPECCIÓN: FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( ) FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR DEL LASTRE: in ESPESOR DE CRECIMIENTO MARINO : in

Ctrl. UBICACIÓN DEL

TRAMO O COORDENADAS

LONGITUD DEL

CLARO

SEPARACION DEL DUCTO

DEL LECHO O PIERNA

fV fn Vr KS DICTAMEN RECOMENDACION






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CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ FORMATO DE EVALUACION (FE07) PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________

SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________ EVALUACIÓN DE INDICACIONES CONTENIDAS EN EL ESPESOR CIA. DE EVALUACION: _________________ No. DE REPORTE : _____________________

Presión máxima histórica de operación (kg/cm2) Temperatura máxima histórica

de operación (°C) Esfuerzo de cedencia(ksi) Factor de seguridad de evaluación

Presión de diseño(kg/cm2) Temperatura de diseño(°C) Flujo (MBD/MMPCD) Tiempo de servicio (años)

Elemento (Tipo - No.)

Distancia Relativa

(m) Tipo de

Indicación

Pérdida de metal (d/t) o

Escalonamiento (%) o

Profundidad de abolladura (in)

Longitud axial (mm)

Longitud Circunferencial

(mm) Horario (h:min)

PMPO (kg/cm2)

TVR (Años) Recomendación Comentario

Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISÓ Vo. Bo. PEMEX





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SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________PROTECCIÓN CATÓDICA CIA. DE EVALUACION: _________________ No. DE REPORTE : _____________________

Página ___ de ___

ANODO DE SACRIFICIO

ZONA NIVEL O

CADENAMIENTO

TIPO DIMENSIONES

POTENCIAL CATÓDICO EN EL

ANODO DE SACRIFICIO

POTENCIAL CATÓDICO EN EL

DUCTO OBSERVACIONES






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SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________FATIGA CIA. DE EVALUACION: _________________ No. DE REPORTE : _____________________

Esfuerzo de cedencia(KSI) Presión de operación (kg/cm2) Temperatura de operación (°C)

DUCTO ASCENDENTE O LINEA REGULAR

ZONA NIVEL O

CADENAMIENTO INICIAL

NIVEL O CADENAMIENT

O FINAL LONGITUD VIDA DE DISEÑO

POR FATIGA

DAÑO ACUMULADO POR

FATIGA OBSERVACIONES





MARINOS

NRF-014-PEMEX-2013


Anexo H Formatos de mantenimiento


CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM01) SERVICIO : ________________________________________


MANTENIMIENTO PREVENTIVO FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________


DOCUMENTO DE REFERENCIA

MANTENIMIENTO PREVENTIVO EFECTUADO

FECHA OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma



Supervisor de PEP




MARINOS

NRF-014-PEMEX-2013



CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM02) SERVICIO : ________________________________________


MANTENIMIENTO CORRECTIVO FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________


DOCUMENTO DE REFERENCIA

MANTENIMIENTO CORRECTIVO EFECTUADO

FECHA OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma



Supervisor de PEP





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Anexo I Determinación del esfuerzo remanente en ducto corroído

Información requerida

¿Perfil de corrosión?

¿Baja tenacidad ó TTDF >Toó

constricción

¿Baja tenacidad o TTDF≥Toó

constricción?

¿Defecto largo?

ASME B31G ó equivalente

RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2 LPC-2

SiNo

Si No NoSi

No

Si L>4.5(Dt)½




MARINOS

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Método Formulaciones

ASME B-31Gó equivalente

RSTRENG-1

(ASME B-31G ó equivalente)

PCORRC

LPC-1

4A para 1D

2tSMYS1,11Pf

4A para

321

321211,1

L79745,01M 893,0

1

2

>⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

≤⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

−=

+==

−

td

Mtd

td

DtSMYSPf

DtDtLA

( )⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

−+=

>⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

≤⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

−1

22

242

Mtd85,01

td85,01

DtMPa95,68SMYS2Pf

50DtL para

DtL032,03,3M

50DtL para

DtL003375,0

DtL6275,01M

( )

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−−−=

Mtd1

DtSMTS2Pf

dtDL222,0exp1M

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

−

−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

−1

2

Mtd1

td1

tDtSMTS2Pf

DtL31,01M




MARINOS

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Método Formulaciones

RSTRENG-2

(ASME B-31G ó equivalente)

Área efectiva

LPC-2 Área efectiva

Terminología: A = Área exacta de pérdida de material debido a corrosión en la dirección axial en mm2 ó in2. A0 = Área original (L*t) en mm2 ó in2. D = Diámetro exterior nominal del ducto, en mm (in) d = Profundidad máxima del área corroída, en mm (in) G = Factor adimensional L = Longitud axial del defecto por corrosión, en mm (in) M = Factor de Folias Pf = Presión interna de falla (deformación plástica del material) prevista para el defecto por corrosión,

en MPa (lb/in2). SMUTS = Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile

Strength), en MPa(lb/in2). SMYS = Esfuerzo de cedencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

MPa (lb/in2). t = Espesor mínimo de pared medido en campo en zona sana del ducto aledaño a la indicación, en

mm (in).

( )

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−

−+

=

>⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

≤⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

−1

o

o

22

242

MAA1

AA1

DtMPa95,68SMYS2Pf

50DtL para

DtL032,03,3M

50DtL para

DtL003375,0

DtL6275,01M

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−

−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

−1

0

0

2

MAA1

AA1

tDtSMTS2Pf

DtL31.01M

INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS ...

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